海洋采油厂海二采油管理区
摘要:近年来国际油价持续低迷,促使油田企业从“以产量为中心”向以“效益为中心”转变,海上开发风险大、投入高,油水井作业费占管理区每年总操作成本的40%以上,既是成本的控制点,又是效益的潜在增长点。海二区通过抓决策优化,让每一分投入都高效;抓过程优化,让每一个环节都创效;抓质量提升,让每一次施工都保效;实施清单计价、合作扶停,让每一口井都“共赢”实现了海上油水井作业降本增效。
主题词:油水井作业 决策优化 提升质量 降本增效
海二区油水井作业概况
海二区共管辖中心平台1座,一体化平台3座,井组平台16座,单井平台3座,共有油水井179口,动用含油面积24.05km2,地质储量6100.4×104t,可采储量1562.23×104t,采油速度1.4%,采出程度25.4%,累积注采比0.69。油井总数120口,开井114口,日液能力15482t, 日油能力2231t,综合含水85.6%。水井总井数59口,开井56口,日注水量12014 m3。
2018年共进行油水井作业36口,发生费用8648.06万元,比年初预算节约701.9万元。其中油井措施3口,发生费用1313.25万元,平均单井费用437.7万元;油井维护13口,发生费用3843.61万元,平均单井费用295.66万元;水井作业7口,发生费用3169.31万元,平均单井费用452.8万元;水井解堵13口,发生费用321.89万元,平均单井费用24.8万元。
表1 钻井平台、作业平台参数汇总表
面临的问题及原因分析
2.1 海洋环境不确定,安全环保风险大,安全投入逐年增加。
海洋环境不确定,大风、大雾、雨雪天气影响较大,尤其受冬季季风、冰期的影响,物料准备不足等均会造成现场施工等停。埕岛油田地处风暴潮多发区,受季风气候影响,最高风力达11级,浪高4~5m,冬季流冰厚度达45cm,自然条件极为恶劣。井组平台空间狭小,定期设备改造、流程整改等作业,与修井作业冲突,交叉作业期间防护措施不到位,容易造成伤害。
近几年井下作业安全管理越来越规范,安全要求越来越严格,安全投入比重也随之增加。作业平台就位海调钻孔方面:由于作业平台结构的变化,原大桩靴平台就位前只需提供海底管缆图,后改建的作业平台均为小桩靴平台,就位前除了进行水深测量和海底扫描外,还需要进行钻孔评价地层承载层。而中石化2014年下发的安全规定,每次作业平台就位前钻2个孔进行地层评价,而之前钻一个孔即可。目前在插桩式平台动复员费120万元基础上,每个井组海调钻孔实施下来约需要55万元,合计现在每移就位一次约需要175万元。出现平台就位后桩腿入泥不到2m的情况,还需要进行抛砂防护,每次增加费用50万元左右。
表2 钻井作业平台日费及动复员费汇总表
2.2 移动式作业平台日费高昂,导致单井作业成本高。
为了满足海上经济高效开发的需要,海上丛式井组与陆上相对比较密集,受平台结构限制,在不足10平方米的范内有9-20口油水井。长期以来海上作业均采用作业平台施工,尽管现阶段管理区已有部分投产井组设计安装了固定修井机,但只能覆盖42%的油水井,剩余58%的井数仍需移动式作业平台实施。一口新井的钻井投入普遍在1700万元左右,作业费少则300多万元,多则上千万元,是陆地的几十倍。插桩式平台日费高昂且每天还附加2.9万元的守护船费用,插桩式平台施工的作业井平均下来每天的日费、船费加上取费约为26万元,因此结算工期对于作业成本的影响至关重要。例如作业设计变更增加某道工序耗时1天,劳务和工具发生5万元,完成这道工序则需要31万元。
通过比对超工期作业井,发现结算超定额工期的主要原因是拔滤工期超期。造成拔滤困难的客观因素有油井防砂井段长、水井滤砂管外径大且腐蚀结垢严重、修井设备能力受限等,主观因素有施工单位打捞工艺落后和主观能动性不强,在复杂井打捞工艺和施工运行管理方面还有提升的空间。
2.3 海上工艺技术要求高、地层工况恶化,导致作业投入增加。
埕岛油田馆陶组为主力开发油藏,纵向层多、储层物性好、常规稠油油藏,但地层胶结疏松、易出砂;含油层段长、层间矛盾突出;对工艺技术要求高,层位多、射孔跨度大(300m),井斜角大(60.48°),层间差异大,施工井段长,施工难度大、风险高。相对陆地开发不同,海上油田开发标准高、质量高,投入自然而然要高。
注水开发的前10年,地层注入了大量矿化度高、腐蚀性较强的过滤海水,加上后期大范围实施酸化解堵注入地层的酸液,更加剧了地层工况的恶化,电泵结垢、生产管柱及套管腐蚀穿孔等现象逐步增多,油水井生产周期缩短。由于工况的变差和油层物性的改变,后期增产增注措施越来越复杂,作业工期延长,投入成本大幅度增加。为了提高作业效果,在工况变差的情况下通过复杂的工艺措施来实现,相应的作业成本大幅度增加,以氮气泡沫酸化解堵为例:单井措施成本增加30-150万元不等。
2.4 作业返工井影响产量,增加作业成本。
管理区每年都有一部分返工井(目前按作业开井正常生产时间达不到保修期12个月来界定),由于作业平台力量不足等原因,这些油水井躺井后,重新作业间隔周期平均在1个月左右,影响了原油生产,占用了平台力量。导致返工的因素很多,但主要集中在电泵及电缆故障、管柱腐蚀、工具质量问题、出砂等方面。从返工井故障可以看出,井下作业对施工和完井工具质量要求很高,任何一个环节或者工具有故障,都导致油水井不能正常生产。由于部分返工井责任不在施工方或者责任界定较难,通过与施工方谈判,管理区仍要支付部分返工费用。
降本增效的主要做法
2018年海二区严格按采油厂“三控一提”思路,实行油水井作业项目管理,依托单井措施效益评价平台,抓源头设计,先算后干、低效无效缓干,强化事前算赢,签订单井作业合同,实现作业费用收口管理,让每一次作业都成为效益的增长点,全力推进降本增效、优化提效、创新创效。主要做法有以下几点:
紧紧围绕“算清效益帐,多干效益活,多产效益油”的理念,深化开展“效益作业提升工程”,进一步转观念、提效益,强化稳产长效、突出挖潜增效、突出提质增效,建立单井措施专家组会诊和单井效益评价机制,依托“事前算赢”平台,对单井产量、成本投入、措施增量等,按照不同油价、敏感性成本等进行多维度分析和效益预判。开展油水井工况分析,通过地下、井筒、地面一体化治理,因井制宜,实施“一井一策”管理,使不合理的井变得合理,合理的更优化,优化的更长久。实施补孔、细分、检修水井作业7井次,增加水驱储量28.1×104t,增加注水量6.1×10m3。对应油井油量稳中有升;补孔、拔滤、提液等措施作业6井次,增加动用储量47.1 ×104t,初期有效率100%,日增油31.4t,年增油1.49×104t,年创效益 1291万元;维护作业10井次,恢复日油能力222.5t,使每一口井、每一道工序、每一分投入都做到最优化。
CB1GA-12井补孔Ng4554层与Ng53层合采,为提高补孔潜力层储量动用程度,对三口水井CB1GA-9、CB1GB-8-12的强水淹层Ng53层下调水量165m3,该井开井后,日油增加23.4t,高于方案设计19.1t,含水低于设计10.4%。CB1GA-5井作业前日产液56.5吨,日产油仅7.2吨,属于典型低产低效井。根据地质分析,该井水淹严重,地层能量充足,作业后存在高含水的风险。积极探索工艺优化措施,作业期间采用氮气泡沫负压返排工艺解除近井地带堵塞;利用分层挤压充填防砂技术控制改造高含水层、重点改造低含水层;配置循环充填防砂管柱期间对高含水层段采用盲管避水。作业后较作业前日增油14.1吨,较地质配产日增油4.5吨。成功实现提液控水增油目的,为海上高含水、低产低效井治理措施探索一条新路。
在提速方面,开辟绿色通道、扶躺抢效益。从躺井断点落实到三大设计编审、安全备案、施工队伍协调、海调钻孔实施、平台就位、合同办理,海工、油藏、作业、经营岗等同步积极协调无缝对接,作业中严把质量和油层保护关,创新实施“一次有效热水洗井,不再洗井”观念,中心管冲洗油管、控压反洗井、控制井筒灌液、提前连接完井立柱加快完井等降低入井液漏失,有效减少入井液冷伤害和漏失伤害,CB20CA-14等检泵井取得试抽第二天日油即达地质配产较好效果,维护作业效果良好,为海上维护井的高效作业积累了宝贵经验,开创了检泵作业的新局面。
作业过程中分层酸化解堵移动平台日费、酸化工具费、工序费、船舶施工费高;完井后测调酸化受气象海况、危化品拉运、施工船舶紧张及测调起下工具时间长影响较大。动态优化作业施工过程,在CB251A-6、CB251A-1水井作业过程中实施两次高压高速水冲洗油层解堵,根据油层厚度和堵塞程度优化泵注参数,加快完井进度,减少酸化工作量,实现低成本完井,节约76.4万元。CB25GB-2调剖井船舶解堵过程中,反洗不通、正挤不进、测调仪器遇卡、解堵液无法有效到达堵塞部位,管理区技术人员集思广益、转观念想办法,不抛弃不放弃,通过憋高压、反复间歇小排量油管正挤、层间封泄压油套同注等,历时15天测调仪器解卡,恢复油管正常注水,节省水井检修作业费200万。优化作业运行,据管辖平台油水井实际情况,按躺井、下步措施井、存在井控隐患井、超过3年未检修及管柱存在问题的水井、低绝缘油井进行摸排建立《油水井作业优化表》,在进行井组平台作业时进行整体覆盖,优化作业实施次序和季节工作量安排,减少动复员费和平台占用费。固定修井机实施比例由27%提高到53%,移动平台单次移位作业达到1.6井次,同比提高0.1井次。
分要素优化单井设计,实施油井设计5优化、水井设计“10个不必要”措施,分别应用17井次、7井次,节约费用463.1万元。其中压减双向流动阀10个、沉砂桥塞3个、减少工具成本工序费及后期打捞费387.2万;CB27A-1等3口井优化压减作业入井化工药剂,节省药剂费用56.2万;CB25GA-4等5口井重复利用油管1350米、修复井下安全阀和过电缆封隔器,节省14.74万元;CB1GB-10等7口井上提泵挂98.62米,压减完井油管和电缆长度节省工具费2.48万元;CB27A-1完井管柱中不下液控滑套,节省液控滑套及相关针阀、压力表和液控管线,节省2.5万。
加强现场监督学习工具原理及维护保养等相关知识,掌握“怎么监督,监督什么,监督重点,监督标准”等知识,提高操作人员的技术水平和质量意识,促进监督业务技能和管理水平的提高。强化现场24小时驻井全过程监督,严把五关:设计执行关、工序质量关、油层保护关、泵况合格关、环保达标关,实行表单化管理、关键工序可视化,严把每一根油管、每一件井下工具、每一道工序、每一方入井液的质量。对作业入井液检测、电泵机组保护器注油、连接包制作、绝缘检测、管柱试压等关键工序施工单位进行录像或拍照留存1年,完井之后签订接井确认单,因施工人员操作失误造成返工、短命井1次上黑名单,2次待岗施工单位重新培训。推行“井下作业效果考核办法”“全生命周期质量责任追溯管理办法”“单井质量通报机制”,坚持从源头上堵住管理漏洞、打牢质量基础。抓好现场作业生产进度的运行,超前衔接,严禁怠工、窝工,重点加强气象海况、时间街接,确保连续施工,避免队伍等停增加固定费用;抓好施工质量的控制,做好作业用料、工序、废旧料回收现场双签认制度,严禁因工序返工增加固定成本和各类材料、劳务费用。
面对“低油价、寒冬期”, 聚焦作业提质增效升级,积极落实低成本开发战略,不断优化现场防砂施工参数,实现高密实充填防砂技术,提高海上防砂施工质量和措施效果;结合海上油层多、井斜大、跨度长等防砂施工的特殊性,不断改进完善海上特有的两步法防砂技术;针对地层堵塞严重、储层发育差、防砂质量好微粒堵塞三种低液井况,相应配套拔滤泡沫吞吐返排、拔滤泡沫酸化返排、不拔滤泡沫酸化返排三种返排措施。电泵井检泵周期突破5年,创历史最好水平。积极协调船舶解堵13井次,有效地解决了水井欠注,提高层段合格率,稳定对应油井生产。其中CB1C-3新型同心双管作业完内管欠注,酸化解堵初期油压0,一周后油干持平欠注,日注能力仅有10m3/d。针对该井酸化有效期短、日注能力低、注水压力骤升、地层反吐等诸多问题进行探讨:是地层连通不好、本身地层压力高、套管固井质量不好管外串通、酸液造成地层骨架坍塌?还是地层深部堵塞未解开造成?管理区群策群力对疑点一一排除,利用磷酸较好的缓速作用调整优化解堵配方,降低氢氟酸浓度0.8%、增加2%磷酸进行地层深部解堵。5月4日解堵后内管油压稳定在2MPa达到配注要求。
每施工完一口井,项目组及时对施工后的效果进行评价,对措施设计的可行性进行验证,提高措施设计的质量。对作业过程中发生的异常突发事件,详细记录事件发生经过和处理情况,并对事件原因进行剖析,总结经验教训,从管理、技术、教育等方面制定下步措施。
制定绩效评价管理办法,确定机构组织、工作流程、评价规则。确定绩效考核明细指标,涵盖总包过程的各方面指标考核:设计、备料、施工过程、工序成功率、作业工期、作业效果、竣工资料、井控、安全环保等,通过绩效考核,促进施工队伍提高责任意识、质量意识和安全意识。绩效考核结果一是可作为结算参考资料之一,二是可作为下步海上作业招投标评价项,有利于管理区进行作业队伍安排优选。
与定额部门结合,每口井实施前确定定额工期,实施拔滤施工预警管理,一旦油井拔滤达到8天、水井拔滤达到4天,要求施工单位先停工,拿出下步拔滤措施安排和倒排工期后方可组织施工。晨报每日通报单井作业的定额工期、有效工期,对超工期井组织采油工艺监督中心、施工单位进行作业施工提速提效优化讨论会,将每道工序施工时间与定额工期进行对比,达不到要求进行原因分析,并拿出改进措施。井下通过管理和施工改进,拔滤施工进度明显加快。
积极推进与井下作业公司清单计价、合作扶停工作,在不突破油田批复控制价的基础上,与井下作业公司进行协商议价,签订井下作业费用包干协议,明确作业井除审批的设计变更外,结算不再做出调整。CB20CA-P1躺井前长期低液低效,海上水平井内防砂管打捞困难,检泵作业效益差长期停产;与井下开展合作扶停效果好,打捞出井下防漏失阀、水平段内防砂管部分管柱,增加有效出液厚度,较作业前增加日油能力3.4t。在节约采油厂作业费用的同时,也激发了井下作业公司自身挖潜、高效施工的积极性、主动性,有效施工效率明显提高。
下步建议
4.1 建立有序竞争市场秩序
对施工单位作业施工质量、速度、安全环保方面实行月度综合评价,奖优罚劣,优胜单位有优先挑选下月作业井号,排名最后的作业队伍无工作量。通过价格杠杆和竞争机制的调节功能,充分发挥市场的导向作用,提高施工单位的积极性,促进施工质量的提高,延长油水井生产周期及降低井下作业费用。
4.2 提前储备复杂处理技术预案
水井大井斜、井段长、大外径防砂管打捞时间长,注聚防砂管易堵塞、剪切降解;油井水平井防砂拔滤、防漏失阀管柱、控水中心管打捞困难,缺少复杂井处理有效手段,油井见聚后地层砂堵、聚堵,引起泵效降低、检泵周期变短等问题。下步加强对复杂井处理工艺技术储备,配套注聚解堵工艺,做好事前设计预案。
4.3 推广创新应用低成本开发
针对海上不同储层、不同井况、不同作业方案研究形成科学合理、经济适用的入井液体系,做好油水井作业过程中油藏保护。加强油井一次多层挤压循环充填防砂、新型免返排解堵剂,水井智能分层注采、 大斜度井新型测调一体化分注、在线酸化等新工艺研究,试验成熟后推广应用,将大大降低作业成本。
结束语
近年来海二区在油水井作业管理方面加强事前算赢、收口管理,兼顾效益和稳产;技术方面精细优化方案、创新应用,走低成本开发之路;现场方面严格监管、强化运行,确保安全环保优质高效。通过油水井作业项目管理,对内提质增效挖潜力,突出一体化系统优化,实现单井作业费用五年连降;对外抱团取暖“御寒冬”,实施井下作业工程清单计价、合作扶停,实现了甲乙双方互利共赢,促进了各项工作的有序开展,提高了油水井作业质量,实现了低油价下海上油水井作业降本增效。
参考文献
[1] 沈琛.井下作业工程监督[J].石油工业出版社,2005年