一步一行一景新
——中石化西北油田采油三厂创新管理助推高质量发展纪实
图为员工正在认真巡查
图为技术人员正在智能分析油井
图为员工正在进行维修电机
图为原油就地分水工程投产场景
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图为采油三厂举行青年技术比武大赛现场
□ 李 倩 马京林
(上接第5版)
作风在一线转变。6月30日，采油三厂工会主席宋红伟驱车赶往S86井站，他要把自费提供食材制作的冰粉送到员工的手中，让他们解除工作中的酷热。
7月1日，采油三厂副厂长韩钊代表厂党委慰问看望了在岗困难党员，向他们致以节日的问候，送去党组织的关怀和温暖。
今年以来，采油三厂机关干部出现了一个新现象，多数时间，他们不是在生产现场，就是在赶往生产现场的路上。
采油三厂今年大刀阔斧地精简会议、压缩会议时间，减少报表、文件数量，优化整合业务流程、加快信息化技术应用，既减轻了基层负担，又使机关干部有了更多下基层服务的时间。
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1-12月，该厂优化取消合并报表68项，优化率达28.9%；组织召开会议92次，同比减少16.2%；原油含水取样优化至259个，优化减少26%。
以前，化学检测站资料员卢坤按照不同部门的要求，需分类填报5张原油含水检测报表，最快也要60分钟。现在报表优化合并后，她只需要填报1张报表，耗时不到15分钟。
管理篇：因地制宜拔头筹
采油三厂管理不辱使命，自有妙计锦囊!
因为深知创新管理的重要性，采油三厂立足现实，因地制宜，让管理发挥出了最大的效益。
采油三厂注水注气促稳产，而老井挖潜“开新花”是这厂创新管理的有利的见证!
挫折与失败是走向成功的阶梯。西北油田采油三厂自去年10月份开始没有了新井投产，日产量从3400多吨开始下滑，在3300吨持续徘徊5个月。为此，他们打响了老区稳产保卫战，通过注水扩规模、注气提效率、措施找突破，使产量重回3400吨。
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4月6日，西北油田采油三厂开发研究所负责生产日报统计的夏玉莲脸上多日的阴云终于消散。她望着电脑上的统计数据大声说：“今天的原油日产量达到3479吨!
采油三厂原油日产量在3300多吨徘徊多日后终于又回升到3400吨以上。
从去年10月开始，该厂就没有了新井的陆续投产，产量开始递减。面对新的困局，该厂把老区稳产提到前所未有的高度，不断改进注水注气和措施挖潜工作，终于实现了产量的硬稳定。
注水扩规模，提高覆盖率。“老区能否稳产，关键看注水。”从去年底开始，该厂厂长在各类会议上就不断地表示：“注水虽然历经多年，但仍有24.9%的油井没有注水开发，约有1.1亿吨的地质储量未被水驱覆盖。”
明确潜力方向后，该厂立即成立注水攻关小组，实施注水扩规模战略，努力提高注水覆盖率。
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该厂计划新增45条注水管线、增加3个增压站、5台机组泵，使日注水量由原来的3000方提高到4000余方以上。预计2019年全年完成注水135万方，增油27.1万吨。
在扩大注水规模的同时，该厂根据油井的地质特点实施差异化注水策略。对溶洞型油井，进行大排量注水，一季度累计实施8井次，平均单井提高日注水排量162方，累计多增油6065吨；对底水较强的油井，实施仿底水注水策略，累计实施注水6井次，平均单井周期注水量提高8500方，提升日产能68吨；对井筒与井周储集体未建立联通的油井，实施仿压裂注水，累计3井次，提升日产能力22吨
注气提效率，动用阁楼油。“相比于注水补能量，注气是实现老区稳产的第二大措施。”4月2日，一季度开发工作总结会上，该厂总地质师刘培亮说。
2019年，该厂面临注气增量选井难、存量效果差的难题。在增量注气井难选的情况下，该厂紧盯存量注气井的挖潜，先后从152口注气井中筛选出75口潜力井，精细开采“阁楼油”。
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所谓阁楼油，就是油井经过多轮次注气后，在油藏顶部形成的大大小小的油体。
通过地震资料、生产静动态资料精细分析，采油三厂将注气井形成的阁楼油分为单体阁楼油和多体阁楼油，分而治之。
针对单阁楼油体实施渐进注气方式，即由小到大的增加注气量。一季度，累计实施7口，单井次注气量由50万方上升到80万方，日油能力增加38吨。
针对多阁楼油体实施变压力变排量变周期的三变注气方式，即根据阁楼油体的联通性分段注气。今年已累计实施2个井组，累增油8000吨。下步还将实施5个井组，预计增油9000多吨，增加SEC储量2.5万吨。
措施找突破，增加资源量。“经济可采储量是老区稳产的必要条件，而这种大规模的资源量的增加一般来自新井的勘探开发。但今年我们没有这种条件，怎么办？”这是年初，该厂厂长在增储上产会上提出的课题。
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三个月后，这一答案揭晓。“一季度，我们通过未建产井、停趟井、事故井的资源挖潜，累计增加经济可采储量20余万吨。”
通过对以往的未见产井、停趟井的分析，该厂地质工程技术人员发现，这些“落后分子”只要有合适的新技术还会跑步前行。
该厂从54口故障井中筛选出22口潜力井，逐步治理初见成效。TK1078井连续生产8年、累产原油25.6万吨后井筒裸眼段出现垮塌，进入故障井行列。两次用常规钻磨工具治理宣告失败。今年，该厂通过引进负压捞砂工艺技术，恢复产能。截至目前，该厂已在4口油井成功应用这种新工艺，累计增加可采储量2万多吨。
今年以来，采油三厂通过持续做大做强做细注水工作，已实现注水增油11.9万吨，较去年同期多增油2万余吨。
“前11个月，注水增油24.7万吨，同比增长3.7万吨；注气增油18.9万吨，同比增长2.93万吨；折算年自然递减率、综合递减率为11.7%、2.4%，同比分别降低5个、6.1个百分点，创近年来最好成绩。”这是中石化西北油田采油三厂(2019年油田开发交出的一份亮丽答卷。
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近日，笔者走进了采油三厂厂长、党委副书记何世伟的办公室，探索他们的成功经验。2019年，该厂紧紧围绕“增加老井储量动用”这一稳产核心，从储量动用“规模、能力、效率、效益”四个方面着手，建立“四位一体”开发模式，油田产量实现硬稳定，为西北油田老区稳产闯出了一条新路。
油藏运行模式：优化措施提升动用规模。“在新井大幅减少的前提下，提高老井储量动用规模是产量硬稳定的基础。”采油三厂总地质师刘培亮说。
面对常规注水逐渐失效、井周储量层层阻隔的增储难题，采油三厂紧扣提升老井储量动用规模，依托做大低成本注水培育产能新动力，做强中成本注气提升储量动用率，做优较高成本措施打通储量动用关键点，构建了提升动用规模的“油藏运行模式”。
工艺运行模式：集约应用提升动用能力。“油田地面上注采输流程相连，地下油气藏的物质相通，经营中多专业协同，因此，工艺运行必须强调集约化应用、系统化提升，才能实现高质量开发。”采油三厂总工程师李军说。
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2019年，该厂围绕开发动态，以问题和需求为导向，强化工艺技术与油藏地质深度融合，提前规划，系统部署，逐步形成“抓注水配套、重注气集成、强措施攻关、优系统效率”的工艺体系，构建起了提升动用能力的“工艺运行模式”。
生产运行模式：全过程计划管理提升动用效率。采油三厂围绕生产运行全过程计划性管理，调整生产节奏，强化对标计划、过程纠偏、预警管控、保障油藏能力发挥，构建了提升动用效率的“生产运行模式”，确保各环节衔接有序高效，生产时效提升40%。
全计划管理，注水提效显著，通过地面配套保障提前谋划、定责任人、定时间节点、源头提升、过程提压、终点提效等，加快推进就地分水改造工程，完善注水管网，新建4座增压站，新增7台高压注水设备，日均注水量由年初3700立方米增加到6000立方米。
科技篇：潜入油田天地间
采油三厂人发自内心的自信，因为科技给了他们以力量，他们借智慧之火，点科技之光，让他们在上产稳产之路上节节胜利!
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这是避免暴性水淹西北油田攻克油井见水预警难题精彩的一幕!
5月15日，西北油田采油三厂TH10419井场，地质工程师李桂云正在指导值班人员实施缩嘴控油措施。李桂云介绍，利用油井见水预警技术判断，该井已进入弹性水驱生产阶段必须缩嘴生产，这样可有效避免暴性水淹。
塔河油田是世界少有、国内仅有的大型缝洞型海相碳酸盐岩油气田，油藏底水发育，油井生产过程中容易突发暴性水淹，这一难题一直没有破解之法，属世界级开发难题。西北油田自主攻关研究出的碳酸盐岩油井见水预警技术有效破解了这一重大难题，该技术在塔河油田广泛应用后，油井暴性水淹影响的产量由最高时的每年34.02万吨下降至目前的2.63万吨，降幅达到92.26%。
研究流动规律，形成不同驱动阶段控水方法。
“与常规油藏油井见水后含水缓慢上升不同，缝洞型碳酸盐岩油油井一旦见水就呈现暴性水淹，问题严重时塔河油田每年因暴性水淹损失产量30余万吨。”西北油田负责油井见水预警攻关的高级工程师龙喜彬说。
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解决这一问题刻不容缓，但国内外没有成熟经验借鉴，出路在何方？唯有自主创新!西北油田从勘探开发研究院、采油三厂抽调技术骨干成立攻关小组，主攻碳酸盐岩油井见水预警技术。
在分析见水油井的过程中，地质工程师付栋应用井油压变化曲线和产量变化曲线分析时发现，该井弹性驱阶段(无含水阶段)达30个月，这一阶段油压稳定几乎是一条直线；弹性水驱阶段(低含水期)达39个月，这一阶段油压缓慢下降斜率不大；水驱阶段(高含水期)27个月，这一阶段油压大幅下降斜率很大。
有了这次发现，研究人员以此类推，又分析了多口见水油井，发现每口油井的压力曲线在不同生产阶段的变化具有相似性。
根据这一规律，研究人员设计出了塔河油田油井不同驱动阶段预警图版，并配套制定了在弹性驱阶段可以适当放产、进入到弹性水驱阶段后要平衡生产压差、进入到完全水驱阶段后严格控制生产压差的差异化生产方法。
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TK1063井零星见水后，技术人员根据油井见水图版分析判断，该井已经进入完全水驱阶段，随即严格控制生产压差，将无水期又延长3年，无水采油量达到20余万吨。
这一技术在塔河油田全面推广后，油田暴性水淹影响的产量每年从34万吨下降到2.63万吨。采油三厂原来每年都有3口以上的高产井发生暴性水淹，现在降至为零。
多学科融合，实现油井见水时间量化计算。
任何问题的解决都不会一帆风顺。在运用预警图版为油井定制控水稳油策略时，又遇到了新问题。
“每次在划分不同驱动阶段时，时间节点总是掌握不准，就差那么一两天，结果有的油井暴性水淹还是发生了。”采油工程师黄米娜说。
解决这一问题的难度并不亚于油井不同驱动阶段的划分预警。经过反复研究，无数次推倒重来，技术人员在定性分段预警的基础上，以油井底水锥进理论、流体力学理论和油井节点分析理论为依据，运用大数据深度学习、BP神经网络、KNN聚类算法、多元回归等方法定量化计算油井见水时间与油藏地质背景、储量规模、采油速度等油藏地质参数的关系，总结出了不同油井的见水时间计算公式，这套公式实现了油井调控的精准指导。
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以TP112X井为例，技术人员运用多元回归方法和BP神经网络方法，计算该井油井无水采油时间为1467天，后期的实践证明，计算准确率为98.1%，预测精度远高于预期的80%。
“自从有了计算油井不同驱动阶段变化时间节点的方法后，我们采油三厂已消除了暴性水淹油井。”黄米娜高兴地说。
智能化运行，实现油井见水预警自动化。
塔河油田数千口油井，光靠人工分析预警，时间长，效率低，很容易让暴性水淹这只猛虎钻空子。
自2016年开始，西北油田技术人员开始研究油井见水预警管理的自动化平台。
针对手动统计分析油井见水风险，存在统计工作量大、覆盖不全面、发现不及时的难点，技术人员在油井见水预警研究成果基础上，研究出一套油井预警参数动态数据自动提取、趋势异常信号自动判别、见水时间自动预测计算、预警风险自动评价分级的软件平台系统，实现了油井见水预警管理的自动化、信息化。
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西北油田采油三厂地处塔克拉玛干沙漠北缘，管理着塔河油田托甫台、八区等五个区块的开发工作，拥有生产油井518口，年产原油126万吨。作为中石化智能采油厂试点单位，近几年，该厂通过智能化建设，让采油工、集输工、巡线工从“脏、累、险”的工作环境中渐渐解放出来。“幸福指数越来越高”在工区，员工如是说。
远程管控轻松高效。“以前，每天要到井上取液体样本，手抄油压、流量等生产参数，数百口完成后累得腰酸背疼。现在，油井产液实现了在线含水检测，各项参数实现了远程自动化采集。”11月1日，在塔河八区，采油工李明说。
该厂原来油井的原油含水检测，均采取人工蒸馏法监测，需要大量人员、车辆巡井取样，日消耗取样瓶550多个，成本高，时效性差，采油工劳动强度大。
针对这一问题，该厂和相关厂家联合攻关，经过3年时间的努力，研制的电容法在线含水监测技术获得突破。此项创新可让故障巡井、油井生产数据的远传和预警得以全面实现，可降低操作类用工60%，年节约成本765万元；减少巡井取样车16辆，年降低车辆使用费240万元，年度减少化验费用20万元。
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塔河油田很多油井油稠，需要注入稀油掺释生产，劳动强度大，风险高。2018年，该厂率先在西北油田建起首座TP147CH2值守掺稀流程自动化改造，实现了无人值守，远程控制。2019年，又对TP190、TP192、TP189、S109四口值守掺稀井进行改造，优化用工18人，大幅降低现场人工管控风险。
智能集输环保健康。塔河油田生产中，制约油气生产最大的障碍就是稠油流动性差、导致回压升高，形成管堵。通常，解决这个问题的方法是通过水套炉加热，增强原油流动性。但水套炉炉温难以控制，时有温度过高或者过低，存在安全隐患，达不到应有的效果。对此，采油三厂引进了“加热炉炉温自动调节”新技术，成功地解决了这个问题。
“现在坐在中控室里，轻点鼠标，就可以完成对炉温的远程控制，比原来跑现场手动调温，省时高效。”11月2日，集输工董文进在室内分分钟就完成了TK858X井水套炉的远程调温，脸上充满了抑制不住的自豪感。
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随着智能化建设的推进，油田集输工的工作环境和劳动强度正在发生天翻地覆的变化。走进该厂油气处理部DCS集中控制室，油气处理生产运行情况清晰地呈现在控制屏和电脑上。该厂通过引进DCS集散控制系统，不仅完成了原油脱水、外输计量、污水处理、消防等工艺设施的自动化检测和控制，还可以对现场出现的有害气体泄露及火灾适时检测和报警，提高了油气集输的本质安全。
据介绍，智能集输是西北油田 “智能采油厂”建设的重要组成部分，近年来，他们通过建立站库一体、快速高效的信息化管理网络，实现了油气集输的监控可视化、分析智能化、指挥精准化。
智能巡线本质安全更高。11月7日上午，西北油田采油三厂8-3计转站巡线工王天成在站门口操作一架无人机升空，很短的时间就完成了对方圆20公里内的油井及油气管道的运行情况进行了巡检。
采油三厂400多口井散落在1000多平方公里范围内，1600多公里的输油管线纵横交错在棉田、水域、胡杨林之间，油井大多为高含硫化氢井，巡检难度极大。
该厂在智能化建设中，不断探索无人机巡检方式，以替代人工巡检。该厂通过联合攻关，先后取得依托管道坐标实现无人机自动飞行、利用“热源跟踪”原理实现夜间盲拍、建立飞控平台实现航拍画面实时传输三项技术突破，自两年前引进首台无人机至今，已有40多台无人机“上岗”，解决了油田管道巡检效率低、隐患高、环保风险大等难题，提升了本质安全，异常处置时效提高300%。, 百拇医药
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图为技术人员正在智能分析油井
图为员工正在进行维修电机
图为原油就地分水工程投产场景
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图为采油三厂举行青年技术比武大赛现场
□ 李 倩 马京林
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作风在一线转变。6月30日，采油三厂工会主席宋红伟驱车赶往S86井站，他要把自费提供食材制作的冰粉送到员工的手中，让他们解除工作中的酷热。
7月1日，采油三厂副厂长韩钊代表厂党委慰问看望了在岗困难党员，向他们致以节日的问候，送去党组织的关怀和温暖。
今年以来，采油三厂机关干部出现了一个新现象，多数时间，他们不是在生产现场，就是在赶往生产现场的路上。
采油三厂今年大刀阔斧地精简会议、压缩会议时间，减少报表、文件数量，优化整合业务流程、加快信息化技术应用，既减轻了基层负担，又使机关干部有了更多下基层服务的时间。
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1-12月，该厂优化取消合并报表68项，优化率达28.9%；组织召开会议92次，同比减少16.2%；原油含水取样优化至259个，优化减少26%。
以前，化学检测站资料员卢坤按照不同部门的要求，需分类填报5张原油含水检测报表，最快也要60分钟。现在报表优化合并后，她只需要填报1张报表，耗时不到15分钟。
管理篇：因地制宜拔头筹
采油三厂管理不辱使命，自有妙计锦囊!
因为深知创新管理的重要性，采油三厂立足现实，因地制宜，让管理发挥出了最大的效益。
采油三厂注水注气促稳产，而老井挖潜“开新花”是这厂创新管理的有利的见证!
挫折与失败是走向成功的阶梯。西北油田采油三厂自去年10月份开始没有了新井投产，日产量从3400多吨开始下滑，在3300吨持续徘徊5个月。为此，他们打响了老区稳产保卫战，通过注水扩规模、注气提效率、措施找突破，使产量重回3400吨。
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4月6日，西北油田采油三厂开发研究所负责生产日报统计的夏玉莲脸上多日的阴云终于消散。她望着电脑上的统计数据大声说：“今天的原油日产量达到3479吨!
采油三厂原油日产量在3300多吨徘徊多日后终于又回升到3400吨以上。
从去年10月开始，该厂就没有了新井的陆续投产，产量开始递减。面对新的困局，该厂把老区稳产提到前所未有的高度，不断改进注水注气和措施挖潜工作，终于实现了产量的硬稳定。
注水扩规模，提高覆盖率。“老区能否稳产，关键看注水。”从去年底开始，该厂厂长在各类会议上就不断地表示：“注水虽然历经多年，但仍有24.9%的油井没有注水开发，约有1.1亿吨的地质储量未被水驱覆盖。”
明确潜力方向后，该厂立即成立注水攻关小组，实施注水扩规模战略，努力提高注水覆盖率。
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该厂计划新增45条注水管线、增加3个增压站、5台机组泵，使日注水量由原来的3000方提高到4000余方以上。预计2019年全年完成注水135万方，增油27.1万吨。
在扩大注水规模的同时，该厂根据油井的地质特点实施差异化注水策略。对溶洞型油井，进行大排量注水，一季度累计实施8井次，平均单井提高日注水排量162方，累计多增油6065吨；对底水较强的油井，实施仿底水注水策略，累计实施注水6井次，平均单井周期注水量提高8500方，提升日产能68吨；对井筒与井周储集体未建立联通的油井，实施仿压裂注水，累计3井次，提升日产能力22吨
注气提效率，动用阁楼油。“相比于注水补能量，注气是实现老区稳产的第二大措施。”4月2日，一季度开发工作总结会上，该厂总地质师刘培亮说。
2019年，该厂面临注气增量选井难、存量效果差的难题。在增量注气井难选的情况下，该厂紧盯存量注气井的挖潜，先后从152口注气井中筛选出75口潜力井，精细开采“阁楼油”。
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所谓阁楼油，就是油井经过多轮次注气后，在油藏顶部形成的大大小小的油体。
通过地震资料、生产静动态资料精细分析，采油三厂将注气井形成的阁楼油分为单体阁楼油和多体阁楼油，分而治之。
针对单阁楼油体实施渐进注气方式，即由小到大的增加注气量。一季度，累计实施7口，单井次注气量由50万方上升到80万方，日油能力增加38吨。
针对多阁楼油体实施变压力变排量变周期的三变注气方式，即根据阁楼油体的联通性分段注气。今年已累计实施2个井组，累增油8000吨。下步还将实施5个井组，预计增油9000多吨，增加SEC储量2.5万吨。
措施找突破，增加资源量。“经济可采储量是老区稳产的必要条件，而这种大规模的资源量的增加一般来自新井的勘探开发。但今年我们没有这种条件，怎么办？”这是年初，该厂厂长在增储上产会上提出的课题。
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三个月后，这一答案揭晓。“一季度，我们通过未建产井、停趟井、事故井的资源挖潜，累计增加经济可采储量20余万吨。”
通过对以往的未见产井、停趟井的分析，该厂地质工程技术人员发现，这些“落后分子”只要有合适的新技术还会跑步前行。
该厂从54口故障井中筛选出22口潜力井，逐步治理初见成效。TK1078井连续生产8年、累产原油25.6万吨后井筒裸眼段出现垮塌，进入故障井行列。两次用常规钻磨工具治理宣告失败。今年，该厂通过引进负压捞砂工艺技术，恢复产能。截至目前，该厂已在4口油井成功应用这种新工艺，累计增加可采储量2万多吨。
今年以来，采油三厂通过持续做大做强做细注水工作，已实现注水增油11.9万吨，较去年同期多增油2万余吨。
“前11个月，注水增油24.7万吨，同比增长3.7万吨；注气增油18.9万吨，同比增长2.93万吨；折算年自然递减率、综合递减率为11.7%、2.4%，同比分别降低5个、6.1个百分点，创近年来最好成绩。”这是中石化西北油田采油三厂(2019年油田开发交出的一份亮丽答卷。
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近日，笔者走进了采油三厂厂长、党委副书记何世伟的办公室，探索他们的成功经验。2019年，该厂紧紧围绕“增加老井储量动用”这一稳产核心，从储量动用“规模、能力、效率、效益”四个方面着手，建立“四位一体”开发模式，油田产量实现硬稳定，为西北油田老区稳产闯出了一条新路。
油藏运行模式：优化措施提升动用规模。“在新井大幅减少的前提下，提高老井储量动用规模是产量硬稳定的基础。”采油三厂总地质师刘培亮说。
面对常规注水逐渐失效、井周储量层层阻隔的增储难题，采油三厂紧扣提升老井储量动用规模，依托做大低成本注水培育产能新动力，做强中成本注气提升储量动用率，做优较高成本措施打通储量动用关键点，构建了提升动用规模的“油藏运行模式”。
工艺运行模式：集约应用提升动用能力。“油田地面上注采输流程相连，地下油气藏的物质相通，经营中多专业协同，因此，工艺运行必须强调集约化应用、系统化提升，才能实现高质量开发。”采油三厂总工程师李军说。
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生产运行模式：全过程计划管理提升动用效率。采油三厂围绕生产运行全过程计划性管理，调整生产节奏，强化对标计划、过程纠偏、预警管控、保障油藏能力发挥，构建了提升动用效率的“生产运行模式”，确保各环节衔接有序高效，生产时效提升40%。
全计划管理，注水提效显著，通过地面配套保障提前谋划、定责任人、定时间节点、源头提升、过程提压、终点提效等，加快推进就地分水改造工程，完善注水管网，新建4座增压站，新增7台高压注水设备，日均注水量由年初3700立方米增加到6000立方米。
科技篇：潜入油田天地间
采油三厂人发自内心的自信，因为科技给了他们以力量，他们借智慧之火，点科技之光，让他们在上产稳产之路上节节胜利!
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这是避免暴性水淹西北油田攻克油井见水预警难题精彩的一幕!
5月15日，西北油田采油三厂TH10419井场，地质工程师李桂云正在指导值班人员实施缩嘴控油措施。李桂云介绍，利用油井见水预警技术判断，该井已进入弹性水驱生产阶段必须缩嘴生产，这样可有效避免暴性水淹。
塔河油田是世界少有、国内仅有的大型缝洞型海相碳酸盐岩油气田，油藏底水发育，油井生产过程中容易突发暴性水淹，这一难题一直没有破解之法，属世界级开发难题。西北油田自主攻关研究出的碳酸盐岩油井见水预警技术有效破解了这一重大难题，该技术在塔河油田广泛应用后，油井暴性水淹影响的产量由最高时的每年34.02万吨下降至目前的2.63万吨，降幅达到92.26%。
研究流动规律，形成不同驱动阶段控水方法。
“与常规油藏油井见水后含水缓慢上升不同，缝洞型碳酸盐岩油油井一旦见水就呈现暴性水淹，问题严重时塔河油田每年因暴性水淹损失产量30余万吨。”西北油田负责油井见水预警攻关的高级工程师龙喜彬说。
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解决这一问题刻不容缓，但国内外没有成熟经验借鉴，出路在何方？唯有自主创新!西北油田从勘探开发研究院、采油三厂抽调技术骨干成立攻关小组，主攻碳酸盐岩油井见水预警技术。
在分析见水油井的过程中，地质工程师付栋应用井油压变化曲线和产量变化曲线分析时发现，该井弹性驱阶段(无含水阶段)达30个月，这一阶段油压稳定几乎是一条直线；弹性水驱阶段(低含水期)达39个月，这一阶段油压缓慢下降斜率不大；水驱阶段(高含水期)27个月，这一阶段油压大幅下降斜率很大。
有了这次发现，研究人员以此类推，又分析了多口见水油井，发现每口油井的压力曲线在不同生产阶段的变化具有相似性。
根据这一规律，研究人员设计出了塔河油田油井不同驱动阶段预警图版，并配套制定了在弹性驱阶段可以适当放产、进入到弹性水驱阶段后要平衡生产压差、进入到完全水驱阶段后严格控制生产压差的差异化生产方法。
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TK1063井零星见水后，技术人员根据油井见水图版分析判断，该井已经进入完全水驱阶段，随即严格控制生产压差，将无水期又延长3年，无水采油量达到20余万吨。
这一技术在塔河油田全面推广后，油田暴性水淹影响的产量每年从34万吨下降到2.63万吨。采油三厂原来每年都有3口以上的高产井发生暴性水淹，现在降至为零。
多学科融合，实现油井见水时间量化计算。
任何问题的解决都不会一帆风顺。在运用预警图版为油井定制控水稳油策略时，又遇到了新问题。
“每次在划分不同驱动阶段时，时间节点总是掌握不准，就差那么一两天，结果有的油井暴性水淹还是发生了。”采油工程师黄米娜说。
解决这一问题的难度并不亚于油井不同驱动阶段的划分预警。经过反复研究，无数次推倒重来，技术人员在定性分段预警的基础上，以油井底水锥进理论、流体力学理论和油井节点分析理论为依据，运用大数据深度学习、BP神经网络、KNN聚类算法、多元回归等方法定量化计算油井见水时间与油藏地质背景、储量规模、采油速度等油藏地质参数的关系，总结出了不同油井的见水时间计算公式，这套公式实现了油井调控的精准指导。
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以TP112X井为例，技术人员运用多元回归方法和BP神经网络方法，计算该井油井无水采油时间为1467天，后期的实践证明，计算准确率为98.1%，预测精度远高于预期的80%。
“自从有了计算油井不同驱动阶段变化时间节点的方法后，我们采油三厂已消除了暴性水淹油井。”黄米娜高兴地说。
智能化运行，实现油井见水预警自动化。
塔河油田数千口油井，光靠人工分析预警，时间长，效率低，很容易让暴性水淹这只猛虎钻空子。
自2016年开始，西北油田技术人员开始研究油井见水预警管理的自动化平台。
针对手动统计分析油井见水风险，存在统计工作量大、覆盖不全面、发现不及时的难点，技术人员在油井见水预警研究成果基础上，研究出一套油井预警参数动态数据自动提取、趋势异常信号自动判别、见水时间自动预测计算、预警风险自动评价分级的软件平台系统，实现了油井见水预警管理的自动化、信息化。
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西北油田采油三厂地处塔克拉玛干沙漠北缘，管理着塔河油田托甫台、八区等五个区块的开发工作，拥有生产油井518口，年产原油126万吨。作为中石化智能采油厂试点单位，近几年，该厂通过智能化建设，让采油工、集输工、巡线工从“脏、累、险”的工作环境中渐渐解放出来。“幸福指数越来越高”在工区，员工如是说。
远程管控轻松高效。“以前，每天要到井上取液体样本，手抄油压、流量等生产参数，数百口完成后累得腰酸背疼。现在，油井产液实现了在线含水检测，各项参数实现了远程自动化采集。”11月1日，在塔河八区，采油工李明说。
该厂原来油井的原油含水检测，均采取人工蒸馏法监测，需要大量人员、车辆巡井取样，日消耗取样瓶550多个，成本高，时效性差，采油工劳动强度大。
针对这一问题，该厂和相关厂家联合攻关，经过3年时间的努力，研制的电容法在线含水监测技术获得突破。此项创新可让故障巡井、油井生产数据的远传和预警得以全面实现，可降低操作类用工60%，年节约成本765万元；减少巡井取样车16辆，年降低车辆使用费240万元，年度减少化验费用20万元。
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塔河油田很多油井油稠，需要注入稀油掺释生产，劳动强度大，风险高。2018年，该厂率先在西北油田建起首座TP147CH2值守掺稀流程自动化改造，实现了无人值守，远程控制。2019年，又对TP190、TP192、TP189、S109四口值守掺稀井进行改造，优化用工18人，大幅降低现场人工管控风险。
智能集输环保健康。塔河油田生产中，制约油气生产最大的障碍就是稠油流动性差、导致回压升高，形成管堵。通常，解决这个问题的方法是通过水套炉加热，增强原油流动性。但水套炉炉温难以控制，时有温度过高或者过低，存在安全隐患，达不到应有的效果。对此，采油三厂引进了“加热炉炉温自动调节”新技术，成功地解决了这个问题。
“现在坐在中控室里，轻点鼠标，就可以完成对炉温的远程控制，比原来跑现场手动调温，省时高效。”11月2日，集输工董文进在室内分分钟就完成了TK858X井水套炉的远程调温，脸上充满了抑制不住的自豪感。
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随着智能化建设的推进，油田集输工的工作环境和劳动强度正在发生天翻地覆的变化。走进该厂油气处理部DCS集中控制室，油气处理生产运行情况清晰地呈现在控制屏和电脑上。该厂通过引进DCS集散控制系统，不仅完成了原油脱水、外输计量、污水处理、消防等工艺设施的自动化检测和控制，还可以对现场出现的有害气体泄露及火灾适时检测和报警，提高了油气集输的本质安全。
据介绍，智能集输是西北油田 “智能采油厂”建设的重要组成部分，近年来，他们通过建立站库一体、快速高效的信息化管理网络，实现了油气集输的监控可视化、分析智能化、指挥精准化。
智能巡线本质安全更高。11月7日上午，西北油田采油三厂8-3计转站巡线工王天成在站门口操作一架无人机升空，很短的时间就完成了对方圆20公里内的油井及油气管道的运行情况进行了巡检。
采油三厂400多口井散落在1000多平方公里范围内，1600多公里的输油管线纵横交错在棉田、水域、胡杨林之间，油井大多为高含硫化氢井，巡检难度极大。
该厂在智能化建设中，不断探索无人机巡检方式，以替代人工巡检。该厂通过联合攻关，先后取得依托管道坐标实现无人机自动飞行、利用“热源跟踪”原理实现夜间盲拍、建立飞控平台实现航拍画面实时传输三项技术突破，自两年前引进首台无人机至今，已有40多台无人机“上岗”，解决了油田管道巡检效率低、隐患高、环保风险大等难题，提升了本质安全，异常处置时效提高300%。, 百拇医药