發(fā)展主導(dǎo)工藝技術(shù)實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)壽高效注采

發(fā)展主導(dǎo)工藝技術(shù)實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)壽高效注采海洋采油廠二零一七年五月海洋采油廠1、概況海上探明儲(chǔ)量分布表層位探明儲(chǔ)量（萬噸）百分比明化鎮(zhèn)組847.221.8%館上段33402.4172.0%館下段745.001.6%東營(yíng)組3873.288.4%沙河街組788.571.7%中生界355.000.8%古生界+太古界6338.0313.7%合計(jì)46349.51海上探區(qū)位置圖埕島地區(qū)墾東地區(qū)海洋采油廠管理著埕島和新北兩個(gè)油田，勘探面積約4000平方千米，共發(fā)現(xiàn)明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營(yíng)組、沙河街組、中生界、古生界、太古界七套含油氣層系，主力層系為館陶組，累計(jì)上報(bào)探明地質(zhì)儲(chǔ)量4.63億噸（含合作區(qū)5526萬噸）。前言海洋采油廠2、開發(fā)歷程試采階段（1993-1995）快速上產(chǎn)階段（1996-2000）注水穩(wěn)產(chǎn)階段（2001-2005）綜合調(diào)整上產(chǎn)階段（2006-）海上油田1993年投入開發(fā)，歷經(jīng)了試采階段、快速上產(chǎn)階段、注水穩(wěn)產(chǎn)階段、綜合調(diào)整上產(chǎn)階段四個(gè)階段，2014年邁上300萬噸級(jí)臺(tái)階，累計(jì)產(chǎn)油5000萬噸。前言海洋采油廠3、開發(fā)現(xiàn)狀截至3月底，油井開井441口，日油水平8800噸，綜合含水80.9%，2017年計(jì)劃產(chǎn)油321萬噸。動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2.99億噸，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度16.7%，可采儲(chǔ)量采出程度72.8%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度13.8%。標(biāo)定可采儲(chǔ)量0.68億噸動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2.99億噸標(biāo)定采收率22.9%累產(chǎn)油：4987萬噸采出程度:16.7%采油速度:1.1%埕島油田新北油田累計(jì)注采比:0.75地層壓力:12.0MPa地層壓降:1.7MPa自然遞減率：6.0%綜合遞減率:3.0%含水上升率:1.1油井開井:441口日油水平：8800噸綜合含水：80.9%水井開井：259口日注水平:43041方月注采比：0.95前言海洋采油廠

在平臺(tái)壽命期內(nèi)，提高采油速度快速收回投資是海上油田開發(fā)的共識(shí)?！笆晃濉蹦?，采油速度低、層間差異大、地層壓降大的矛盾突顯，要求工藝提高單井產(chǎn)能、實(shí)現(xiàn)細(xì)分注水、加快能量恢復(fù)。一套層系開發(fā)，滲透率級(jí)差9.5；出油層數(shù)占射開層數(shù)的55%平均單井日產(chǎn)液量66噸，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)方案；注水滯后3-5年，地層壓降3.5MPa，低于油藏飽和壓力0.8MPa采油速度0.9%，開發(fā)16年末采出程度13.7%，平臺(tái)評(píng)價(jià)期內(nèi)采出程度16.5%三大開發(fā)矛盾平臺(tái)壽命與采油速度低合采合注與層間差異大提液提效與地層壓降大4、工藝發(fā)展方向前言海洋采油廠海上注采工藝按照“更高質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)、更高單井產(chǎn)能、更長(zhǎng)注采壽命、更多智能控制、更好開發(fā)效益”的思路，發(fā)展主導(dǎo)工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)壽高效注采。天然能量開發(fā)階段（1993-2000）注水穩(wěn)產(chǎn)階段（2001-2010）綜合調(diào)整上產(chǎn)階段（2011-至今）海水基低傷害入井液低孔密小孔徑射孔工藝濾砂管防砂工藝電泵及螺桿泵舉升工藝地層水精細(xì)過濾入井液高孔密大孔徑射孔工藝高密實(shí)充填防砂工藝大排量電泵舉升工藝測(cè)調(diào)一體化分注工藝海水基低傷害入井液高孔密小孔徑射孔工藝籠統(tǒng)充填防砂工藝小排量電泵舉升工藝二次完井空心測(cè)調(diào)注水工藝年產(chǎn)油萬噸簡(jiǎn)易完井階段探索發(fā)展階段精細(xì)完善階段前言海洋采油廠

“十二五”以來，在工藝技術(shù)的支撐下，海上油田自然遞減率控制在8%，含水上升率控制在3，單井產(chǎn)能保持20t/d，噸油完全成本控制在1439元（盈虧平衡油價(jià)32美元/桶），取得較好的開發(fā)效果?！笆濉币詠碜匀贿f減率變化“十二五”單位完全成本變化（元/噸）“十二五”以來單井日油變化“十二五”以來含水上升率變化前言海洋采油廠匯報(bào)提綱一、海上主導(dǎo)工藝發(fā)展及效果二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)三、下步重點(diǎn)攻關(guān)方向海洋采油廠“十二五”初期，針對(duì)海上開發(fā)注水量不足、水質(zhì)不匹配、分層段較粗、注采不完善等問題，實(shí)施精細(xì)注水“三大工程”，強(qiáng)化了海上提液開發(fā)基礎(chǔ)。（一）發(fā)展長(zhǎng)效精細(xì)注水工藝，強(qiáng)基礎(chǔ)，支撐海上精細(xì)開發(fā)精細(xì)注水三大工程注水三率提升工程水量水質(zhì)提升工程分注工藝提升工程制約油藏開發(fā)短板分層段較粗：分注兩層為主，段內(nèi)2-4層，層間吸水差異大，制約儲(chǔ)量有效動(dòng)用注水量不足：供水量1.5萬方，需求量2萬方以上，且逐年增長(zhǎng)，地層壓力回升慢，制約油井有效提液水質(zhì)不匹配：井筒狀況變差，腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，制約水井長(zhǎng)壽細(xì)分注采不完善：動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率僅78.1%海洋采油廠

一是增加水量，解決地層虧空問題。完成中心三號(hào)平臺(tái)建設(shè)和海三站擴(kuò)建工程，提高注水能力和污水處理能力，海上日注水量由2.3萬方增加到4.2萬方，地層壓力由11.5MPa提升到12.0MPa。突破水源水量瓶頸2、擴(kuò)建海三聯(lián)，實(shí)現(xiàn)陸地污水處理和回調(diào)1、建設(shè)海上調(diào)水環(huán)網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)水源水量互補(bǔ)調(diào)度4、投產(chǎn)水源井，實(shí)現(xiàn)注水水源的彈性補(bǔ)充3、建設(shè)樁西水回調(diào)管線，實(shí)現(xiàn)陸地綜合利用日注水量水量出現(xiàn)瓶頸2009年中心二號(hào)水源井投產(chǎn)2010年中心二號(hào)污水系統(tǒng)投產(chǎn)2011年底陸地污水回調(diào)2013年中心三號(hào)注水系統(tǒng)投產(chǎn)水量快速突破1、實(shí)施水量水質(zhì)提升工程，實(shí)現(xiàn)壓力快速回升海洋采油廠1、實(shí)施水量水質(zhì)提升工程，實(shí)現(xiàn)壓力快速回升試樣pH值CO32-mg/LHCO3-

mg/LCl-

mg/LMg2+

mg/LCa2+

mg/L溶解氧

mg/L礦化度

mg/L海水8.064.0382.217705.21207.5390.12.138290水源井8.3447.9861.93661.92.846.06.211475采出水8.161.0737.01649.014.2231.34.24027海上水樣化驗(yàn)數(shù)據(jù)近年作業(yè)水井管柱斷脫、穿孔比率油管斷脫油管穿孔大幅下降

二是改善水性，從源頭解決腐蝕結(jié)垢問題。2011年停注海水，減少水源井水，回調(diào)與地層配伍性好的陸地處理污水，水井管柱腐蝕結(jié)垢趨勢(shì)大幅下降。70%3%6%75%16%CB32和CBG4水源井水量900方中心二號(hào)水源井水量2200方海三聯(lián)回調(diào)污水量31500方中心平臺(tái)自分污水量6500方海洋采油廠控制三相分離器分水水質(zhì)和水量控制污水處理藥劑投加控制污水處理各節(jié)點(diǎn)水質(zhì)符合率定期清洗水力旋流器定期清洗污水過濾器定期清洗污水罐和注水罐定期清洗沿程注水海管水井洗井三控四清一洗站點(diǎn)原油密度（g/cm3）設(shè)計(jì)液量（萬方/d）實(shí)際液量（萬方/d）設(shè)計(jì)外輸原油含水（%）實(shí)際外輸原油含水（%）設(shè)計(jì)污水量（萬方/d）實(shí)際污水量（萬方/d）本地水質(zhì)達(dá)標(biāo)率

（%）中心一號(hào)0.9371.11.230800.310.290中心二號(hào)0.9361.51.4730741.00.592海三站

0.9333.23.71032.23.2100水源井0.2100合計(jì)

3.514.198注水站點(diǎn)水質(zhì)處理及達(dá)標(biāo)情況

三是提升水質(zhì)，從根本解決測(cè)試遇阻難題。配套精細(xì)水質(zhì)處理工藝，實(shí)施“三控四清一洗”水質(zhì)動(dòng)態(tài)管理，注水水質(zhì)達(dá)標(biāo)率由92%提升至98.8%,為細(xì)分注水提供水質(zhì)保障。1、實(shí)施水量水質(zhì)提升工程，實(shí)現(xiàn)壓力快速回升海洋采油廠2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水早期工藝存在問題空心配水工藝非平衡式分注管柱分段粗測(cè)調(diào)效率低：最多分三段注水，層段劃分粗、測(cè)調(diào)效率低，1口井測(cè)調(diào)需3天8次鋼絲作業(yè)有效期短：管柱易蠕動(dòng)造成分層封隔器密封不嚴(yán)、滲氮管柱防腐效果差，有效期2.8年開發(fā)空心測(cè)調(diào)一體化配套技術(shù)海上長(zhǎng)壽注水配套技術(shù)高效注水關(guān)鍵技術(shù)三大問題

海上多層開發(fā)要求注水工藝“應(yīng)分盡分，精準(zhǔn)注水”。針對(duì)層段劃分粗、層間吸水差異大、分注管柱壽命短等問題，

以“分的細(xì)、注的進(jìn)、測(cè)的準(zhǔn)、調(diào)的快、長(zhǎng)壽命”為目標(biāo)，配套細(xì)分、長(zhǎng)壽兩項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水。層間吸水差異大：近1/3井層不吸水，26%的小層吸水超過60%，層段合格率不足60%2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水海洋采油廠（1）細(xì)分注水工藝改進(jìn)細(xì)分制約一：早期分注工藝不能實(shí)現(xiàn)三段以上細(xì)分?？招呐渌肿⒐に囎畲笾荒苋畏肿?，采用鋼絲投撈測(cè)調(diào)效率低，三段分注井測(cè)調(diào)需要3天8次鋼絲作業(yè)。油層1油層2油層3撈出配水芯子（一趟）402配水器403配水器404配水器分層封隔器反洗閥分層封隔器分層封隔器油層1油層2油層3驗(yàn)封（兩趟）油層1油層2油層3投配水芯子+測(cè)試（四趟）2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水海洋采油廠細(xì)分制約二：多級(jí)細(xì)分管柱后期作業(yè)解封困難。常規(guī)水力壓縮式封隔器實(shí)施整體解封，3級(jí)封隔器解封力達(dá)到24t，5級(jí)解封力達(dá)到40t以上，增加作業(yè)難度。常規(guī)解封工藝常規(guī)封隔器整體解封解封時(shí)懸重大F方式：上提管柱解封3級(jí)分注：F＝24t5級(jí)分注：F＝40tF=F懸+nF單級(jí)+G工具解封控制機(jī)構(gòu)：解封力8-18t可調(diào)解封控制方式：剪釘控制防止層間壓差導(dǎo)致解封：?jiǎn)渭?jí)設(shè)計(jì)解封力＞8t解封方式：上提中心管與膠筒產(chǎn)生相對(duì)移動(dòng)。普通壓縮式封隔器海洋采油廠2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水細(xì)分改進(jìn)一：首創(chuàng)空心測(cè)調(diào)一體化分注工藝，即實(shí)現(xiàn)多級(jí)細(xì)分，又提高測(cè)調(diào)效率。單井最大分注層段由3段提高到6段，單個(gè)注水層段內(nèi)小層由2.3層降至1.2層，段內(nèi)滲透率極差由6.1降至3.1，水井測(cè)調(diào)效率提高3倍。多級(jí)細(xì)分注水工藝空心測(cè)調(diào)一體化易解封液控封隔器大通徑濾砂管多級(jí)細(xì)分后測(cè)調(diào)工作量大難度大的問題多級(jí)細(xì)分后管柱解封負(fù)荷大的問題注水管柱短期易失效解決問題配套工藝分注井分注前后層段內(nèi)小層數(shù)分布圖固定出水閥調(diào)節(jié)芯子定位防轉(zhuǎn)旋轉(zhuǎn)調(diào)節(jié)測(cè)試儀器配水器測(cè)調(diào)原理圖海洋采油廠細(xì)分改進(jìn)二：研究易解封注水管柱，解決多級(jí)細(xì)分管柱解封困難。分注管柱采用液控壓縮式封隔器或防蠕動(dòng)擴(kuò)張式封隔器。液控封隔器一次泄壓可實(shí)現(xiàn)所有封隔器同時(shí)解封，防蠕動(dòng)封隔器一次反洗井可實(shí)現(xiàn)多級(jí)封隔器同時(shí)解封。液控封隔器漲封——正常注水液控封隔器泄壓液控封隔器坐封解封示意圖逐級(jí)安全解封工藝方式：反洗井解封F=F懸+G工具反洗井解封分級(jí)不受限5級(jí)分注：F＝15t8級(jí)分注：F＝15.5t2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水（2）長(zhǎng)壽工藝改進(jìn)海洋采油廠制約長(zhǎng)壽一：管柱蠕動(dòng)造成封隔器有效期短（2.8年）。海上近90%的注水井不合格由封隔器漏失引起的，水井洗井、酸化、測(cè)調(diào)等操作易造成管柱受力改變產(chǎn)生蠕動(dòng)，而管柱蠕動(dòng)是造成封隔器失效的主要因素。在正注、停注、反洗井等不同工作狀態(tài)下管柱變形計(jì)算項(xiàng)目停井蠕動(dòng)距離(m)注水管柱附加載荷(t)停井蠕動(dòng)距離(m)反洗井管柱附加載荷(t)防砂不錨定-0.376-6.10.040.58不防砂不錨定-1.02-170.040.58

計(jì)算條件：正常注水，注水壓力取10MPa，管柱長(zhǎng)度1800m,洗井壓力為5MPa。僅考慮不同工作狀態(tài)下，注水壓力變化，引起管柱變形。反洗井注水海洋采油廠

制約長(zhǎng)壽二：滲氮防腐工藝不適應(yīng)。滲氮防腐油管鍍層表面光潔度差，易結(jié)垢形成垢下腐蝕，2012年前水井檢管發(fā)現(xiàn)滲氮油管下井3年出現(xiàn)腐蝕穿孔現(xiàn)象。滲氮防腐油管下井3年腐蝕照片腐蝕結(jié)垢速率（mm/a）動(dòng)態(tài)腐蝕結(jié)垢速率對(duì)比腐蝕速率：空白>滲氮>鍍滲鎢結(jié)垢速率：滲氮>空白>鍍滲鎢2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水

長(zhǎng)壽改進(jìn)一：改進(jìn)防蠕動(dòng)注水管柱結(jié)構(gòu)，降低封隔器蠕動(dòng)損傷。開發(fā)平衡式分注管柱、底部支撐、溫度壓力補(bǔ)償三項(xiàng)技術(shù)，增強(qiáng)了管柱防蠕動(dòng)能力。長(zhǎng)效防蠕動(dòng)注水管柱平衡式管柱管柱支撐設(shè)計(jì)溫度壓力補(bǔ)償增加一級(jí)封隔器消除注水時(shí)應(yīng)力效應(yīng)管柱設(shè)置支撐工具，減少酸化管柱伸長(zhǎng)下入補(bǔ)償器，減少管柱的溫度和壓力效應(yīng)2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水平衡式注水管柱非衡式注水管柱底部支撐注水管柱海洋采油廠海洋采油廠

長(zhǎng)壽改進(jìn)二：開發(fā)長(zhǎng)效封隔器，提高分層可靠性。變液控?cái)U(kuò)張式封隔器為液控壓縮式封隔器，配套密閉自鎖防蠕動(dòng)分層封隔器，封隔器驗(yàn)封合格率由2014年的71.6%提升到目前的86.1%。液控?cái)U(kuò)張式封隔器液控壓縮式封隔器泄壓時(shí)間短不易中途坐封可靠性高優(yōu)點(diǎn)二級(jí)液缸一級(jí)液缸雙液缸的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，解決了小直徑條件下封隔器活塞面小，需要的坐封壓力過大的問題封隔器驗(yàn)封合格率柱狀圖2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水海洋采油廠

長(zhǎng)壽改進(jìn)三：采用鍍滲鎢防腐油管，提升防腐防垢性能。油層段注水油管不僅內(nèi)壁防腐，還增加外壁防腐處理，2013年應(yīng)用后水井檢管未發(fā)現(xiàn)鍍滲鎢油管穿孔現(xiàn)象。防腐油管：滲氮防腐到鍍滲鎢防腐防砂管柱：盲管從不防腐到防腐油層段油管：從內(nèi)防腐到內(nèi)外防三項(xiàng)優(yōu)化油管動(dòng)態(tài)腐蝕試驗(yàn)評(píng)價(jià)油層段內(nèi)防腐油管腐蝕穿孔腐蝕速率mm/a2、實(shí)施分注工藝提升工程，實(shí)現(xiàn)單層精準(zhǔn)注水海洋采油廠

一是加快老區(qū)配套實(shí)施，提高注采對(duì)應(yīng)率。堅(jiān)持老區(qū)調(diào)整“三同步”，做到調(diào)整一塊，完善一塊，提升一塊。注采對(duì)應(yīng)率由2014年的88%提高到2016年的89.6%，兩向以上注采對(duì)應(yīng)率由59.7%提高到61.2%。海洋采油廠歷年注采對(duì)應(yīng)率柱狀圖3、實(shí)施注水三率提升工程，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度歷年水井投注（口）歷年老區(qū)配套工作量(口)海洋采油廠歷年水井檢修及細(xì)分統(tǒng)計(jì)柱狀圖二是加大注水井層段細(xì)分，提高分注率。作業(yè)指導(dǎo)思想從“油水并重”到“以水為先”，近三年完成水井檢修105口（占水井老井總數(shù)47%），細(xì)分75口，分注率達(dá)到86.2%，細(xì)分率達(dá)到63.1%，不吸水小層由2014年的24.8%降到目前9.9%。歷年水井分注及細(xì)分率柱狀圖層段包含小層數(shù)層段內(nèi)滲透率級(jí)差歷年吸水剖面測(cè)試不吸水層柱狀圖3、實(shí)施注水三率提升工程，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度海洋采油廠三是加大測(cè)調(diào)工藝改進(jìn)力度，提高層段合格率。針對(duì)測(cè)調(diào)遇阻、分層欠注等問題，采取電動(dòng)刮垢、大排量洗井、分層酸化測(cè)調(diào)等措施，測(cè)調(diào)成功率由2012年64.6%提高到86.5%，層段合格率由2012年的55.4%提高到77.1%。提高測(cè)調(diào)成功率測(cè)調(diào)遇阻改進(jìn)電動(dòng)刮垢裝置，研制水力除垢采用添加原油清洗劑正擠浸泡、反洗井井筒落物研制電動(dòng)打撈裝置水嘴無法調(diào)動(dòng)改進(jìn)測(cè)調(diào)一體化儀器，測(cè)調(diào)工具密封由橡膠密封改為動(dòng)密封，增大扭矩流量計(jì)沾油流量不穩(wěn)研制耐油流量計(jì)-帶護(hù)帽電磁流量計(jì)、超聲波流量計(jì)、集流式流量計(jì)采用原油清洗劑浸泡、大排量反洗油污多無法下井采用油溶性重芳烴清洗管柱，下井時(shí)間由6h降為45min分層欠注分層測(cè)調(diào)、分層酸化影響因素應(yīng)對(duì)措施歷年測(cè)調(diào)成功率（%）歷年層段合格率（%）3、實(shí)施注水三率提升工程，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度海洋采油廠通過開展精細(xì)注水“三大工程”，2014年以來分注率達(dá)到86.2%，細(xì)分率達(dá)到63.1%，單井最多細(xì)分六段，59%小層實(shí)現(xiàn)單層注水，層段合格率上升6.9%，注采對(duì)應(yīng)率上升1.6%，水驅(qū)控制儲(chǔ)量增加615萬噸。6.922.5細(xì)分率（%）層段合格率（%）注采對(duì)應(yīng)率（%）分注率（%）0.81.6應(yīng)用效果海洋采油廠2014年以來，館陶組地層壓力恢復(fù)0.48MPa，含水上升率下降1.8，自然遞減率下降2.5%，單井日產(chǎn)液上升11.2噸，單井產(chǎn)能保持在20t/d，提高了油藏開發(fā)效益。2.51.811.2單井液量（t）含水上升率自然遞減率（%）地層壓力（MPa）0.48應(yīng)用效果“十二五”初期，海上采油工藝與油藏開發(fā)不適應(yīng)體現(xiàn)在油層保護(hù)不精細(xì)，低產(chǎn)低液井多；防砂工藝不適應(yīng)，新井不達(dá)產(chǎn)多；油井長(zhǎng)壽有短板，電泵短命井多三個(gè)方面。對(duì)此發(fā)展三項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)增效。（二）發(fā)展長(zhǎng)壽高效采油工藝，強(qiáng)管理，實(shí)現(xiàn)海上增產(chǎn)增效海洋采油廠油層保護(hù)不精細(xì)，低產(chǎn)低液井比例高：2011年新井完井表皮11.5，低產(chǎn)低液比例38%油井長(zhǎng)壽有短板，電泵短命井比例高：2011年檢泵周期1394天，3年內(nèi)短命井比例達(dá)50%不適應(yīng)油藏三個(gè)方面防砂工藝不適應(yīng)，新井不達(dá)產(chǎn)比例高：2011年館陶組定向井初期單井不達(dá)產(chǎn)率61.3%長(zhǎng)壽命電泵舉升技術(shù)全過程油層保護(hù)技術(shù)三項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)高密實(shí)長(zhǎng)效防砂技術(shù)海洋采油廠館陶組低壓高滲油層作業(yè)漏失嚴(yán)重。新井壓力系數(shù)0.8左右，打開油層后漏失2-3m3/h，作業(yè)期間漏失200多方。1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能（1）館陶組高滲儲(chǔ)層傷害原因埕島主體館陶組歷年地層壓降及壓力系數(shù)變化趨勢(shì)地層壓降Mpa壓力系數(shù)海洋采油廠井筒泥漿清洗不徹底：洗井排量0.4m3/min，一般洗井2-4周，依靠經(jīng)驗(yàn)觀察判斷洗井質(zhì)量入井液受二次污染：盛液艙罐未清洗或清洗不徹底固相侵入的來源入井液過濾精度不夠：過濾精度5um，平均作業(yè)3口井使用1套過濾芯子入井管柱工具有銹蝕：施工油管銹蝕嚴(yán)重，粘附泥土雜質(zhì)

入井液中固相雜質(zhì)含量高。固相雜質(zhì)主要來源有：入井液過濾精度不夠、入井液受到二次污染、井筒泥漿清洗不徹底、入井管柱工具有銹蝕。過去施工用舊油管過去盛液艙罐未清洗1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠固相雜質(zhì)侵入是館陶組作業(yè)傷害的主要原因。固相雜質(zhì)進(jìn)入地層會(huì)形成內(nèi)外濾餅堵塞，10m油層炮眼截面積只有一張半A4紙大，22.6L固相雜質(zhì)可堵塞全部炮眼。2011年新井完井表皮系數(shù)11.5，影響產(chǎn)能50%，當(dāng)年新井不達(dá)產(chǎn)率61%。>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅形成1/3-1/7固相顆粒內(nèi)濾餅形成館陶組平均流動(dòng)孔喉(d）為18um>6um固相顆粒外濾餅形成3-6um固相顆粒形成>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅>6um固相顆粒1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅外濾餅>6um固相顆粒1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅固相顆粒外濾餅>6um固相顆粒1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅內(nèi)濾餅固相顆粒外濾餅>6um固相顆粒1/3-1/7固相顆粒>1/3d的固相顆粒橋堵和外濾餅1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠通過對(duì)標(biāo)國(guó)際一流，樹立“油層保護(hù)是完井第一要?jiǎng)?wù)，決定產(chǎn)能高低”的理念，按照“入井液必須清潔配伍、下井工具必須清潔無銹、嚴(yán)格控制入井液漏失”的技術(shù)思路，改進(jìn)三項(xiàng)油層保護(hù)技術(shù)。對(duì)標(biāo)找差距埕島西表皮系數(shù)<2埕島油田表皮系數(shù)8.9轉(zhuǎn)變理念油層保護(hù)是完井第一要?jiǎng)?wù)，決定產(chǎn)能高低技術(shù)路線入井液必須清潔配伍下井工具必須清潔無銹嚴(yán)格控制入井液漏失三項(xiàng)配套技術(shù)1、入井液基液優(yōu)化2、全過程精細(xì)油層保護(hù)3、控漏失優(yōu)快作業(yè)兩項(xiàng)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)入井液過濾濁度值<20NTU洗井返出液濁度值<20NTU一個(gè)目標(biāo)提高單井產(chǎn)能（2）全過程油層保護(hù)技術(shù)1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠

過去使用的海水基入井液：（1）CL-含量高，腐蝕性強(qiáng)；（2）Ca2+、Mg2+含量高，與地層水中HCO3-接觸易結(jié)垢；（3）冬春季節(jié)泥質(zhì)含量高，過濾困難。目前改用與地層配伍性好的同層地層水作為入井液基液。配套技術(shù)一：入井液基液優(yōu)化海水為入井液基液的“三害”同層地層水為入井液基液的“三利”懸浮物高過濾難度大水質(zhì)好（濁度值≤20NTU）冬春季節(jié)溫度低（水溫＜10℃），對(duì)油層有冷傷害水溫高（水溫＞60℃）礦化度高（3.3×104mg/L），易結(jié)垢礦化度低（0.8×104mg/L）海水與同層地層水對(duì)比1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠配套技術(shù)二：全過程精細(xì)油層保護(hù)所有接觸入井液的節(jié)點(diǎn)都要確保清潔合格：平臺(tái)罐艙專人清洗驗(yàn)收、入井液精細(xì)過濾至2um、井筒徹底清洗至返出液濁度值檢測(cè)合格、使用無銹蝕防腐油管為施工管柱、嚴(yán)格控制螺紋脂涂抹位置和用量。小刷子均勻涂抹螺紋脂施工油管（內(nèi)鍍滲鎢）油層清洗劑溶液浸泡水龍頭沖洗吸油氈擦拭清理后艙壁井筒清洗返出液濁度值<20NTU1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠洗井工序洗井泵壓洗井液溫度井筒灌液空心桿沖洗，打開泄油器洗井泵壓≤4MPa，減漏失快速起下，減漏失五優(yōu)化五措施控漏失優(yōu)快作業(yè)法起下立柱現(xiàn)用現(xiàn)備，減少冷傷害控制灌液，減漏失2016年與2017年維護(hù)井作業(yè)效果對(duì)比館陶組入井液漏失造成油相滲透率降低，井筒雜質(zhì)進(jìn)入地層造成堵塞，延長(zhǎng)產(chǎn)能恢復(fù)期。實(shí)施控漏失優(yōu)快作業(yè)技術(shù)，2017年油井維護(hù)作業(yè)與2016年相比，單井漏失量從60m3降低至10m3以內(nèi)，單井日增油由0.3t增至5.6t，恢復(fù)產(chǎn)能時(shí)間由26d縮短至11d。配套技術(shù)三：控漏失優(yōu)快作業(yè)技術(shù)1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠2015年館陶組新井地層測(cè)試結(jié)果統(tǒng)計(jì)表井號(hào)測(cè)壓層位地層測(cè)試表皮系數(shù)(S)投產(chǎn)初期日液t日油t含水％CB4DB-3Ng4551,2,21.8355.746.317.0CB4DB-4Ng1+211，4-1.4057.647.317.9CB4EB-3Ng415161，41.83482940.0CB22FC-1Ng1+23+431，21.6439.529.126.2CB22FC-4Ng1+22，331，28.0336.913.962.3CB22FC-P1Ng1+211.5159.740.532.2

2012年實(shí)施全過程油層保護(hù)以來，新井投產(chǎn)表皮系數(shù)由2011年的11.5降至2.2。降低了表皮污染對(duì)產(chǎn)能的影響?！笆濉逼陂g館陶組新井完井表皮1、實(shí)施全過程油層保護(hù)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能海洋采油廠防砂的目的是既要防住砂，滿足大壓差提液需要，又不能防死，要保證油流通道暢通。館陶組具有油層多、井段長(zhǎng)、夾層長(zhǎng)、井斜大、壓力低等防砂難點(diǎn)，過去籠統(tǒng)擠壓充填防砂工藝不適應(yīng)，影響油井產(chǎn)能及壽命。2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效籠統(tǒng)擠壓充填適應(yīng)井況（1）單砂層（2）短井段（≤30m）（3）小井斜（≤45O

）海上主體館陶組防砂難點(diǎn)（1）油層多：2-6層（2）跨度大：50-250m（3）夾層長(zhǎng)：20-100m（4）井斜角大：30°-70°（5）壓力系數(shù)低：平均0.82011年館陶組定向井防砂投產(chǎn)效果（1）海上防砂適應(yīng)性分析海洋采油廠一是地層改造不均衡。館陶組鉆井液濾液侵入半徑較深，油層需要改造解堵，籠統(tǒng)擠壓各油層進(jìn)砂不均衡，部分油層不能得到改造。2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效（1）海上防砂適應(yīng)性分析陣列感應(yīng)測(cè)井：主體館陶組壓力系數(shù)0.8時(shí)泥漿不同侵入深度比例侵入半徑，cm<2020-40>40占比%占比%占比%26.539.434.1海上主體館陶組縱向油層分布情況海洋采油廠二是地層充填不密實(shí)。最高砂比僅50%，充填層不密實(shí)形成混砂帶降低滲透率。

三是炮眼、環(huán)空充填不密實(shí)。大斜度長(zhǎng)井段實(shí)施擠壓充填容易形成砂橋，導(dǎo)致部分油層炮眼和環(huán)空充填不密實(shí)，易刺穿篩管造成出砂躺井。2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效（1）海上防砂適應(yīng)性分析混砂帶對(duì)礫石層滲透率的影響（充填砂混入10%地層砂滲透率下降80%）CB251E-2井油層段基管局部沖刷坑海洋采油廠通過對(duì)標(biāo)國(guó)際一流，樹立“防砂即是完井”理念，追求“一次防砂終身有效”目標(biāo)，抓住“地層充填密實(shí)、炮眼充填密實(shí)”兩個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)，建立“炮眼充填系數(shù)、頂部盲管砂高”兩項(xiàng)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，形成三項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。兩項(xiàng)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)1、炮眼充填系數(shù)＞20L/m2、篩管頂部盲管外砂高＞1.8m一次防砂終身有效一個(gè)目標(biāo)防砂即是完井一個(gè)理念一次管柱分層擠壓充填工藝：解除地層堵塞污染，實(shí)現(xiàn)地層均衡密實(shí)充填高速水充填防砂工藝：提高炮眼和環(huán)空充填密實(shí)程度大通道射孔技術(shù)：增大炮眼流通面積，實(shí)現(xiàn)炮眼有效流動(dòng)三項(xiàng)支撐技術(shù)地層充填密實(shí)炮眼充填密實(shí)兩個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效（2）海上防砂工藝改進(jìn)

射孔炮眼是油流通道的“咽喉”，射孔炮眼泄流面積僅是管外的1/70，充填防砂滲流阻力主要發(fā)生在射孔孔道，增大射孔孔徑可降低滲流阻力，孔徑從12mm提到到16mm，孔道泄流面積提高一倍，滲流阻力可降低近一倍。海洋采油廠關(guān)鍵技術(shù)一：大通道射孔技術(shù)對(duì)比彈型孔密

（孔/m）孔徑

（mm）10m油層理論

孔道截面積（mm2）目前127槍127彈401680384過去127槍89彈361240694倍數(shù)

2.0射孔技術(shù)指標(biāo)對(duì)比篩管、炮眼、地層泄流面積倍數(shù)對(duì)比（炮眼孔徑16mm）2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效關(guān)鍵技術(shù)二：一次管柱分層擠壓充填工藝海洋采油廠

一是改進(jìn)分層擠壓管柱。提高封隔器摩擦力替代油管錨實(shí)現(xiàn)管柱錨定，采用一體化組合擠壓工具縮短長(zhǎng)度，防止管柱出現(xiàn)砂卡，實(shí)現(xiàn)了單井細(xì)分三段擠壓改造。2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效油管錨分層擠壓管柱一體組合分層擠壓管柱增強(qiáng)封隔器摩擦力替代油管錨錨定：膠筒材質(zhì)由丁氰橡膠改為氫化丁氰橡膠，膠筒結(jié)構(gòu)內(nèi)置纖維繩改為鋼絲繩管柱防卡優(yōu)化一體化組合擠壓工具縮短長(zhǎng)度：噴砂器、承留器、封隔器一體化組合由2.8m縮到1.6m，防止封隔器上沉砂過多海洋采油廠二是改進(jìn)擠壓充填工藝。對(duì)平均砂比、最高砂比、頂替液量三個(gè)質(zhì)量關(guān)鍵點(diǎn)進(jìn)行改進(jìn)，平均砂比由20%提到35%、最高砂比由50%提到80%，提高地層充填密實(shí)程度。質(zhì)量關(guān)鍵過去做法存在問題現(xiàn)在做法實(shí)施效果平均砂比20%充填不密實(shí)35%提高充填密實(shí)度最高砂比50%充填不密實(shí)80%提高充填密實(shí)度頂替液量過量頂替高密度砂漿推向地層深處適量頂替高砂比砂漿保留在炮眼附近管外地層高密實(shí)充填三個(gè)質(zhì)量關(guān)鍵點(diǎn)改進(jìn)典型擠壓充填施工曲線圖2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效針對(duì)大斜度、長(zhǎng)井段、多油層充填防砂難點(diǎn)，實(shí)施鹽水濾失充填、多段塞泵注、超壓頂替壓實(shí)等關(guān)鍵技術(shù)，提高了炮眼充填密實(shí)程度。海洋采油廠關(guān)鍵技術(shù)三：高速水充填防砂工藝典型高速水充填曲線圖炮眼密實(shí)充填三個(gè)質(zhì)量關(guān)鍵點(diǎn)質(zhì)量關(guān)鍵過去做法存在問題現(xiàn)在做法實(shí)施效果攜砂液類型胍膠膠液濾失性差炮眼難進(jìn)砂清潔鹽水濾失性好炮眼易進(jìn)砂加砂方式連續(xù)加砂易形成砂橋多段塞加砂防止形成砂橋頂替方式一次頂替不能確保充填密實(shí)降排量三次超壓頂替確保充填密實(shí)2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效創(chuàng)建了炮眼充填系數(shù)、頂部盲管砂高兩項(xiàng)充填質(zhì)量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，目前海上充填質(zhì)量超過中海油的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。海洋采油廠關(guān)鍵四：充填質(zhì)量實(shí)施量化評(píng)價(jià)（1）炮眼充填系數(shù)：Va-實(shí)際充填砂量（L）、Vb-環(huán)空理論砂量（L）、h-總射孔厚度（m）（2）頂部盲管砂高：K-礫石滲透率（D）、A-環(huán)空面積（m2）、Pa-驗(yàn)充填時(shí)壓力（MPa）Pi-試循環(huán)時(shí)壓力（MPa）、μ-攜砂液粘度（mPa.s）、Q-泵排量（m3/min）充填工具扶正器密封插頭空心橋塞喇叭口頂部盲管砂高5m充填管柱及效果示意圖充填質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)中海油標(biāo)準(zhǔn)勝利海上實(shí)際炮眼充填系數(shù)(L/m)

2045盲管外砂高（m）1.85海上充填質(zhì)量指標(biāo)2、實(shí)施高密實(shí)長(zhǎng)效防砂工藝，保障油井高產(chǎn)長(zhǎng)效新井投產(chǎn)初期單井產(chǎn)能由2011年28.0t提高到36.5t，防砂有效期由3.5年提升至5.0年以上，滿足6MPa大壓差提液不出砂，油井出砂躺井?dāng)?shù)由2012年7口降至2016年1口，4年減少躺井23口，少支出作業(yè)費(fèi)用1.56億元。海洋采油廠出砂躺井井?dāng)?shù)變化防砂有效期變化應(yīng)用效果新井設(shè)計(jì)與初期產(chǎn)能對(duì)比海洋采油廠“十二五”初，海上電泵檢泵周期3.8年，油井低液、腐蝕結(jié)垢、操作質(zhì)量、頻繁停井是制約電泵長(zhǎng)壽的因素。通過對(duì)標(biāo)國(guó)際一流，確定“改善井筒工況、提升電泵質(zhì)量、改進(jìn)施工質(zhì)量、完善地面管理”的系統(tǒng)優(yōu)化思路。頻繁停井影響油井絕緣：2012-2015年電網(wǎng)波動(dòng)21次/年，停井778井次/年，直接躺井2口。2015年絕緣低于5MΩ油井占比29%油井低液電機(jī)散熱性差：2011年館陶組低液井（＜60t）比例38%，電機(jī)故障占躺井34%電纜連接穿越質(zhì)量缺陷：2011-2015年電纜連接穿越故障占躺井18%電泵長(zhǎng)壽制約因素產(chǎn)出液含腐蝕結(jié)垢介質(zhì)：受早期注海水影響，2011-2013年腐蝕結(jié)垢故障占躺井30%3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效電泵防腐防垢工藝新型混相流高端電泵電泵舉升配套技術(shù)無損傷電纜連接穿越技術(shù)控躺井電泵管理技術(shù)海洋采油廠傳統(tǒng)浮動(dòng)式徑向流導(dǎo)葉輪電泵的不足：一是流道狹窄易堵塞，不適應(yīng)稠油、出砂、結(jié)垢、含氣油井生產(chǎn)；二是泵效過高過低時(shí)葉輪上下浮動(dòng)造成磨損，降低泵效和壽命。關(guān)鍵技術(shù)一：開發(fā)新型混相流高端電泵3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效葉輪旋轉(zhuǎn)時(shí)液體舉升方向葉輪導(dǎo)輪導(dǎo)葉輪結(jié)構(gòu)優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)全浮式或半浮式葉輪更易加工及裝配

不用考慮保護(hù)器止推力適應(yīng)液量范圍小徑向流導(dǎo)葉輪整體揚(yáng)程較高

適應(yīng)小排量不適應(yīng)含砂結(jié)垢井

不適應(yīng)原油粘度較大井

不適應(yīng)油氣比較高井常規(guī)浮式徑向流電泵優(yōu)缺點(diǎn)海洋采油廠新型電泵10項(xiàng)主要改進(jìn)點(diǎn)徑向流與混相流導(dǎo)葉輪序號(hào)改進(jìn)方面部位常規(guī)電泵新型電泵作用1結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)離心泵：導(dǎo)葉輪徑向流混相流耐磨、防垢2離心泵：葉輪全浮或半浮全壓緊寬幅、耐磨3保護(hù)器：止推軸承整體浮動(dòng)瓦高承載4離心泵：導(dǎo)輪無底部加徑向筋板耐磨5離心泵：耐磨軸承每節(jié)泵3-4級(jí)每節(jié)泵7-8級(jí)耐磨6材質(zhì)規(guī)格離心泵：耐磨扶正軸承錫青銅YG15硬質(zhì)合金耐磨7離心泵：葉輪止推墊片酚醛布板復(fù)合材料耐磨、防腐8分離器：軸套及濾網(wǎng)40Cr316L防垢、防腐9保護(hù)器：機(jī)械密封支架黃銅H62316L防腐10整體機(jī)組：所有密封件氟橡膠AFLAS100橡膠防腐、高溫研發(fā)了新型電泵，葉輪由浮動(dòng)式改為全壓緊式，適應(yīng)提液幅度更大；導(dǎo)葉輪結(jié)構(gòu)由徑向流改為混相流，葉片角度從90O改為45O，流道容積增加30%，降低油流阻力，更適應(yīng)稠油、出砂、結(jié)垢等復(fù)雜工況。關(guān)鍵技術(shù)一：開發(fā)新型混相流高端電泵3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效新型電泵適應(yīng)液量范圍由過去50%-150%放寬到30%-200%，成功在提液井和地面原油粘度1628mPa.s的稠油井應(yīng)用。下步西北部稠油區(qū)塊由螺桿泵改為電泵舉升，能夠有效放大生產(chǎn)壓差，預(yù)計(jì)單井提高產(chǎn)能3t/d以上。新型電泵試驗(yàn)井生產(chǎn)（試抽）資料3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效井號(hào)井況額定排量（m3/d）粘度（mPa.s）電壓（V）電流（A）日液（t）日油（t）含水（%）CB1GB-2提液井150288127035162.614.990.8CB22FC-1稠油井10059511354436.324.632CB11E-3稠油井100617100236排液中CB35-3稠油井1008411260205920.665CB248A-P1稠油井10012561260357164.69CB248A-P2稠油井10016281260346458.98CB246-248區(qū)塊定向井方案產(chǎn)能與預(yù)測(cè)產(chǎn)能對(duì)比海洋采油廠關(guān)鍵技術(shù)一：開發(fā)新型混相流高端電泵海洋采油廠關(guān)鍵技術(shù)二：無損傷電纜連接穿越技術(shù)3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效改進(jìn)一：過電纜封隔器電纜整體穿越技術(shù)。過去電纜故障62%發(fā)生在過封連接包附近,傳統(tǒng)電纜穿越方式是先截?cái)嚯娎|，穿越封隔器后對(duì)接電纜?，F(xiàn)在改為對(duì)末端120m電纜整體倒穿封隔器，減少一個(gè)電纜連接頭，減少了一處故障隱患。過去過封處電纜連接包目前尾部120m電纜整體穿越過封處海洋采油廠關(guān)鍵技術(shù)二：無損傷電纜連接穿越技術(shù)3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效

改進(jìn)二：按照國(guó)際一流標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施電纜連接。從操作規(guī)范、連接材料、精度要求等方面追標(biāo)國(guó)外標(biāo)準(zhǔn)，完善電纜連接操作規(guī)范，引進(jìn)高質(zhì)量連接材料，杜絕目視化連接操作，提高電纜連接質(zhì)量。23cm33cm40cm規(guī)范后電纜鎧皮剝離長(zhǎng)度14cm過去電纜鎧皮剝離長(zhǎng)度過短海洋采油廠改進(jìn)三：規(guī)范現(xiàn)場(chǎng)標(biāo)準(zhǔn)化操作。過去憑經(jīng)驗(yàn)判斷空氣濕度是否滿足電纜連接，現(xiàn)在配備濕度計(jì)準(zhǔn)確計(jì)量；自制電纜連接操作臺(tái)，實(shí)現(xiàn)規(guī)范化電纜連接，防止電纜晃動(dòng)，提高了電纜連接質(zhì)量。監(jiān)測(cè)鉆臺(tái)相對(duì)濕度現(xiàn)場(chǎng)使用連接操作臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)記錄濕度變化3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效關(guān)鍵技術(shù)二：無損傷電纜連接穿越技術(shù)海洋采油廠海上油井進(jìn)入中高含水期易結(jié)垢、部分區(qū)塊產(chǎn)出液含有CO2、H2S等腐蝕介質(zhì)，為此對(duì)電泵表面涂鍍蒙乃爾防腐、導(dǎo)葉輪表面涂鍍聚四氟乙烯防垢，提高電泵防腐防垢性能。葉輪表面涂鍍聚四氟乙烯防垢表面電機(jī)表面涂鍍蒙乃爾防腐序號(hào)井號(hào)分析時(shí)間H2S（ppm）CO2（%）分壓（Mpa）H2SCO21CB251B-12012/3/19430.870.00060.1222015/4/3000.15800.0142CB251C-52012/8/2616.90.0310.00030.0052015/5/1300.27400.025

3CB251E-22013/7/11.51.2710.000010.1144CB251C-42015/4/3000.38400.0425CB251A-52015/7/2800.24700.0306KD481A-82015/5/2800.2800.0257CB251A-22013/9/52.7/0.00003/8CB1HB-72014/1/2100.2100.0199CB20A-72015/4/3000.18300.01810CB20B-32015/8/500.06800.006腐蝕界限:H2S分壓值0.0003MPa，CO2分壓值0.021MPa2012-2015年海上部分油井氣體組分化驗(yàn)關(guān)鍵技術(shù)三：電泵防腐防垢工藝3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效海洋采油廠3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效關(guān)鍵技術(shù)四：控躺井電泵管理技術(shù)電泵啟停均會(huì)出現(xiàn)高電流沖擊，影響電泵絕緣。海上電泵統(tǒng)計(jì)一次開關(guān)井絕緣下降17兆歐，開關(guān)井主要原因是電網(wǎng)波動(dòng)、電網(wǎng)檢修、油井測(cè)壓、控制柜故障。2013-2016停井井?dāng)?shù)及直接躺井井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)年份躺井?dāng)?shù)總停井井?dāng)?shù)電網(wǎng)波動(dòng)次數(shù)異常停井井?dāng)?shù)停井躺井井?dāng)?shù)2013402364231265220143514321554112015312000221207620163822801711812平均3620191910483海上單井開關(guān)次數(shù)及開關(guān)井絕緣下降值海洋采油廠3、改進(jìn)電泵舉升工藝，實(shí)現(xiàn)電泵長(zhǎng)壽高效關(guān)鍵技術(shù)四：控躺井電泵管理技術(shù)

通過改造海上供電系統(tǒng)和嚴(yán)控電泵開關(guān)井，減少電網(wǎng)波動(dòng)停井和施工停井，2016年減少開關(guān)井1289井次；推廣軟啟變頻控制技術(shù)，減少啟停時(shí)高電流沖擊。改造供電系統(tǒng)提升穩(wěn)定性嚴(yán)控油井開關(guān)井管理控躺井電泵管理技術(shù)推廣軟啟變頻控制技術(shù)重點(diǎn)檢換老式變壓器，2016年更換35臺(tái)變壓器，閃停次數(shù)由22次/年降到17次/年制定《油水井開關(guān)管理規(guī)定》，優(yōu)化開關(guān)井次數(shù)，2016年海管立管更換、電網(wǎng)檢修等施工統(tǒng)籌優(yōu)化，減少開關(guān)井1289井次啟動(dòng)電流由額定電流的5-8倍下降至2-3倍，目前在用軟啟占比46%、變頻占比27%減少電網(wǎng)波動(dòng)停井減少正常施工停井減少啟停電流傷害通過電泵系統(tǒng)技術(shù)改進(jìn)，電泵檢泵周期由2011年1394天（3.8年）上升至2016年1894天（5.2年），延壽500天，躺井率由1.04%降至0.76%，年少躺井12口，年少支出作業(yè)費(fèi)用5300萬元。海洋采油廠海上電泵檢泵周期及躺井率變化趨勢(shì)應(yīng)用效果海洋采油廠匯報(bào)提綱一、海上主導(dǎo)工藝發(fā)展及效果二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)三、下步重點(diǎn)攻關(guān)方向海洋采油廠影響因素埕島油田埕島西合作區(qū)2011年2016年2011年2016年1油層保護(hù)表皮系數(shù)平均8.9表皮系數(shù)：老井4.7

新井2.24表皮系數(shù)<2表皮系數(shù)<22防砂質(zhì)量防砂有效期4-5年防砂有效期5年以上進(jìn)口防砂質(zhì)量有效進(jìn)口防砂終身有效3電泵配置平均電泵排量89m3平均電泵排量105m3泵排量范圍200-2000m3泵排量范圍200-2000m34地層壓降（MPa）2.520.86-0.08（1.35）1.85生產(chǎn)壓差2-3.5新井4.5，老井5.5456單井日油(t/d)222180487單井日液(t/d)631062011578電泵壽命（年）3.85.266埕島油田與埕島西合作區(qū)對(duì)標(biāo)表通過與埕島西合作區(qū)對(duì)標(biāo)，查找在油層保護(hù)、防砂質(zhì)量、電泵壽命等方面的差距，明確了高效注采工藝的追標(biāo)方向。1、對(duì)標(biāo)追標(biāo)國(guó)際一流是實(shí)現(xiàn)高效注采的重要推力二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)2、有效措施投入是作業(yè)提質(zhì)增效的重要保障海洋采油廠

2012年以來，新井投產(chǎn)加大油層保護(hù)、防砂工藝等關(guān)鍵環(huán)節(jié)的措施投入，與過去相比單井作業(yè)費(fèi)用增加180萬元，然而單井產(chǎn)能提高了8.5t/d，50美元下4個(gè)月可收回增量投入，5年免修期內(nèi)增產(chǎn)效益是增量投入的13倍。2012年前后新井投產(chǎn)費(fèi)用及產(chǎn)能對(duì)比50美元油價(jià)下單井增產(chǎn)效益分析二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)年份作業(yè)工期

（d）作業(yè)費(fèi)用

（萬元）單井產(chǎn)能

（t）2011年651028.02012年以后1069036.5對(duì)比41808.5序號(hào)生產(chǎn)時(shí)間增加投入

（萬元）日增油量

（t）生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)

增油量

（t）增產(chǎn)噸油效益（元）增產(chǎn)效益

（萬元）1113天1808.5868.52072.86180.025年免修期11434.52072.862370.23、提高單井產(chǎn)能是攤薄開發(fā)成本的重要舉措噸油完全成本增量元/噸日油增量（噸）

通過技術(shù)進(jìn)步，提升單井產(chǎn)能是攤薄老區(qū)開發(fā)成本，降低新區(qū)盈虧平衡油價(jià)，增加經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的重要措施。目前海上平均單井日產(chǎn)油21噸，每增加1噸，可攤薄噸油成本44元，增加可采儲(chǔ)量5000噸；“十三五”規(guī)劃動(dòng)用儲(chǔ)量3247萬噸，基準(zhǔn)平衡油價(jià)在60-70美元，產(chǎn)能每提升1噸，基準(zhǔn)平衡油價(jià)可降低3美元。提升單井產(chǎn)能對(duì)盈虧平衡油價(jià)影響盈虧平衡油價(jià)增量$/bbl井控可采儲(chǔ)量萬噸單井產(chǎn)能，t/d海洋采油廠提升單井產(chǎn)能對(duì)噸油成本的影響提升單井產(chǎn)能對(duì)可采儲(chǔ)量的影響二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)作業(yè)費(fèi)、電費(fèi)、修理費(fèi)歷年占操作成本比例單位：%4、長(zhǎng)壽命注采是降低海上生產(chǎn)成本的有效途徑

“十二五”以來，海上作業(yè)費(fèi)占總操作成本的43%，平均單井作業(yè)費(fèi)用高達(dá)518萬元，油水井壽命若延長(zhǎng)10%（延長(zhǎng)0.5年），每年可減少作業(yè)17井次，少支出作業(yè)費(fèi)用7070萬元，降低噸油成本23.6元?！笆濉碧删?、檢泵周期海洋采油廠二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)海洋采油廠匯報(bào)提綱一、海上主導(dǎo)工藝發(fā)展及效果二、海上高效注采認(rèn)識(shí)和體會(huì)三、下步重點(diǎn)攻關(guān)方向海洋采油廠二、下步重點(diǎn)攻關(guān)方向“十三五”期間，海洋采油廠按照“加大海上”開