涠洲12-1油田治理低效井增效超亿元

  老井焕青春“泵”发新活力
  [中国海洋石油报2019-03-12]
  经过5年的努力，涠洲12-1油田低效井综合治理初见成效：截至目前，通过电潜泵自主解卡救活低效井47井次，电泵井故障率从原来的23.9%下降至14.1%，22口低效井实现连续稳产，累计增产原油6.8万立方米，相当于21口低效井间歇性生产一年的总产量，节省井下作业费4700万元，增效超过1亿元。
  涠洲12-1油田共有生产井92口，其中大多数是电泵井。作为近20年的老油田，井下出砂、供液不足、封隔器密封不严等问题日渐显现，电泵故障频发，由此形成一批间断生产的低效井，而这也成了油田稳产加速跑的障碍。
  自2013年以来，涠洲12-1油田全面归纳低效井治理难题，瞄准问题根源，为老油田精准把脉、祛除顽疾，低效井重焕新活力。
  把脉老井除病根
  服役多年，井下封隔器密封失效成为油田的“老毛病”。油田抓住动液面高度这个控制点，使“病情”得到缓解。井下封隔器用于隔离油层和高含水层，一旦封隔器密封失效，产油井含水率就会快速升高，导致产油量迅速下降，只能通过修井并重新下入封隔器才能解决问题。为此，油田在实施修井作业前，精细调整油井套管压力，降低油井动液面高度，使水层少产水，增加产油量，总体上达到降低油井含水率、提高油井原油产量的效果。
  随着油井出现近井地带结垢、修井作业过程中地层污染等情况，困扰电泵井生产的又一大难题出现了——地层供液不足。电潜泵运行一段时间后就会欠载停泵，等到地层缓慢恢复后才能重启生产。长期反复启停，一方面会造成油井生产时率低、产量贡献低；另一方面会缩短电潜泵寿命，增加修井频率和成本。为此，油田将套管压力泄放到闭排系统，提高动液面高度，对油井环空进行补液，让动液面高于电潜泵吸入口，这样，油井动液面便可始终保持在合适位置，以保障油井连续生产。