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· “走进新时代、展示新作为暨纪念改革开放40周年”主题征文启事    2018/05/09
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【问鼎注水】青平川篇——千淘万漉虽辛苦,吹尽狂沙始到金
2018-09-07   审核人:   (点击: )
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2015年7月油田公司启动了“三年注水大会战”,确立了“一年树立标杆、两年全面推进、三年大见成效”的奋斗目标,为采油厂实现原油稳产转变开发方式提供了方向指引和路径参考,为延长油田实现千万吨以上稳产20年作出积极贡献。注水会战以来,青平川采油厂坚持技术与管理并举,全面加快科学化、精细化注水进程,不断完善管理机制,强化工作措施,狠抓责任落实。通过三年的攻坚啃硬,各项目标任务如期完成,注水效果初步显现。



截止目前,青平川采油厂配注合格率84.3%,较2015年提高了4.3%;水质达标率为73.4,较2015年提高了23.4%;注水井利用率保持在92%以上,较为平稳;资料全准率由2015年的83%提高到90%;注采对应率由2015年的55%增加到66%。


严字当头,管理举措不断强化

夯实基础管理

加强注水区油水井计量、油水井台帐的建立健全和数据库的录入,为后期动态分析提供切实真实的数据源;加强油井日动态报表的上报及时性和全准率;根据各项操作规范抓好站内外设备维护保养、水处理运行、加药监管、水质监测及管线巡查等工作;加大事故井、套损井、井口漏油漏水井、水淹井等问题的治理力度,完善地面配套,先后开展计量改造、水处理系统维修、注水井检管洗井及油套压改造项目10项,保证了注水工作的顺利进行。


规范资料录取

按照录取周期及时录取并建档,严抓单井计量、功图液面、电流平衡测试、产出水水型分析及注入水水质监测“六项”日常资料录取工作。累计测功图2898井次,液面2710井次,电流2913井次,水型分析化验445井次,平衡调整234井次。


加大教育培训

建立注水技术和现场管理运行规范标准。打造注水井、阀组间、泵房、水处理间现场实操培训点2个,分批组织各基层注水岗位人员现场培训学习8批次/221人次。组织注水岗位人员赴杏子川化205、郝家坪及子长采油厂余家坪注水项目区对标学习7次/183人次。



改善地面设施

一是对17座配水间进行改造,更换配水间内管汇及阀门,解决了管线堵塞及阀门无法开关等问题。

二是更换采油树76口,检管76口,解决了采油树阀门锈死,无法开关等问题。

三是对高家沟注水站注水泵房进行维修,更换7套高压阀门,解决了注水泵压低,达不到配注问题。

四是对高沟注水站水处理设备维修,解决了悬浮物高等水质不达标问题。

五是对项目区内335口开井进行单井计量改造,解决了无法取样,达不到计量周期的问题,达到液量1天/次,含水7天/次的计量周期。

六是对75口注水井进行油套压改造和注水井保温,解决了油套压无法录取,冬季注水井冻堵问题。

七是粉刷高家沟联合班房屋、制作油水井井号标识牌、安装防护栏,解决现场标识不清、面貌脏乱差及安全隐患等问题。



强化考核监督

组建了注水领导小组,修订了《注水管理规定及考核办法》,由注水办负责,厂领导小组各科室成员配合。主要负责注水开发综合管理和注水

工作相关管理制度、工作程序的拟订以及注水工作的督促检查和考核管理。各专业组根据职能进行日常检查(运行管理组由生产调度室和技术

管理组根据各自职责进行日常检查),并将检查结果报注水办,注水办将每月检查和考核结果进行通报,同时上报企业管理科进行奖惩兑现。


加强地质研究与调整方案编制
完成项目区450口油水井动静态资料收集,绘制各类地质图件30幅,栅状图98幅,编制完成《青平川采油厂高家沟注水项目区综合调整方案》,并一次性通过公司技术部门评审。并根据采油厂实际,选取了15个注采井组作为专项实验区,按照方案进度要求加快实施,确保在年底形成可借鉴的经验。针对整体产出水不足,注水时率偏低,试验脉冲注水工艺。具体脉冲周期根据区域压裂规模、天然裂缝及开发现状,初步试验性确定注水项目区注18小时停6小时,从6月份开始实行,在运行过程中进一步摸索完善,以期取得好的开发效果。
检修水处理系统
对加药位置及加药配方进行重新优化,完善加药制度,滤后水检测周期提至2次/天,发现问题及时和外包企业沟通处理,提出整改要求。对除油罐、调节罐净水罐进行污泥清理及维修,减少了水质二次污染。在配水间试验安装精细过滤器,配水间悬浮物由33mg/l降至22mg/l。注水办加强水质抽查频次,抽查结果作为各站点注水月度工作考核依据,注水水质达标率由69%提升至73%。


2017年底,在高家沟注水项目区试验物联网系统,可行性和兼容性已得到初步证实,数据录取方便快捷及时; 计划2018年底,物联网系统覆盖全厂注水区域,数字化管理日趋完善。


实字托底,稳产根基全面巩固

投入注水开发以来开发指标持续向好,各项指标也得到了有效控制。青平川采油厂产出水利用率为100%,有效解决了生态环境问题,同时也起到了增产增收的效果。通过注水开发,注水区块地层压力得到了控制,能维持在一个平稳水平,维持地层能量,达到了稳产的目标。
相对于其他区域,注水控制区内油井产量递减率都得到了很好的控制。2010年全厂自然递减率18.9%,综合递减率14.7%,注水控制区内自然递减率8.7%,综合递减率8.3%;到2018年6月份,全厂自然递减率14.5%,综合递减率7.6%,注水控制区内自然递减率7.4%,综合递减率7.4%。


尽管在注水工作上我们取得了一定成绩,但是与长期稳产增效的发展定位还有很大差距。在今后的工作中,我们将秉持“精细注水”新理念,以控含水、控递减、降成本、提高采收率为目标,以深化油藏研究为基础,以精细化管理为引领,以突破工艺技术瓶颈为关键,以优化地面系统为保障,夯实工作责任,强化精细管理,以新的姿态全力以赴迎接“新三年注水会战”,为延长石油高质量发展做出微薄之力!

 

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