读M120区块稠油开采 E集输控制.doc

浅谈M120区块稠油开采和集输控制 —采油七队大调查工程汇报 概况 M120区块地处东营市广铙县大码头乡，位于八面河油田西南部，M120区块构造位于济阳坳陷东营凹陷八面河鼻状断裂带西南翘起部位。目前已形成集供热、采、输为一体的系统工程，建有计量点7座，接转站1座，有供水源井1口，生产井54口，1-10月份累计产油 吨。 1-10月份采油主要指标完成情况 通过上表我们可以看出，我队检泵周期延长 天，平均泵效比去年同期上升了 百分点，井口产量上升到 吨，特别是M120集输系统全面启动以来，针对上表所反映的各指标的情况，结合2003年全年我队所做的工作，以及工作中所存在的不足，我将从以下几个方面具体介绍。 今年的主要工作 1、全面实现M120集输系统的投运正常化 A、引进新工艺，摸索适用于M120的集输新工艺流程 M120集输是个系统工程，它的全面投入是我厂针对M120区块油稠、低渗结合本区块特色而设计的，具有时代的先进性，应用新的混输泵、相变加热炉、系统掺水、加药泵为一体的新设备、新工艺，是我厂一套最为先进的工艺集输系统，它的工艺流程是： 通过这套新工艺的应用，全面地降低了系统回压，保障了原油从井口流到计量点到输油站的难题，从而解决了困扰M120多年的因地面管线回压高、原油流动性差，易堵、冻管线的难题。 摸索油井掺水量对油井生产能力的影响，掌握变化规律。 a、地面掺水、加药降粘、降低回压保生产 合理地控制对每口油井的掺水量，来确保油井最大能力生产，降低原油在地面流动时压力损失，减少由原油流动性差而造成油井泵漏的影响，1-10月全队共有泵漏而上作业 口，现在通过对不同油井、不同产液量、不同粘度的油井进行合理分水来降低单井进站回压，例：M120-6-8未进系统前，回压高到1.5Mpa,目前通过地面掺水,回压降到1.4 Mpa,(原油单井多功能罐,现在有1000m管线进站),且地面掺水量仅用6方/天,以能维持正常生产。又如M120-3-X13去年单井回压2.5Mpa,且有地面伴热管线,目前回压0.3 Mpa, ,掺水量为3.5方/天,生产能力比 原来上升了 吨，说明地面掺水加药可以合理的改善原油物性,增加原油的流动性，减少生产中原油进站的压力损失。 地下掺水确保低产低液井的合理沉没度，保证油井的生产。 目前地面回压的难题已解决，我们正在逐步摸索地下掺水对油井生产能力的影响。M120区块原来掺水加药，存在不连续性，掺水水源及水源温度、药剂用量不同等诸多因素的影响，地下掺水加药未见到明显效果，现在这个系统的全面启动，给地下掺水增产一个实验的机会，目前我们对M120-P3、M120-6-P5进行地下、地面掺水加药同时进行的摸索实验，初步效果见下表： 井号 掺水后 掺水前 地下掺水量 地面掺水量 动液面 日产液量 日产油量 含水 日产液 日产油 含水 动液面 通过这个系统工程我们可以看出，等待我们做的工作量很多，很多新的问题及以前难题都要在今年冬季进行摸索，具体要继续做好的工作是： 2、严格制度并落实“三定一落实”制度 A、加强重点井的管理，保证最合理的掺水方式，重点井有 口，占全队产量的 %。 重点井措施管理大表 井号 生产参数 日产液 日产油 含水 管理措施 备注 1-X8 φ56/44*3*4 23.5 19.5 17% 控套2.0MPa 1-X9 φ56/44*3*3 18.9 15.9 16% 3-X8 φ44*2.7*4 14.8 14.6 1.4% 3-X9 φ56/44*3*4 21.5 21.3 1.0% 5-X9 φ70/56*3*5 48.4 34.8 28% 35-X7 φ70/56*3.6*4 20.4 11 46% 无套压生产 5月 4-P6 φ44*3*3 18.2 14.6 20% 4-10 φ56/44*3*3 19.9 15.9 20% 4-P8 φ56/44*3*3 9.8 6.8 31% 掺水 1-P6 φ56/44*3*3 2.7 2.4 10.0% 1-P7 φ56/44*3*3 3.0 2.0 34.0% 5-X11 φ56*3*4 30.9 1.9 93.8% 1-4月 1-121 φ56/44*3*4 3.1 2.4 22.0% 对重点井加密掺水量动态控制，加密不同掺水排量的压力，生产能力变化的资料录取，及时分析制度合理的措施，确保油井高产稳产。 对不同层位油井情况，特别是低产低液井修订三定一落实制度。由于沙四段油层矛盾集中表现在低渗、出砂、供液不不足、原油粘度高，针对这种情况我们做法