采油三厂油田延长油水井免修期的做法及配套工艺技术

1、前 言青海油田采油三厂所属的三个油田七个泉油田、狮子沟浅层油田、红柳泉油田均为低难采油田。2001年全厂开井数110口，维护作业157井次，平均免修期256天。这严重的影响了油田生产的经济效益。为了延长油水井免修期，从作业原因分析和井下作业管理入手，采取有效措施，优化工艺方案，延长油水井的免修期。针对低类难采油田特点，在管理上逐年台阶，在工艺上年年进行工艺调整，配套相应的工艺做法，取得了明显的效果。第一章 影响油水井免修期的主要原因一、油井 油田开发过程中油层压力下降及油井含水后流压上升造成生产压差减小，就必须采用人工举升的方法，将地层原油采出地面。目前所采用的人工举升方法主要有：气举、有杆泵

2、采油、无杆泵采油。有杆泵采油常用的有抽油机有杆泵和地面驱动螺杆泵。目前我厂的采油方式全部采用的是抽油机有杆泵采油。1、有杆泵井各部件的工作特点11油管的工作特点油管通常是自由悬挂在油管头上的或在油管头处悬挂并在尾管底部附近锚定。它具有拉伸性和弹性，因此易受其上载荷变化的影响和抽油杆运动的摩擦作用。如下部为锚定，在活塞上冲程时下部将是弯曲的，并且会在活塞下冲程时承受井液载荷，从而产生循环交变应力，使其管体或接头与接箍断裂。此外，如井斜过大及井液的腐蚀性强，还会造成油管漏。12抽油杆的工作特点抽油杆工作时承受着按大拉、小拉规律变化的交变循环载荷，其上部应力也按大小大 的规律随时间周期变化。在这种交

3、变载荷、井斜和腐蚀等因素的作用下，抽油杆往往不是由最大拉应力而破坏，而是由金属的腐蚀疲劳和磨损破坏。现在又由于采用大泵，高抽汲速度和抽汲深度，泵充不满而引起的液击、油稠及抽油机平衡不良的影响，又使得抽油杆上附加作用着较大的弯曲载荷和振动载荷。从而使其工作条件更加恶化，大大增加了故障频率。13抽油泵的工作特点抽油泵是在油井内含砂、蜡、水、气和硫化氢的条件下工作的。因此其零件极易遭受腐蚀、冲蚀和磨损而失效，从而使泵的排量降低或完全失效。特别是在深抽时，泵内的压力会高达1020MPa，就会使泵的漏失急剧增大。由此可见，抽油泵在井下工作时，会受到制造质量、安装质量和上述不利因素的影响，极易使泵的零件损

4、坏和泵卡阻，造成泵漏甚至使其不能正常使用。2、有杆泵井井下故障的类别及产生原因21抽油杆断脱脱扣。产生的原因：抽油杆的上扣力矩不够，或因接头有碰伤、端面有赃污和接箍中的丝扣未挤出，致使连接端面压不紧；在抽稠油、冲程较大、抽汲速度大、泵径较大或产生液击时，杆柱受力不均匀，产生弯曲变形。断裂。产生的原因：在卡泵或杆柱组合不当时，杆柱承受的最大应力超过充许值；二氧化硫或硫化氢气体腐蚀以及地层水腐蚀，使杆体外表形成脆层、裂纹等，致使抽油杆腐蚀疲劳；杆体外表有凹痕、磕碰、褶折等应力集中源，造成应力集中；大泵径、抽稠油或液击时，使抽油杆抽到弯曲应力的反复作用。螺纹牙损坏。产生的原因：杆接头的最末一个螺纹牙

5、型不规那么，形成应力集中；接箍丝扣的最里一扣应力集中，或接箍丝扣中未加缓蚀剂。接箍断裂。产生的原因：上、卸抽油杆时操作不正确，主要是敲击；井身弯曲，抽油杆下行时弯曲或油管弯曲，使抽油杆与油管磨擦；抽油杆受到腐蚀介质的作用。22抽油泵漏失产生原因：油管丝扣未上紧、腐蚀穿孔、制造缺陷及卸油器不严密等。活塞与泵筒间的配合间隙过大。活塞与泵筒磨损，凡尔球与凡尔座磨损或被卡等原因使泵的零件磨损。井内的地层水或硫化氢气体强烈地腐蚀着泵零件，尤其是凡尔球和凡尔座。油井出砂造成凡尔球和凡尔座磨损。油井结蜡，井不断沉积在泵的进口吸入口内，蜡或其它赃物也可能沉积在凡尔球和凡尔座上。井身弯曲，抽油杆偏磨油管，金属碎

6、屑下落凡尔座上，垫住凡尔球，也可使活塞和泵筒偏磨，而且偏磨侧的间隙不断增大。23固定凡尔失效井液中的砂、蜡或其它赃物，将固定凡尔卡死。油井的油气比过高形成气锁。油井的供液能力太差。24油管漏失井身弯曲使抽油杆接箍摩擦油管，这时如井液的腐蚀性大，极易造成油管漏失。丝扣油不合规定或使用不当，丝扣脏或丝扣防腐涂料受污染。管扣上的过紧或过松，或者丝扣磨损，上扣时不小心使丝扣损坏，丝扣油不合规定或被稀释。敲击接箍，使接箍上出现凹坑或管柱上拔过重。油管使用次数过多或油管已受腐蚀。二、水井 当地层能量降低时，为了提高采收率，采用注水、注气、注聚等进行地层能量补充和原油的驱替。目前我三个油田均为注水开发油田。

7、1、注水井注水工艺注水开发工艺通常采用的是混注和分层配水配注。对于多油组且层间矛盾突出的油藏注水井通常采用的分层配水配注；对于油组少且层间矛盾不突出的油藏通常采用的是混注。分层配水配注一般采用的是，封隔器、配水器、单流阀注水管柱。目前我厂七个泉油田主要采用的是分层配水配注工艺，狮子沟和红柳泉油田采用的是混注工艺。2、影响注水井免修期的主要原因影响注水井免修期的主要原因是开发油田层间矛盾突出、水驱效果不理想而进行的频繁层间调整、套管损坏、封隔器失效、油管漏失、水井管理不当。21层调当注水井吸水达不到分层配水配注要求时，注水效果不理想，因此进行层间调整作业可以改善吸水剖面，提高水驱效果。22套管损

8、坏由于每口井的井身结构、深度、地层的不同、以及不同的生产方式、不同的作业内容等。油层套管损坏的原因也千差万别，但大体可分为以下几种： 1地质因素 1断层附近的井易发生套管损坏。在构造顶部套损井多而集中，在构造翼部少而分散，在断层发育地区多，一般地区少。 2地层倾角越大的井越易发生套管损坏。 3射孔井段部位易发生套管损坏。 4泥岩部位易发生套管损坏。泥岩层段在注入水的侵泡作用下产生膨胀，呈可塑性状态。当泥岩膨胀和塑性移动的挤压力大于套管抗挤压强度时，套管就会变形，引起套管损坏。 5井筒周围地应力分布不均易发生套管损坏。注采不平衡，高压注水、转抽，钻调整井，关注水井等情况，都会使原来暂时处于平衡状

9、态的地应力重新分布，造成某些井点压力高或特高，而这些井点的井身就成为地应力作用的对象，当井身抵抗不住应力的作用就会发生套管损坏。 6井壁坍塌，油层出砂易发生套管损坏。地层胶结疏松，出砂严重造成井壁坍塌。当挤压力大于套管抗压强度时，套管就会弯曲变形。 2工程因素 1套管质量不好。套管本身质量差、强度低，承受不了长期生产过程中复杂多变的内外作用力，导致套管损坏。 2固井质量差。由于套管外水泥环分布不均匀或无水泥环，高压层与低压层串通形成孔道，导致套管外侧向压力不均匀。套管受单向挤压易变形、弯曲。 3油水井工作制度不合理和各类措施作业。在某些情况下由于处理不当或出现意外事故，是造成大批油水井套管损坏

10、的重要原因。第一，注采比不合理，或强采强注，造成套管内外压差过高产生套管挤压变形；第二，油水井强化性的技术措施，如：气举排液、酸化、压裂等，不断的使套管膨胀、回缩。反复的加压与卸载，加速了套管损坏。特别是注水井在修井作业前假设快速放溢流，使地层与套管内短时间形成很大的压差，这种压差反复屡次极易造成套管缩径，破裂。 4修井作业中，一些措施对套管造成直接的破坏。 质量差的射孔弹，会造成套管裂纹、破损、减弱其抗外挤强度，缩短套管使用寿命。 在向井内打入高压液体如压裂砂、注水、重钻井液压井时，因管柱丝扣不密封或管柱本身有孔洞、裂缝，液体在高压作用下从丝扣、孔洞、裂缝处漏失，并射向套管内壁，在很短时间就

11、可将套管穿孔或割断。 修井作业中发生顿钻、溜钻时，假设掉落有伤害性的工具，也会损伤套管。 在修井作业中大量的使用对套管有伤害的工具，会使套管受到不同程度的损坏。如：磨鞋、套铣筒、胀管器、铣锥、钻头、钻杆接箍等，这些工具在井下长时间旋转，其钢体外圆周面与套管壁产生磨擦，磨损套管。 既无表套又无技套或油套完井时，悬挂负荷太小，都将造成套管在水泥返高以下的井段内弯曲。 3腐蚀。 套管受地层水、作业液体中的酸碱盐等物质腐蚀或电化学作用而引起的钢质破坏，造成套管穿孔、破裂。23封隔器失效。24油管漏失。25水井的管理不当。第二章 作业原因调查及分析1、 作业原因的调查11油井作业原因调查我厂所属的三个油

12、田七个泉油田、狮子沟油田、红柳泉油田均为低类难采油田。地层压力系数低、油藏物性差、单井产量低、采油本钱高。由于低类难采油田自身开采本钱就大，因此我厂的检泵均为趟井检泵。从2002年到2005年累计躺井检泵416井次，趟井的主要表现形式是干抽和卡泵。对4年来的躺井检泵进行统计分类见表1，发现造成我厂油井免修期低的主要原因是：1 油井含蜡高、清蜡不及时、不彻底造成油井结蜡凡尔漏失、蜡卡频繁检泵；2 管杆设计设计不合理和新旧油杆混用造成抽油杆断脱频繁；3 斜井管杆和扶正器设计不合理造成的偏磨严重；4 随着油田的注水开发，地层出砂的情况，也是造成检泵的主要因素。5 管理监督强度不够和作业队伍人员素质差

13、异大，造成重复作业。表1 检泵作业统计比照与分析表年度结蜡引起的凡尔漏失、蜡卡断脱砂卡偏磨其它合计200262268216123200355151218410420045291575882005679211310112水井作业原因调查 随着我厂各油田的注水开发的不断完善，我厂这几年来的注水井的维护作业井次也逐年增多。2002年至2005年累计注水井维护作业51井次见表2。这几年为了改善七个泉油田的水驱效果，对七个泉油田进行了屡次层调作业；七个泉油田注水井套管损坏现象比拟严重，我厂采用了强制换封措施，这是影响我厂注水井免修的主要原因。表2 注水井维护统计比照与分析表年度换封其它合计2002268

14、20033492004125192005123152、油井作业原因的分析21 结蜡211 我厂油井的结蜡的情况1原油含蜡特征 根据以前对七个泉油田原油含烃气相色谱分析，七个泉油田原油主峰碳为nC18，最长正构碳为C37，碳数分布最长链在C36-C38，原油蜡的分布从C12-C45之间，具有两个峰值，分别为C19、C30，且C19所占比例大，C20以前为普通蜡，C20-C30之间为高碳蜡，因此七个泉油田原油含蜡主要为普通蜡。通过以前实验做得的七个泉油田的原油析蜡点28-32，熔蜡点为43，原油含蜡量为10-20%。狮子沟油田和红柳泉油田的油质,虽比七个泉油田的油质好,但是结蜡也比拟严重。2采油井

15、的生产及结蜡情况t/d。生产油管主要采用2油管，抽油杆一般组合为和7/8两级及5/8和组合，抽油泵为44mm、38mm整筒泵，平均漂浮度为17m。结蜡造成的凡尔失灵和蜡卡是影响我厂免修期的主要因素。2004年至2005年上半年，有111井次因结蜡引起的凡尔失灵干抽和蜡卡造成的维护作业，占总维护作业量的72%。因此清防蜡仍是提高免修期工作的重中之重。对最近几年的作业进行了统计，因结蜡频繁检泵的井有33口井，分别是：七个泉：七3-3、七3-9、七3-4、七4-6、七4-8、七5-10、七5-13、七5-2、七5-3、七5-6、七5-8、七6-12、七II3-9、七II4-10、七II5-11、七I

16、I5-9、七II6-8、七评3、七中22、七中19、七中23、七3-10、七3-6、七4-10、七6-13，25口井。狮子沟：狮深10斜1、狮深8斜1、狮中15、狮中19、狮深4、狮24、狮中27，7口井。红柳泉：红108。21 . 2油井结蜡现象油管、杆上结的蜡是褐黑色的固体或半固态混合物，其中含量有石蜡、胶质、沥青质，有时还含有泥沙、水等杂质。在作业过程发现管杆柱结蜡一般为全井段，泵的凡尔罩和进口花管结蜡也比拟严重。在作业过程中发现管柱内壁结蜡分布呈多层状，蜡质较硬。213目前我厂各油田清防蜡现状及清防蜡效果目前我厂各油田的清防蜡主要有热洗清防蜡、化学药剂清防蜡、机械清防蜡、微生物清防蜡。

17、目前主要以热洗清防蜡为主，洗井周期较短，一般井的洗井周期在20-30天,以水洗井为主。微生物清防蜡已在红柳泉、七个泉油田试验应用了局部井，局部井在一定程度上可以廷长检泵周期。化学药剂清防蜡，由于我厂各油田含蜡高，地层温度低，析蜡快，加药周期短，药剂使用量大。机械清防蜡，已在七个泉油田做了六口井的试验，检泵周期明显延长，但机械清防蜡主机易损耗，且对泵及吸入口达不到清防蜡作用。由于低类难采油田自身开采本钱就大，因此检泵均为趟井检泵。结蜡造成的凡尔失灵是影响这类油田的主要因素，占到维护作业量的60%以上。因此必须采用合理的洗井方式才能减少结蜡而引起的趟井检泵。22不合理的杆柱结构和新旧油杆的混用的影

18、响2002年至2005年，因杆柱断脱造成的检泵累计59井次。2002年至2005年作业次数为：26、15、9、9井次。主要的断脱原因为：1、由于以前三个油田属于不同的单位，管杆的使用档案比拟很乱，造成新旧油管的混用，造成一些疲劳断脱。2、以前我厂的有杆泵采油工艺，在做下泵管杆组合，通常应用的是?采油工艺手册?中推荐的两级组合，由于3个油田本身的复杂特性造成了单井的生产差异也较大，按照推荐的组合出现了大马拉小车的现象，机降低了机采井的系统效率，也造成了杆柱的断脱。3、在应用?油杆泵优化设计软件?，进行管杆泵的优化后断脱现象明显减少，但2005年仍出现了8井次断脱检泵见表3。表3 2005年断脱情

19、况统计序号井号杆柱组合断脱部位断脱位置比例%1七II6-1022mm81根+19mm97根+16mm8根+38mm加重杆8根+19mm1根38mm加重杆8根上部第一根16mm抽油杆6%2七5-1119mm117根+16mm18根+19mm2根下部19mm上部第一根16mm抽油杆接箍99.3%3七II6-1022mm81根+19mm97根+16mm8根+38mm加重杆8根+19mm1根连接活塞的19mm断0.3%4七5-1119mm117根+16mm18根+19mm2根19mm下部第三根16mm抽油杆5%5七5-1122mm81根+19mm97根+16mm8根+38mm加重杆8根+19mm1根第

20、三根22mm抽油杆断98.5%6七II6-1019mm86根+16mm67根第70根19mm抽油杆断45%7七2-219mm94根+16mm71根+38mm加重杆6根+19mm1根从上而下第4根38mm加重杆脱扣3%从上边的统计表中可以看出，断脱的主要部位为靠近泵端。分析原因主要是抽油杆下行时，由于流动阻力和摩擦力的作用，中和点以下杆柱将发生纵向弯曲，使杆柱断面附加弯曲应力，同时加剧抽油杆接箍和油管间磨损，易使下部杆柱断脱，表现为下部断脱。4、在2005年出现了23井次的光杆断脱的现象，断脱的部位主要为光杆卡子位置，从端口来看主要是因为，光杆韧性不够，在受到伤后，造成脆性断裂，本年度使用的光杆

21、均为山东墨龙生产的光杆。22油井的偏磨的影响 狮子沟浅层油田的斜井有10口，占到该油田的40%。2002年和2003年由于偏磨造成的检泵，平均每口井2个井次。井斜是偏磨的主要因素。23供液能力的影响三个油田由于开发中地层能量补充不及时，造成地层供液缺乏。动液面经常在泵周围，出现活塞与泵筒干磨，从而导致泵漏，油井不能正常生产造成检泵。随着七个全油田注水开发的进行，七个泉局部井产量明显上升，也出现了油田出砂现象。七3-10、七7-2、七4-10、七5-7、七2-2、七7-2均因出砂造成间泵。3、油井作业原因的分析随着油田的不断开发，套损井不断增多，注水井的套损使得分注不能顺利实施，造成开采过程中的

22、层间矛盾，频繁的调整和措施改造及增加了作业井次也在放压过程造成地层的吐砂，也使注水井进一步套损的可能。为了不造成套损分注井的大修作业，我厂2004年2005年对存在套损的分注井，采取强制换封措施。注水井的维护作业次数也不断增加。第三章 延长油水井免修期的方法探讨从以上分析可以看出，低渗难采油井免修期的长短，主要取决于清防蜡的效果、管杆结构、油井的工作制度。结蜡造成的凡尔失灵是影响这类油田的主要因素，占到维护作业量的60%以上。因此必须采用合理的洗井方式才能减少结蜡而引起的趟井检泵。1、机械清防蜡器的使用采用的机械器清蜡。2004年有针对性的选择6口井，下了清蜡器，且使用效果不错。红108井，在

23、下入清蜡器后，检泵周期从原来的93天提高到276天。但机械清防蜡主机易损耗，且对泵及吸入口达不到清防蜡作用。表5 2004年下清防蜡器的井检泵周期比照井号下清器前的检泵周期下清器后的检泵周期红10893276七3-4234334七3-1073195七5-13212256七4-8125237七5-62743702、入井管杆柱的优化以前，3个油田均采用的是22mmD级抽油杆+19mmD级抽油杆+44的管式泵，出现了大马拉小车，不仅使得系统效率较低，而且大局部井明显运行不平稳，采油过程中的震动大，管杆的伸缩大，造成了抽油杆的断脱。目前我厂入井的泵主要有44、38的两种，入井的杆柱组合主要为：19+1

24、6+38和19+16两种。在2004年和2005年应用管杆泵优化软件，对各油田进行入井管杆柱组合重新进行优化设计。入井的泵主要有44、38的两种，入井的杆柱组合主要为：19+16+38和19+16两种。结合以前的生产动态资料，合理设计出了下泵深度，设计过程中考虑到了加重杆和防脱器的配套使用，局部井降低了泵径，从而降低了井下负荷。调整抽油机的平衡，确保平稳运行，较少震动。同时利用小皮带轮和变频设备降低抽油机的冲次，大幅度的降低了断脱引起的检泵。杆柱断脱从2002年的26井次，降低为2005年的9井次，同时机采井的系统效率由几年前的不到10%提高到20.3%。3、调整了防脱器和扶正器的位置虽然我厂

25、已经在前两年在作业过程中已经应用软件做了优化组合，但仍然出现了4井次七II6-10、七5-11、七2-2的下部断脱，根据目前的最新理论，不同的粘度液体，对抽油杆在下行过程中的流动阻力主力不同，而且不同级别的泵在不同粘度液体下产生的柱塞与泵筒的磨擦力是不同的。所以这4井次的断脱，属于中和点靠上，导致下部弯曲疲劳断脱。在今年的作业过程中对这3口井杆柱中和点以下安装24个抽油杆防脱器，使这3口井的检泵周期延长。表6 3口调整井的检泵周期比照井号调整前的检泵周期调整日期至06年2月底七II6-10182269天未检泵七2-2167243天未检泵七5-11152254天未检泵4、调整了泵型和泵的漏失量2

26、004年至2005年上半年因砂卡引起的维护作业有14井次，其中七4-10、七5-7、七4-4、七3-8、七2-2、七3-6、七7-2砂卡比拟严重。随着油田不断开发，油井出砂是不可防止的。对这些井由原来的管式泵调整为防砂泵。七2-2、七5-7、七3-8、检泵周期均延长，但七4-10、七7-2、七3-6井的检泵周期未延长，后放大泵的漏失量也未取得明显的效果。经分析七4-10、七3-6、七7-2，这三口井因结蜡和出砂双重影响，曾经把这3口井的泵调整为防砂泵，但由于防砂泵的吸入口仅为20cm，很容易蜡堵。因此建议对这3口井在06年的采油方式上应用螺杆泵采油。5、斜井的优化狮子沟浅层油田的斜井有10口，

27、占到该油田的40%。2002年和2003年由于偏磨造成的检泵，平均每口井2个井次。井斜是偏磨的主要因素。2004年和2005年，对于这些斜井，应用斜井管杆柱软件使的设计的扶正器更加合理，并尽量选用小直径抽油杆，从而较少了偏磨。因偏磨造成的检泵数量明显大幅下降。偏磨造成的检泵从2002年的21井次降低为2005年的1井次。6、低产井的间抽低渗难采油田，由于采用了人工举升能力大于油层的供液能力，造成采油井的供液缺乏，生产不能正常进行的普遍现象。在油田开发中对严重供液缺乏井，间抽是一种及其有效的方法。但间抽不可变防止地要降低产量，为了做到“高效、“高产，就必须确定合理的间抽制度。通过泵抽产量的变化、泵抽时漂浮度的变化、地层渗流量的变化、液面恢复的变化建立起了每口低产井间抽的工作制度。目前对于3个油田的低于1吨/天的33口都进行了间抽。这样减少了因地层供液缺乏，动