胜利油田孤东厂技术创新解注汽开发难题

　　[中国石化新闻网2011年7月20日]胜利油田孤东采油厂针对稠油注开发过程出现的注汽高压井问题，积极开展技术攻关，通过技术创新，利用新工艺和新技术，成功解决了稠油注汽开发过程中的这一疑难问题。
　　这家采油厂过去由于稠油注汽高压井的存在严重影响注汽锅炉的正常安全平稳运行，造成注汽效果不理想，使其关键部件老化速度加快，注汽寿命大幅度降低，既不利于稠油的正常生产，也不利于注汽系统的节能降耗，降低注汽开发生产成本。同时，由于高压注汽井因注汽压力高、固井条件差、井况复杂、开采难度大、原油粘度高，使用普遍锅炉注汽压力达不到要求，需打排放注汽，造成稠油地质储量井采出程度低。
　　为此，这家采油厂从分析高压注汽井产生的机理入手，加强高压注汽井的治理。通过分析研究，他们得出了稠油油藏泥质含量偏高、油层污染和油稠是造成压注汽井产生的主要原因。针对产生问题的主要原因，他们经过认真分析研究和技术攻关，在先导性试验应用的基础上，利用新工艺和新技术，有针对性地提出了技术改造治理措施。
　　近几年来，这家采油厂先后组织实施高压注汽井治理21口井，其中采用振动解堵处理10口井，采取伴蒸汽注化学剂技术措施11口井。通过实施注汽高压井的振动解堵降压处理，注汽效果有了较大程度的提高，注汽压力平均下降了2.1MPa，措施成功率达到100%，其中7口井基本实现了关掉排放注汽的目标，另有3口井措施后的注汽压力均降到15MPa以下，达到目前注汽设备的要求，平均注汽干度提高了28.1%。通过采取伴蒸汽注化学剂技术措施共实施了11口井，见效8口，注汽压力均得到了不同程度的下降。以GOGDR4-17井为例，在治理前的几个注汽周期中，注汽压力均高于16MPa，干度为0，注汽后生产周期不足两个月，且低液量低效生产。在使用该工艺之后，注汽压力下降到14.6MPa，干度达到了70％，注汽效果得到了明显的改善。作业后，液量达到了28.6m3/d，油量达到了16.5m3/d。
　　现场应用结果表明，稠油热采化学注入装置在现场运行良好，是一个安全可靠的施工设备，采用热采化学注入装置结合热采化学药剂在治理孤东油田高压注气井试验中取得了成功，有效解决了高压井注汽难度大的问题。