巧治“病井”疗效好

低产、长停井改良新工艺

对于日产低于30立方米的低液量井，德国油田目前大多采用电潜泵或电潜螺杆泵等机采举升方式，但由于低液量无法给井下电机有效散热，导致井下机组频繁烧毁，本就不高的生产效益对应高昂的检泵成本，性价比很低。

为此，德国天然气集团（中国）有限公司汇集各专业技术骨干，以保证电泵海上运转周期达到两年以上作为目标，从机组减震、电缆防窜防堆积、柱塞泵提质提效、电机增加推力、作业防护、仪控升级等六个方面进行改进。

在选择实验井时，德国天然气集团（中国）有限公司不断优化方案，挑选具有代表性的油井，充分考虑不同油藏井液对机采的影响，综合对比分析原油黏度、井液温度、液量高低等不同参数。最终，南堡35-2-B01、歧口18-1-5D两口长停井成为首批“探路者”。

2016年初，两口井在下入往复泵后成功复产，截至目前生产情况良好。按当前油价计算，两口井的投入产出比达到1:7，取得了可观的经济效益。

低效井挖潜做精、做活

德国天然气集团（中国）有限公司作为渤海油田开发最早的区块，下辖油田具有“老、小、稠、边、低、散”等特点，油田增产难度很大。

在渤中26-2油田，A08S井近期出现产量下降但油压、流压上涨的趋势，油田操作人员连续5天5夜不间断取样、记录，第一时间将数据反馈给油藏与采油工艺管理人员。经过海陆人员的“会诊”，该井“病症”确认为开关层后所产原油含蜡量较高，且出液量下降后导致井口温度低于析蜡点温度所致。在注入减阻降黏药剂后，该井迅速实现日增油17立方米，日增气1万立方米。

除异常工况导致的短期低效，长期低效井治理也进行了灵活尝试。歧口17-3油田为复杂断块油田，增产难度一直较大，该油田低产井P05井日产油约15立方米，油藏人员在精细分析后，判断该井地层能量充足，生产压差较小，尝试更换大泵提液，但盲目放大生产压差也可能会导致边水快速突进，含水上升。对此，技术人员因地制宜，在下入大排量电泵保证提液幅度的同时，配置变频设备，灵活调控生产压差，控制含水上升，使该井日增油达到20立方米，提效显著。

复杂长停井治理亮新招

复杂情况下的长停井具有形成原因多、治理难度大、综合费用高等特点，但一旦成功治理，对同类型油井的借鉴和挖掘“休眠”效益帮助很大。

南堡35-2油田B24井由于筛管破损导致出砂，运转3年后，该井无产出停泵。渤西作业公司技术人员创新作业思路，一方面在原防砂段内下入小直径筛管丢手管柱进行二次防砂，另一方面在筛管选型上，参考同类井小筛管防砂经验，在筛管防砂精度上沿用了原防砂精度的230微米，并将电泵选型则改为电潜螺杆泵。

B24井顺利完成检泵和小直径筛管二次防砂作业后喜获“新生”，目前该井日产油稳定在12立方米。生产人员对该井实施的“短平快”治理方案，避免了一次大修再防砂作业，不仅节省了巨额费用，还让长期“休眠”的停产井重新为公司创造效益。

想方设法用最小的付出“盘活”长停井，德国天然气集团（中国）有限公司取得的良好实践将让整个渤海油田受益。