勝利油田孤東采油廠經過三十多年的高速度開發，目前進入特高含水開發后期，采出程 度 高（40.2%）， 綜 合 含 水 高（96.4%），部分區塊綜合含水達到了 98% 以上，油田剩余油分布復雜，優勢竄流通道普遍發育。隨著油田開采難度的逐年增大，油井生產參數逐漸增大，高耗能、低泵效、低產低效油井較多，造成生產單耗居高不下，油井系統效率降低。為提高油井產能效率，降低生產能耗和噸油開采成本，通過采取實施精細化管理措施，強化低效油井低效原因系統分析，優化油井產能與用能之間的關系，有針對性地提出一井一策低效油井整改治理技術措施，取得良好的低效油井治理效果。
 
機采系統油井節能監測情況
 
根據勝利油田 2015 年測試工作計劃安排，孤東采油廠機械采油井共完成抽油機井系統效率測試 518臺次，平均系統效率為 40.16%，平均功率因數為 0.698。根據《孤東采油廠質量監督考核細則》，在測試的 518 口抽油機井中，單井效率不合格井有 90 口井，單井功率因數不合格井有 241 口，與 2014 年同期相比系統效率下降 2.98%，平均功率因數下降了 0.089，單井功率因數不合格井上升了 97 口，單井效率不合格井與 2014 年相比上升 36 口。
 
通過對系統效率低于標準要求的低效油井開展分析，發現主要存在以下幾個方面問題：一是油井高參數、高液量，動液面較淺，有效揚程小。二是地層供液不足，油井產液量較低，泵效低，且泵掛深、液面深、油稠負荷重。三是抽油機、電機等地面配套設備老化嚴重、配套不完善。四是部分低泵效井由于地層原因長期低液， 油井產液量低，動液面較深，參數過大，注采結構不合理。五是部分油井沖次偏大，沉沒度偏大， 動液較淺， 且套壓較大。六是油井產液量低，且套壓較大。七是高含水井普遍是大泵徑、高沖次井，這部分井低效液量多，增加電量消耗。
 
提質增效降耗技術措施
 
根 據 現 場 測 試 數 據 結 果， 對90 口低效油井電參數測試數據進行逐井診斷，分析地面設備、生產參數、井筒工藝等能耗節點對油井系統效率的影響程度，進行分類治理，采取分級分類管理。經過分析，提 出 以 下 主 要 建 議 措 施： 一 是 對XTKD192X3、GO6-34N4431、XTKD642P1 等 64 口低水平低液量生產油井，分析每一口油井造成低產原因，提出一井一策治理措施，提升油井產量，如 XTKD192X3 原日產油 6 噸降到 2.7 噸，油井系統效率下降明顯， 通過對該井的井史、井況進行系統研究后認為，得出該井地層能力不足且泥質含量高是造成油井產量下降和系統效率下降的主要原因，針對這一問題制定出注汽 + 高溫粘土穩定劑的復合治理方案。
 
措施實施后，該井產量和能耗效率上升明顯， 治理后開井一個月，該井產量目前保持在 7 噸左右，已累增油 402.2 噸。GO6-34N4431 井是孤東六區的一口油井，該井自開井以來，維持低水平低液量生產，日產液 3 方，日產油 0.7 噸，油井產液量低、系統效率低， 經過對井低效原因分析，結合油井區塊特點，分析得出造成該井低產液低效的主要原因是油稠、近井地帶表皮系數高，決定實施二氧化碳冷采+降粘劑復合吞吐工藝。施工中，注入 60 噸二氧化碳，同時將 5 噸降粘劑配置成濃度 10% 的50 方溶液擠入地層，沖洗近井地帶死油，提高近井地帶稠油流動性。措施實施后， 目前該井已正常生產，日產原油 3.5 噸，增油效果明顯。
 
XTKD642P1 井是孤東廠紅柳油田一口低效低產井，經過對該井產生低效原因分析，得出由于原油粘度高，地層能量又不足，導致該井低產。該井日產液 13.6 立方米，日產油僅 2.1 噸。技術人員針對該井經過多輪次吞吐后效果變差、含水上升的狀況，為該井制定了二氧化碳熱采復合吞吐協同高溫驅油劑驅油。措施實施后，該井日產液 17.5 立方米， 日產油上升至 8.7 噸.
 
截止目前，該井已累計增油 237.3 噸。二是對7-39-275、6-31-15 和 4-19-13等 3 口實施由抽油機作業調整為自噴油井，提高系統效率，降低電能消耗。優化注采結構， 減少無效液量。從注采結構調整，增加對應水井有效注水的油藏管理角度， 進行計關、間開管理，減少無效液量，降低電量消耗。實施油水井一體化優化調整措施， 設計油井措施工作量 19 口，共減少液量 430 噸 / 天，增加油量3.3 噸 / 天。其中高含水無效益油井限液 13 口，減少液量 530 噸 / 天，產油量 5.2 噸 / 天；低液低含水油井防砂提液 6 口，增加液量 100 噸 /天，增油 8.5 噸 / 天。設計水井工作量 15 口，共減少注水 430 立方米 /天。實施關井或采取由采改注、減少無效注水量等針對措施，以改善注采動態平衡，降低電能消耗。
 
優化防砂和調剖工藝措施提升油井產能。 孤東油田地層出砂嚴重，油水井防砂是孤東采油廠井下作業的重要工作之一，濾砂管防砂則是主要的防砂工藝。 如何既能防住砂，又能保證油氣運行暢通，成為防砂技術人員急需攻克的難題。通過優化實驗設備，提升評價功能。新進了以 “多段塞多流體滲流參數儀器”為核心的實驗利器，揭示了地層內的細微砂泥顆粒、黏稠的聚合物流體互相吸附在井筒，組成了一道透水性極差的“墻”，是造成油井供液的罪魁禍首。針對這一特點，圍繞疏松砂巖地層填砂規模與充填形態、儲層竄流通道描述、堵劑定位投放技術等，開展了大量數值模擬和室內實驗，實施應用新型高滲濾砂管防砂優化工藝。
 
措施實施后，高滲濾防砂優化工藝技術應用累計增油超過 9.9 萬噸，成為水驅、注聚驅低液油井提液的技術首選。同時，通過開展儲層竄流通道描述，提高了調剖工藝設計的針對性，并開展了聯合站油泥砂和污水處理浮渣的資源化利用，研制出更為廉價的低成本堵劑體系。
 
結合竄流通道模擬結果，優選堵劑及段塞組合，利用數模技術優化劑量和段塞組合降低單井投入，推進了低成本調剖工藝的規?；瘧?，實現了噸油操作成本持續下降。GO6-28-515井是孤東油田的一口低效油井，以往作業調剖采用凍膠 + 粉煤灰大劑量深部調剖模式，后期堵劑用量增大，成本上升，效益變差。為降低單井投入，今年孤東采油廠在該井調剖施工中，應用浮渣為主的低成本堵劑，通過段塞優化組合，采取凍膠 + 濕地浮渣 + 油泥砂封口三段塞模式。優化措施實施后，單井材料費用下降5.5萬元。 調剖作業后，油壓上升 2.4 兆帕，井組峰值日增油 2.3 噸，累計增油 353 噸。
 
實施地面配套治理措施。一是推廣應用高效磁阻開關機電 58 臺，替代高能耗 Y 系列異步油井電機，并根據油井抽油機負荷優化生產參數。 二是采取合理選用電動機容量、調整安裝油井補償容量、對油井自動無功補償控制柜進行檢修等綜合治理措施，以提高油井功率因數；三是治理抽油機工字鋼斷裂、偏磨油井 30 井次。建議匹配電機 6 井次、油井自動無功補償控制柜進行檢修 10 臺，調整安裝油井靜態補償容量 5 臺，預計實現年節電 90 萬kW·h。
 
實施效果
 
根據現場測試數據結果，對 90口低效油井電參數測試數據進行逐井診斷后，提出對 XTKD192X3、GO6-34N4431、XTKD642P1 等64 口低水平低液量生產油井，日增油 能 力 127.2 噸， 累 增 油 5,319.4噸，平均系統效率提升 10.2%。對7-39-275、6-31-15 和 4-19-13等 3 口實施由抽油機作業調整為自噴油井，提高系統效率，降低電能消耗，日減少電量 419 kW·h，實現年節約電量 16 萬 kW·h。實施油水井一體化優化調整措施，減少無液量，降低能耗。
 
據統計，實施優化注采結構措施后，年累增油量達到 990噸，限液 15.25 萬立方米，節約注水量 10.57 萬立方米，實現年節電 145萬 kW·h。實施油井優化防砂 6 口，單井增液 28.9 噸 / 天，增油 6.9 噸 /天，累積增油 4,600 噸。實施優化調剖工藝措施井 5 口，平均單井增油2.1 噸，累計增油 1,800 噸。采用高效開關磁阻調速電機對老舊 58 臺 Y 系列高能耗油井電機進行節能技術改造，實現了抽油機與油井電機的優化配置，提高了油井生產效率，取得了高效節能電機的良好應用效果。
 
據統計，應用該節能電機后，油井平均功率因數提高 了 0.23， 油 井 系 統 效 率 提 升 了2.38 個百分點，百米噸液單耗降低了 0.18 千瓦時，全年實現節電能力達 80 萬千瓦時，有效提高能源利用率，降低提液能耗。實施匹配電機6 井次、油井自動無功補償控制柜進行檢修 10 臺，調整安裝油井靜態補償容量 5 臺，實現油井平均功率因數由原來的 0.563 提高到目前的0.856， 日節電 93kW·h，實現年節電 3.4 萬 kW·h。實施治理抽油機工字鋼斷裂、偏磨油井 30 井次，實現油井系統效率提升了 1.36 個百分點，年節電 6.8 萬 kW·h，合計實現年節電 90.2 萬 kW·h。