“僵尸”油井排水,注水增产

安和榆林报道说,位于陕北的延长油田正遭受一口大规模低产油井。

在延安子长、清华边、南泥湾等历史悠久的产油区,许多油井每天产量只有几十公斤。与日产十吨以上的高产油井相比,这些低产油井价值不大。然而,它们目前无法关闭。“至少他们还能维持人们的工资。如果关闭,许多人将不得不被解雇。”

“采油队的一名负责人告诉记者。

也为了就业和维护地方财政,在油价暴跌的背景下,延长油田仍提出增产目标。根据这一目标,今年的产量将达到1240万吨。这样,地方各级财政可以共提取60多亿元的石油开发费。因此,大量低产油井只能“冻结”,而不能“死亡”。

然而,即便如此,光是顺利增产是不够的。扩大油田求助的方法是“注水”,这是30年前开始推广的一种二次采油方法。然而,由于水驱软硬件建设的长期“缺省”,大规模水驱暴露出许多隐患。

“硬增产”据记者调查,延长油田高产井和低产井的划分根据不同区块有不同的标准。榆林靖边、定边两个产油区,每口油井日产10吨以上,日产3、4吨以下。延安安塞地区日产三四吨高,500公斤至一吨油井低。

安塞县采油厂负责人表示,目前低产井比例为40%-50%,而在延安子长县,采油厂的油井日产量一般在300-500公斤之间,而100公斤以下的产量是低产的,而在清华边地区,油井的最低产量甚至更低。

8月底,延长油田刚刚合并了两家采油厂。在其管辖下的石油生产厂的数量已改为22家。低产井的比例约占整个延长油田的30%。

自去年油价高调暴跌以来,原油价格一直处于低位。面对未来长期的低价,一般能源企业会选择先减产,然后在油价上涨后进行大规模开发。

然而,延长油田的历史背景和实际格局相对特殊。延长油田是原石油部下属的延长油矿8个采油厂(下浮后由延安管理)和榆林、延安县区14家钻井生产公司的重组。每个县、区和市都拥有相应石油生产厂大约一半的股份。作为中国第四大石油企业,延长集团也是唯一拥有石油生产权的本土企业。

因此,即使面对油价暴跌,今年的油田扩建仍提出“不降工资、不减产”的政策。

“过去,延长油田依靠广泛的资源开发和生产能力投资,在几年内迅速扩大产量,建设一个1000万吨的大型油田。现在,如果产量突然减少,增加目前的规模将是极其困难的。此外,延长油田的生产与地方各级财政直接挂钩。不稳定的生产也会影响到当地的经济稳定,所以有必要“努力增产”。

”几家石油公司的官员告诉记者。

据调查,延长油田年综合递减率已超过9%,原油每年递减近120万吨,而延长油田平均采收率仅为2.61%。根据其1240万吨的生产目标,每年需要钻5000多口新井,消耗近300平方公里的资源。在经济低迷和油价持续下跌迫使延长集团减少新产能投资的情况下,确保油田稳定增产的唯一途径是二次开发。

长期以来,注水在油田二次开发中得到广泛应用。

然而,在压力较低的低渗透地层区域,大型石油公司一般会采用“同步注水”或“超前注水”的方法来延长油井的使用寿命,增加产量。

换句话说,注水井应与采油井同时建设,“边注边采”或“注后采”。虽然这会影响产能建设的速度,但有利于实现油田的长期稳定生产。

但在延长油田早期开发中,这种想法是“多关注生产,少关注注入”,这是通过不断快速扩大油井数量实现的,导致井网布局缺乏规划,待建注水井数量少,即使有注水井也利用率低。

数据表明,延长油田注水基础设施先天不足。目前,延长油田只有13.2%的注水井实施分层注水,86.8%仍采用老技术混注、混采方式。整个延长油田日注水量为26万立方米。实际注水量仅为10万立方米左右,利用率不到40%。延长油田部分采油厂注水利用率甚至不到30%。约1000个注水站中有近100个注水站没有投入运行,15%的注水井关闭。

由于“逾期债务”数额巨大,后期开发遇到了老项目改造频繁、设备配套困难、新项目建设周期长、管理机制难以理顺等一系列问题。

自2011年以来,延长集团实施了为期3年的注水计划,投资近86亿元。

今年年中,延长油田将再次召开为期三年的注水会议,并计划在三年内再投资70亿元进行注水。

然而,“重油和轻水”的长期发展积累了许多弊端。面对注水建设硬件投资的“大跃进”,注水管理、技术、协调与合作方面的不足立即显现,许多隐患浮出水面。

首先是注入水的来源问题。

注水开发初期的水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决的,但大量开采浅层地下水会导致当地地层水位下降,地表水资源非常有限。在陕北,水资源短缺一直是一个区域性问题。随着近两年延长油田注水量的不断翻番,目前延长油田公司拥有1000多个注水站,约16000口注水井,实际日注水量超过110000口,这无疑会导致当地水资源的矛盾。

更大的隐患来自管理混乱。

据了解,通常为有效解决油层注水需求问题,油田主要采用将经过处理后的脱油废水重新注入油层的方法,来化解脱油污水处理和回注用水需求紧张等问题。据了解,为了有效解决油藏注水需求问题,油田主要采用处理后的含油废水回注油藏的方法,解决含油水处理不足和回注水需求等问题。

原油脱水过程中会产生大量含油废水,其中含有大量污染物,如浮油、乳化油、分散油、胶体溶质和悬浮固体。这些废水在回注前通常需要经过一系列处理才能达到标准。

如果产出污水不满足回注要求,仍会回注地下,造成地层油道堵塞,降低注水和采油效率,造成土壤污染等生态问题。

据记者走访延长油田多个区块的生产线,一方面由于基础设施建设落后,另一方面由于管理机制的盲区和不适感,废水回注过程中存在诸多隐患。

“例如,在回注之前,应该添加不同的化学物质来处理污水,但是输送的化学物质经常过期。一些注水工人只是简单地重新注入污水,而没有添加化学物质。有许多这样的事情。无论如何,注水井经常不能注水或水再次流出。

一名一线工人告诉记者。

事实上,采油废水来源广泛,成分复杂,水质差异大,废水回注过程涉及许多精细复杂的环节和过程。首先,由于废水的不同性质,选择不同的处理技术,并使用不同的匹配试剂系统。第二,废水回收量大且不规则。废水处理过程中加入化学试剂,进一步加剧了废水的复杂性,需要高度的过程控制。

目前,延长油田在理顺注采一体化经营管理空方面犯了很多错误。从处理标准到加压回注,采油废水必须经过采油厂的开发部、研究所、生产运行部和采油队等多个部门。过去,注水行业的责任和权利划分不同,或者相关的责任和权利根本不为人知。在实际操作中,经常出现“既管理又不关心”的现象。

同时,延长油田注水岗位的工人工资低于采油岗位,注水工人的积极性不高。因此,人员流量大,相关业务操作培训难以跟上。

部分失控情况下污水回注量的增加,导致油田污水回注水质达标率一直保持在40%以下,直至今年。虽然今年以来水质有所改善,但水质符合率仅达到50%左右。

回注水水质差导致地层堵塞、注水系统腐蚀结垢等问题日益突出,关井数量增加。

根据延长集团“注水工程建设大会活动”的实施规划目标,经过2011 -2013年和2016 -2018年总计约160亿元的投资建设规划,延长油田污水回注水质达标率预计到2018年达到70%,注水井利用率将逐步提高到96%以上。

对于陕北脆弱的生态环境来说,这可能是一个痛苦而漫长的过程。

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