主题词：油水井作业 决策优化 提升质量 降本增效
1 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。
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2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。
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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。
3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：
3.1 抓决策优化，让每一分投入都高效。
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。
3.2 抓过程优化，让每一个环节都创效。
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。
3.3 抓质量提升，让每一次施工都保效。
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。
3.4 抓合作扶停，让每一口井都“共赢”。
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。
4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。
5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
论文作者:李,海,峰
论文发表刊物:《工程管理前沿》2019年第23期
论文发表时间:2020/1/9
标签：作业论文; 万元论文; 水井论文; 油水论文; 地层论文; 井下论文; 平台论文; 《工程管理前沿》2019年第23期论文;