延长盘古梁东区油井免修期

1、延长盘古梁东区油井免修期 实现机采系统降耗增效 摘 要 延长油井检泵周期、减少维护性作业井次是实现机采系统降耗增效的重要途径。针对影响油井检泵周期的主要因素，大路沟作业区积极推广适用配套技术，大力加强生产管理，使得油井检泵周期逐年延长，单井作业井次不断下降，达到了节能降耗的目的，取得了良好的经济效益。 主题词 检泵周期 工艺技术 生产管理 降耗增效 前 言 盘古梁东区受特低渗物性的限制，单井产量低，开发效益差。因此延长油井检泵周期、降低平均单井作业井次作为降低开采成本、提高开发效益的一个重要途径。针对影响油井免修期的主要因素，推广、完善了适用工艺技术，形成了“清防蜡、清防垢、防气、防断脱、防液

2、击”五大配套技术系列，并制定完善了相应的管理制度，使油井免修期不断延长，由09年的640天延长到2012年10月份的738天，平均单井作业井次由1.42次/年下降到0.74次/年，取得了良好的开发效果和经济效益。开发现状及影响油井检泵周期的主要因素 一、开发现状 目前盘古梁东区共有油井54口，实开井52口；日产液274.89m3，日产油74.24t；平均单井日产液1.58m3，平均单井日产油1.42t。平均动液面1483m，泵挂深度1552.3m,泵效35.9%，采油时率98.0%。 二、影响油井检泵周期的主要因素 通过对11年以来油井维护性作业原因的分析，发现除正常生产安排和周检、预检泵以外

3、，油井维护性作业的主要原因为泵阀漏失、抽油杆断、卡泵和结蜡，也就是说，影响油井检泵周期的主要因素为泵阀漏失、抽油杆断、卡泵和结蜡。1、 泵阀漏失 造成深井泵漏失的主要原因是泵在井下的工作环境复杂、恶劣，下井后泵的等级短时间下降，漏失量增大。通常影响深井泵正常工作的有气体、砂、液击、腐蚀等多种因素。从现场起出的深井泵抽查统计表明，有40%的泵被油泥砂等赃物堵塞，这些赃物使凡尔球、凡尔座密封不严，造成泵漏失，也可造成凡尔失灵、卡泵；砂、气体随液流流动对阀球表面和阀座形成喷射磨损；液击会造成泵阀损坏；腐蚀在泵筒内壁产生小坑，造成泵漏失。 2、卡泵 在110月份因卡泵修井的20井次中，蜡卡井占44.4

4、%，落物卡占13%，垢卡占11.1%，蜡卡占9.3%，蜡卡井仍在卡泵中占很大比例，主要原因是长6油层原油含蜡量高（1120%），本身易结蜡，同时清防蜡工艺存在不足和热洗清蜡周期难以准确确定、清蜡不及时，往往是三者共同作用的结果。 3、抽油杆柱断裂 11年因抽油杆断裂而造成的维护性作业井次已占到的25%左右。抽油杆的工作条件复杂，影响抽油杆疲劳寿命的因素很多，通过现场调查分析认为造成抽油杆断裂的主要原因为：A、泵挂加深、含水上升、结蜡等使载荷增大引起的断裂；B、抽油杆疲劳引起的断裂；C、复杂的斜井井眼轨迹；D、使用年限超过安全使用期。实际上，常常是两种或多种因素并存造成了抽油杆的断裂。 4、结蜡

5、 长6油层原油含蜡量高，凝固点低，本身易结蜡；虽然在采用机械清蜡、化学清蜡和热洗清蜡技术以后，结蜡周期有一定的延长，但结蜡仍是影响检泵周期的一个重要因素，清防蜡技术仍需配套完善。推广、完善、配套适用技术 一、优化杆柱工艺，减少断、脱危害 随着开发时间的延续，抽油杆柱断裂事故时有发生。尽管在投产时，对抽油杆柱已进行了扶正防磨设计，避免了与油管直接偏磨而发生断脱，但由于抽油杆柱在斜井中承受循环应力、弯曲应力和旋转扭矩的工况远远较直井复杂。因此，加强杆柱优化是减少断脱事故的重要基础。 1、完善扶正防磨工艺 为解决抽油杆与油管偏磨这一采油的关键问题，根据油井实钻井眼轨迹图，对所有油井加装扶正防磨装置。

6、为了释放斜井中杆柱的旋转扭矩，减少抽油杆脱扣事故，从2006年开始引进应用防脱旋转式扶正器,取得了较好的效果。 防脱旋转扶正器示意图 2、优化杆柱结构盘古梁东区杆柱组合一般是：22（35%）+19（50%）+22（15%）三级组合，22（40%）+19（60%）二级组合；由于近年来因泵挂加深和含水上升等因素造成抽油杆断脱的问题日趋严重，因此对杆柱结构进行了调整和优化：（1）级配优化 根据美国石油学会（API）推荐使用的最大循环应力计算公式和修正古德曼图，对发生断脱的油井的抽油杆级配重新优化设计，将部分井原22mm三级组合调整为22mm+19mm两级组合，将部分井原16mm+19mm两级组合调整

7、为22mm+19mm+22mm三级组合，现场累计实施12口，杆柱重新组合前油井免修期只有298天，杆柱重新组合后，油井免修期已达到400天。（2）标准光杆 光杆在中高含水油井上腐蚀、磨损快，易受卡瓦牙伤害，经常发生断裂，为此，推广应用AOC合金防腐耐磨光杆36根，从现场使用效果来看，普通抽油杆作光杆平均使用寿命只有60天左右，标准光杆平均使用寿命可以达到180天以上。 二、运用清防蜡技术，延长清蜡检泵周期 盘古梁东区主力开采长6油藏，此油层原油含蜡量高，凝固点低1922，油井结蜡位置在井口以下300米井段内，平均自然结蜡周期100天左右。通过运用多种清防蜡技术，目前油井的清蜡检泵周期延长到了3

8、00天左右。 1、机械清蜡技术 机械清蜡技术，就是在直井段抽油杆上以小于油井冲程的距离，固定安装尼龙扶正器刮蜡器，使抽油杆上下运动时带动刮蜡器刮蜡，起到清蜡的作用。该技术的优点是可随时清除油管内壁和抽油杆体上的结蜡，但刮蜡器本身上的结蜡还须依靠其它工艺清除。 2、化学清防蜡技术化学清防蜡技术是用液体清蜡剂清蜡，加药方式采用人工井口加药，对结蜡油井的抽油机负载变化和电机电流变化进行监测，制定合理加药周期。该技术对低含水、低液面井效果较好，对高含水、高液面井适应性差。（附加药照片） 3、热洗清蜡技术 2009年以来盘古梁东区用超导热洗车热洗105井次，单井平均检泵周期从原来的220天左右延长到34

9、0天左右，延长了120天。常规热洗技术虽取得了一定的效果，（附热洗照片） 4、空化声磁防蜡技术 利用声波振动发生器振动产生的声化作用可有效地破坏和延缓石蜡的结晶，降低原油的表面张力，以达到原油降粘防蜡的目的。 现场安装试验4口井，（附空化声磁照片） 从整体上看，空化声磁防蜡技术对结蜡的延缓具有较好效果。三、综合防气，减少气体影响长6油层地层压力低、地饱压差小，井底脱气严重，气体进泵后，对阀球表面和阀座形成喷射磨损，严重时会形成“气锁”，导致油井不出液，加重深井泵的磨损。为减少气体影响，：选定螺旋气锚，在现场使用4口井。与气锚防气作用相配套，生产管理上，对生产油气比较大的油井，实行定期释放套管气

10、。 四、防治结合，有效控制结垢 随着开发时间的延长，油田结垢油井逐年增多，至2011年底共发现结垢井21口。目前采用的清防垢方法有化学和机械两种，工艺上采取了三种方式：地层防垢、固体防垢筒防垢、封隔器座封防垢，均取得了很好的效果。 1、地层防垢技术 盘古梁东区主力油层为长6层，长6油层水型为CaCl2，含有少量的Ba2+、Sr2+离子，而注入水中含有少量的SO42-离子，两者相混，则形成CaSO4、Ba(Sr)(SO4)2垢微粒，微粒之间相互聚集、沉淀、沉积在岩石表面堵塞地层孔隙，从而降低地层的渗透率。因而为防止地层结垢，在注水系统加入阻垢剂，减缓了注入水与地层水相遇形成结垢的速度,达到防止地

11、层结垢的目的。 2、固体防垢筒防垢技术 固体防垢筒防垢技术是清垢+封隔器隔采+防垢筒复合联作的一种综合技术。它是针对套损井封隔器座封有效期短，所采取的一项延长防垢有效期的措施。 3、封隔器座封防垢技术 五、优选工作制度，抑制“液击”损害“液击”是抽油杆发生井下事故的主要原因之一，而且使整个抽汲系统受到较大的影响。我们将从以下两个方面来降低“液击”对抽油系统的损害。 1、工作参数调整 依据油田地质特性和地层供液能力，采用“长冲程、慢冲次、小泵径”的抽汲方案。开发过程中，针对油井生产暴露的矛盾，开展了合理生产压差和沉没度的研究，指导现场合理加深泵挂；对产液量低于1方的油井冲次调至最小。 2、间开采

12、油技术12年对8口井的开井时间由720h/月缩短24h/月，月产油量维持不变，平均泵效提高了39%。耗电量由3.17Kwh/口下降到0.98 Kwh/口,日节电52.56Kwh/口,节电率为69%，年可节约电费4.9万元。三、 强化采油生产管理 1、加大资料录取管理力度 将资料全准率作为作业区奖金发放的一个主要考核指标，定期进行资料检查，强化资料录取，检查督促各井区及时取全取准油井功图、液面、单量等资料，为井筒动态分析和下步措施制定提供可靠依据。 2、井筒管理 井区日产量生产碰头会月度井筒动态分析会，通过两个步骤的管理，掌握两个层次的问题：即单井井筒动态井组及区块井筒动态。 井区日产量生产碰头

13、会：以井组和单井分析为主，分析的主要内容为各井组和各单井的产量变化及井口回压、憋压情况，具体情况每天做出对每口井的应对措施。月度井筒动态分析会：以井区分析为主，分析的主要内容为井区及区块产量完成情况，躺井、产量下降井、液面上升井的生产动态，制定出且实可行的小修及“六小”措施，避免油井误修和“小病大修”。四、强化井下作业管理 1、完善管理网络，提高修井质量 针对新的形势，成立了井站岗位员工采油队技术员（专职修井监督）作业区修井监督作业区主管修井领导的三级管理及监督网络，提高了作业施工监督的覆盖率。维护性作业以井区为主，进攻性措施作业区配合厂工艺所为主，全过程对井下作业进行监督，配套了详细的现场运

14、作资料，严格执行规定程序，强化作业过程监督，明显地提高了井下作业的质量，减少了单井修井次数，从09年的1.75次/年下降到2012年的0.98次/年，取得较好效果。维护性作业管理程序如下： 采油队提出申请作业区主管领导审批作业区工程技术组审核井区监督、作业区监督修井队施工修井大队审核修井队总结 2、井下作业费用层层分解，定期严格考核 每年初，根据上年作业费用实际发生数量，由采油工艺研究所对全厂维护性工作量和小修费用进行预算，并将全年小修费用分解下达到各采油作业区，作业区分解后下达到每个采油队，同时制定相应的考核奖惩制度。实行四级体系控制，即作业区生产组修井监督员作业区主管技术领导采油工艺研究所

15、井下作业核算员-采油工艺研究所所长。各采油作业区逐月考核每个采油队小修费用的列支情况，如有超支，根据超额情况当月奖金做出相应的考核；由于有了上述控制体系和严格考核，2012年1-10月份盘古梁东区际发生维护性作业费用比计划节余30万元。取得的主要成果及经济效益评价 一、取得的主要成果1、油井检泵周期不断延长 2、单井作业井次逐年下降年度总井数（口）小修作业井次（口）平均单井作业井次（次/口.年）09年69981.4210年70891.2711年72700.972012年10月72520.74 二、经济效益评价 1、维护作业费用节余 单井作业费用以1.2 万/口元计,则:98*1.2-52*1.2=117.6-62.4=55.2万元与09年相比年结余55.2万元 3、少修井