降低河50丛式井组躺井率

1、降低河 50 丛式井组躺井率摘 要：河 50 丛式井组 1989 年 5 月投产，是当时全国最大的陆上采油平台，经过 20 年的开发，河50 丛式井组呈现出井网瘫痪、产能低、油井躺井率高的状况。 2008 年 9 月至 2009 年 8 月河 50 丛式井组躺井率高达 6.2%。因此对河 50 井组的 26 口油井躺井的原因进行分析，由于造成躺井主要原因是井身结构复杂、地层流体矿化度高、冲次过高，对此制定如下对策从而达到降低躺井率，加强稳产基础，进一步改善油藏开发效果。关键字：井斜；偏磨；躺井率中图分类号： P631.8+11、概况河 50 丛式井组目前有油井 52 口，水井 16 口，最大井

2、斜角在 19-63 度之间，其中大于 40 度的有 30 口，且二次开发的井大多采取轨迹绕障钻井，形成了复杂的井身结构（如图 1-1），导致躺井率较高，严重影响开发效果。统计 2008 年 9 月至 2009 年 8 月，河 50丛式井组平均开井53 口，累计躺井 26 口，躺井率为6.2%。图 1-1 钻井时三维防碰扫描设计示意图通过对躺井分类汇总，断脱和管漏是造成河 50丛式井组躺井主要原因。通过对躺井作业现场的监督发现造成断脱、管漏有三个主要原因：井身结构不规则、冲次过高、含水高矿化度高。2.1 井身结构不规则。河50 丛式井组内油井多为斜井，井斜角较大，造斜点偏上，方位角变化大，由于油

3、井多为绕障钻井，造成方位角更加多变，井筒不规则，井底管柱挠曲不规整，易形成多处偏磨段2.2、含水高矿化度高。河50 丛式井组地层流体化验数据整理分析，地层水矿化度较高，沙一沙二单元为 22000-30000mg/l、沙二下稳为 40000-60000 mg/l、沙三中为 42000-200000 mg/l；水型为氯化钙型，平均含水 91.7%，高矿化度和高含水易对管杆造成腐蚀，且容易结垢，而腐蚀又加重了偏磨。如图2-1 河 51-斜 100 井抽油杆腐蚀实物图，提原井管泵上第四根节箍以下 1 米处腐蚀处 7mm 圆洞。2.3 冲次过高。河 50 平台均为 600、700 型高原机，冲程均采用最

4、大冲程 5 米或 6 米。 9 月份有 5 口井冲次达到 2.7 次/分钟，冲程 6 米，运动速度达到 32.4 米/分钟，运行速度过快，造成失稳弯曲形成偏磨，又加重井身不规则段的偏磨，加快了管漏和断脱。通过对同层系生产参数不同的井生产周期进行对比，对比 5 井次，平均冲次快 0.8 次/分钟，冲次低生产周期比冲次高生产周期平均长 510 天。3、制定对策3.1、针对因井身结构导致偏磨状况采取防偏磨、优化管柱结构措施。、对方位角变化大、井斜度大的井，根据作业现场偏磨情况，对偏磨轻微的7 口采取下抗磨副及抗磨节箍，生产周期由220 天延长至 313 天，而对于偏磨较严重的 8 井采取内衬管加II

5、 型抗磨节箍，生产周期由 217 天延长至 341 天。通过表 3-1、表 3-2 对比发现效果较好，大大延长了生产周期。优化设计：在作业井上作时，认真查阅井身轨迹资料，优化管柱结构，根据地层能量情况，选择合理的泵径，使泵深尽可能的下在造斜点以上或斜度小的位置，避开方位角变化大的井段，减少因斜度大或方位角变化大对管柱造成的偏磨，共治理5 口井，生产周期由 179 天延长至 323 天。表 1 优化设计治理状况统计表井号 开井日期泵深 造斜点深度 /斜度 最大井斜深度 /斜度 优化前生产周期优化后生产周期前 后3.2、针对地层流体矿化度高出现的腐蚀、结垢采取加缓蚀剂、阻垢剂或下入防腐杆等井下工具

6、措施。加缓蚀剂：对作业中发现腐蚀、结垢严重井，采取定时、定量由井口加缓蚀剂、阻垢剂的措施。共有7 口井进行地面加药，生产周期由252 天延长至 261 天。下入防腐工具：同时对部分井采取下防腐杆措施，共实施 2 井次生产周期由 201 天延长至 287 天。3.3 针对因冲次过高导致的偏磨、 杆疲劳、负荷大等问题，采取优化生产参数。到 2009 年 12 月份，对冲数在 2.2 次以上的井进行调参，共实施了 11 井次，自该措施实施后， 平均冲数由 1.9 次/分降为 1.54 次/分，河 50 丛式井组躺井率明显降低。4、实施效果今年 1-8 月份河 50 丛式井组躺井率 4.1%，较去年同期的 6.2%下降了 2.1%。节约作业费用 96 万元。（以 2010 年河 50 月均开井数 54 口，躺井率较去年下降了 2.1%折算减少躺井 8 井次，一口井平均作业费用12 万元，共节约作业费用 96 万元）减少作业时间 40 天，多增油 200 吨，经济效益 40 万元。（以每口井躺井作业周期 5 天计算，则减少躺井 8 井次，累计减少作业周期 40 天