多轮次维护井情况分析(共22页)

1、多轮次(ln c)维护井情况(qngkung)分析(fnx)前 言我厂2011年10月与2012年10月年对年多轮次（包括措施维护）情况对比，见表1。表1、2011年10月与2012年10月多轮次井对比表开井数全部多轮次新井多轮次老井多轮次井数井次井数井次井数井次2011年182290285927802582012年18771123411033101308对 比5522561621502012年与2011年相比，开井数增加了55口，全部多轮次维护井增加22口，56次，新井多轮次增加1口，6井次，老井多轮次维护增加21口，50井次。图1、图1、我厂2011年10月与2012年10月多轮次井数井次

2、对比我厂多轮次作业井在各采油矿的具体分布情况见表2。表2-1、各矿2011年与2012年（全部）多轮次井数对比2011年2012年对比井数井次井数井次井数井次一矿46151601841433二矿16501443-2-7三矿10301544514四厂902851123412256表2-2、2011年10月与2012年10月多轮次井（新井老井）对比表新投多轮次老井多轮次2011年2012年对比2011年2011年对比井数井次井数井次井数井次井数井次井数井次井数井次一矿515414-1-141136561701534二矿13130015471340-2-7三矿0272793

3、0123737四矿39390015452061516全厂927103316802581013082150本文(bnwn)重点就我厂维护(wih)井多轮次情况进行(jnxng)分析1、采油厂多轮次维护井变化情况近几年，我厂在开井数不断增加的情况下，年维护井次及三次以上（含三次）维护作业井见表1。表3、 近几年采油厂年度维护多轮次作业井统计表年度2009年2010年2011年2012年10月开井数，口1635170118221877维护井次，次102610551063899维护作业频率0.6270.6200.5830.479免修期，天582588626745多轮次作业井数，口36口114次35口1

4、10次45口145次29口88次多轮作业井次占维护井次，%11.110.4149.9从上表看，除2011年效果较差外（与2009年和2010年相比多轮次维护井上升了10口井），基本处于稳中有降的趋势。针对2011年多轮维护作业井上升问题，2012年采油厂成立了由作业科负责的多轮次作业井治理专项工作小组，该项工作的开展为2012年多轮次维护井减少起到关键性作用。2009年-2012年年对年各矿多轮次维护井数变化图。图2、2009年2012年年对年多轮次(ln c)井数变化图从图中可看出，2012年多轮次井数减少最多，各矿的多轮次井数都在普遍减少。而2011年主要是一矿的多轮次井数增加(zngji

5、)幅度大，造成全厂2011年多轮次维护井数的上升。2、在多轮次(ln c)治理方面做的工作2.1 采油厂的投入2.1.1 油管抽油杆投入情况表4、2009年-2012年10月临盘厂油水井油管更新量统计（作业科）年份油水井开井数（口）油管在用量（万米）油管实更新（万米）更新率20092360501.531.26.22 20102388508.6525.44.99 20112620558.2524.24.33 2012年1-10月2690574.416.1612.81（已折算成年）表5、2009年-2012年10月临盘厂抽油杆更新量统计（作业科）年份油井开井数（口）抽油杆在用量（万米）抽油杆实更新

6、（万米）更新率20091770283.25.82.0520101767282.726.32.2320111935309.620.86.722012年1-10月1962313.9210.30193.28（已折算成年） 图3、2009年-2012年杆管在用量 图4、2009年-2012年杆管更新(gngxn)率变化(binhu)图从以上统计图表看出，油管和抽油杆的在用量每年都在增加，但新油管更新量每年却在减少，更新率是下降的，抽油杆的更新量呈上升趋势(qsh)，尤其是2011年更新率达到6.72，2012年有所下降，但与2009年和2010年相比抽油杆的还是比较高的。表6、2009年-2012年1

7、0月老井新油管新抽油杆投入量油管(m)抽油杆(m)2009年2262851224782010年2378121923292011年113630.51166002012年1-10月87460101216图5、2009年-2010年10月老井(lo jn)新杆管更换(gnhun)量从上图表看，新油管和抽油杆投入(tur)主要在2009年和2010年，而2011年投入量减少了一半，2012年投入量又有所降低。2.1.2 HDPE防腐内衬油管的投入表7、下表为采油厂近几年HDPE抗磨防腐内衬油管投入量总投入（m）应用总井数（口）会诊井（口）未会诊井（口）会诊井用量（m）非会诊用量（m）2009年3670

8、0303003670002010年5659248262228782239602011年7955069333640230393202012年1-10月5881051474554003410合 计23165219813662161112666902009年至2012年10月应用HDPE抗磨防腐内衬油管井198井次，投入量231652米。2.2 成立专项治理多轮次维护井小组采油厂成立了多轮次井会诊治理小组，方案论证由作业科牵头，采油矿、工艺所领导及机采室技术人员共同参加。首先由采油矿收集并及时上传待治理井的动静态资料，包括历次作业生产数据、现场杆管泵描述及采取治理对策、效果等，然后小组成员根据现场资

9、料及近几年的作业治理情况进行深入分析，通过充分讨论以形成最佳的治理方案，最后由主管作业的厂领导审批，采油矿监督执行，确保治理效果。2011年杜绝了3次以上的油井维护多轮次井。2.3 工艺所在多轮次(ln c)维护井方面(fngmin)做的工作(gngzu)2.3.1 分矿管理，以便及时掌握生产现状（1）日常注重与采油矿的联系，随时了解待作业井情况，尤其是两次以上作业井。管矿人员与采油矿、采油队沟通，对参数不合理油井及时调整，以达到最佳生产状态。提高油井泵效，延长检泵周期。（2）跟踪落实方案执行情况，对治理效果不佳井及时分析论证，找出原因。如：多次与采油矿、采油队结合，落实治理井的加药热洗问题，

10、解决治理井尤其是抗磨油管治理井短期内因腐蚀造成的杆断和泵腐蚀结蜡卡泵问题。2.3.2 形成了对抗磨油管的评价借局专项治理项目工作的开展，根据2006年-2008年专项工具应用井井况和应用效果，在2009年形成了我厂在用抗磨油管的评价，形成了我厂抗磨油管的规范。（1） HDPE抗磨防腐内衬油管 抗磨防腐内衬油管应用模式：“内衬油管+抗磨接箍+普通杆”配套应用于多轮次偏磨疑难井（从工艺技术方面）高产偏磨且工农关系难处理的部分井（后期从管理方面） 应用效果表8、 HDPE/EXPE内衬油管应用情况统计表HDPE油管检泵周期，d延长倍 数治理井用量，m治理前治理后延 长2006年29298881435

11、744313.012007年14163501317175864.472008年876101254713462.772009年3036640144.95273822.642010年29（3口旧管）32152142.5453.41811.272011年53248702444111670.68合计1631475101744983241.86注：2006-2009年井有效期统计至2010年9月底。 典型井例L29-6井，该井2008年12月-2009年11月一年时间内作业4次，期间也曾采用抗磨副、扶正(f zhn)器等工具治理，但效果不佳。2009年11月下抗磨防腐内衬油管治理，治理前135天，现正常

12、(zhngchng)生产(shngchn)已710天没有作业。抗磨防腐内衬油管治理井，从再作业井起出的油管、抽油杆情况来看，没有发现偏磨现象，这些油管目前都在正常服役。（2）碳锆内涂油管 碳锆内涂油管应用模式“碳锆内涂油管+普通抽油杆+抗磨接箍”主要应用于：以腐蚀为主的偏磨井多轮次腐蚀井2寸应用于小套管偏磨腐蚀井 应用效果表9、 碳锆内涂油管应用情况统计表年度实施井次用量，m检泵周期，d延长倍数治理前治理后延 长20061616720142.7548.8406.12.852007910970131549.4418.43.192009353601613972361.472010111615025

13、64321760.69合计2527690159417.52591.63注：2008年和2011年没有应用；有效期统计至2010年9月底。 典型井例L75-5井，2009年2月20日治理，属年对年第3次维护井，以腐蚀偏磨为主。治理时应用全井应用碳锆油管，治理后生产至2012年6月28油管内铁锈卡泵而作业，生产周期达3年4个月。XI52-201井，2010年4月17日治理，该井治理前作业简史：2007年12月补孔后，2008年作业3次，2009年作业4次，腐蚀偏磨严重。治理前97天，治理后生产到2012年4月2日由于抽油杆122本体断而作业，生产周期达715天。XI32-C45井，2010年6月1

14、4日治理(zhl) ，该井属年对年4次维护井，治理前的2010年2月曾换加厚油管和3寸压裂降级管，但生产了110天，用碳锆油管后生产近900天继续(jx)有效。3、2012年多轮次维护作业(zuy)井情况截止2012年10月底年对年三次以上维护作业井29口，88井次。在各矿的分布及具体作业原因见下表。表10、2012年10月年对年多轮次维护井作业原因统计单位井数井次杆管泵脏物卡泵其他本体断接箍断脱裂缝砂眼丝扣漏凡尔罩断泵漏一矿185451012113643二矿262211三矿412231411四矿516241423全厂298891021115414951937182011.11-2012.10

15、年三次以上（含三次）维护井29口，88井次。主要原因是油管、抽油杆、抽油泵问题，油管问题37井次占多轮次维护井次的42%，抽油杆19井次，占21.6%，抽油泵18井次，占20.5%，脏物卡泵问题9井次，占10.3%。见下图。图6、2012年多轮次维护井作业原因比例图油管问题仍是2012年多轮次维护井的主要问题，主要表现为油管裂缝和丝扣漏失，分别为21井次（占油管问题井的56.8%）和15井次（占油管问题井的40.5%）；抽油杆问题主要表现为本体断和接箍断，分别为9井次和10井次，几乎各占一半；见图5。 图7、油管和抽油杆具体作业(zuy)原因在各自问题中所占比例抽油泵问题(wnt)主要表现为泵

16、漏，为14井次，占抽油泵问题中的77.8%。3.1 2011年与2012年多轮维护(wih)井对比分析2012年10月与2011年10月相比减少了12口36井次。从下表看各矿的多轮次维护井数出现了可喜的下降势头。尤其是采油二矿，减少了6口18井次。见下图。表11、多轮次维护2011-2012年10月年对年同期对比单位2011（2010.11-2011.10）2012（2011.11-2012.10）2011-2012对比井数井次井数井次井数井次一矿21641854-3-10二矿82426-6-18三矿721412-3-9四矿5155160+1全厂411242988-12-36 图8、采油厂20

17、11年与2012年多轮次维护(wih)井数对比图表12、全厂多轮次(ln c)维护井2011-2012年10月年对年作业原因对比井数总井次抽油杆油管抽油泵脏物卡泵其他井次%井次%井次%井次%井次%井次%2011年411241003830.65342.82217.875.643.22012年29881001921.63742.01820.5910.255.7同 比-12-360-19-9-16-0.8-4+2.72+4.61+2.5图9、多轮次维护井作业(zuy)原因对比图从作业原因看出杆管泵的作业井次都在减少，但脏物卡泵问题却出现了上升。3.2 各采油矿近两年多轮次维护井作业原因变化采油一矿表

18、13、采油一矿2011年与2012年年对年多轮次维护井作业原因详分对比井数井次杆管泵脏物卡泵其他本体断接箍断脱裂缝砂眼丝扣漏凡尔罩断泵漏2011年2164971131659312012年185451012113643同 比-3-10-4+3+1-3-5-2-3+1+2采油一矿减少3口井12井次，油管问题以及抽油泵问题都明显(mngxin)下降，抽油杆本体断造成(zo chn)的作业(zuy)明显下降，但抽油杆接箍断脱问题上升较多。再看其各原因所占当年作业比例，一矿抽油杆造成的作业比例在今年还是很高的。见下图作业原因及比例对比图。杆管泵脏物卡泵其他合计2011年16301431642012年15

19、2394354同 比-1-7-5+1+2-10 图10、采油一矿2011年与2012年多轮次井作业原因井次对比及比例对比采油二矿表14、采油二矿2011年与2012年年对年多轮次维护井作业原因详分对比井数井次杆管泵脏物卡泵其他本体断接箍断脱裂缝砂眼丝扣漏凡尔罩断泵漏2011年82435613512012年262211同 比-6-18-3-5-4-1-3-30+1二矿减少(jinsho)6口井18井次，杆管泵作业原因都在明显减少，最突出(t ch)的是2012年没有抽油杆问题造成的作业，油管问题也明显减少。见作业井次对比图。杆管泵脏物卡泵其他合计2011年810510242012年022116同

20、 比-8-8-30+1-18 图11、采油二矿2011年与2012年多轮次井作业原因(yunyn)井次对比采油三矿表15、采油三矿2011年与2012年年对年多轮次维护井作业原因详分对比井数井次杆管泵脏物卡泵其他本体断接箍断脱裂缝砂眼丝扣漏凡尔罩断泵漏2011年72173153112012年412231411同 比-3-9-5-3+2-5+1+100三矿减少3口井9井次，杆、管问题造成的作业明显下降，尤其是抽油杆减少了8井次，抽油杆接箍断脱问题没有出现，抽油杆本体断也减少了4井次；油管问题减少主要是以丝扣漏失问题为主减少了5井次。但2012年抽油泵的问题明显增加。杆管泵脏物卡泵其他合计2011

21、年106311212012年2351112同 比-8-3+200-9图12、采油三矿2011年与2012年多轮次(ln c)井作业原因井次对比采油(ci yu)四矿表16、采油四矿2011年与2012年年对年多轮次维护(wih)井作业原因详分对比井数井次杆管泵脏物卡泵其他本体断接箍断脱裂缝砂眼丝扣漏凡尔罩断泵漏2011年5151361222012年516241423同 比0+1+1-3-2+1+3+2+1-2四矿井数相同，但井次增加了1次，即有1口4次作业井，其主要减少在抽油杆接箍断脱和油管裂缝问题，油管丝扣漏失和泵漏失问题都有所增加，各增加3井次和2井次。杆管泵脏物卡泵其他合计2011年47

22、022152012年2923016同 比-2+2+2+1-2+1图13、采油四矿2011年与2012年多轮次井作业原因井次对比从作业原因比例变化图来看，四矿杆作业的比例下降了一半，但2012年油管问题和泵的问题比例上升幅度较高。4、2012年多轮次维护井会诊治理情况2012年1-10月经(yujng)小组会诊83井次（其中包括10口非多轮次井），其中(qzhng)属2011年会诊的多轮井4口，占2012年会诊井的4.8%，其余(qy)为新增多轮次井。4.1 治理工作量及应用主材情况2012年1-10月83井次会诊井治理工具用量见表15。表17、2012年多轮次作业井会诊治理应用工具统计表序号治

23、理措施井数用量，m应用井况1HDPE油管4755400井斜角变化多，多次全井偏磨2聚氟耐高温涂层油管22400多次全井偏磨小套管井3注塑杆119880长井段偏磨低产井、小井眼井4刮蜡杆54240上部杆管结蜡严重井5压裂降级管或单放管1811400m低产且部分偏磨或其他原因作业6修复管+扶正器等18包括换机、杆、泵等参数调整7油管阴极保护器612套杆管腐蚀严重井8软接箍3195个深抽低液井9防漏洗井器44套结蜡、地层漏失严重井10防蜡器22套结蜡严重井4.2 治理技术应用情况4.2.1 推广应用成熟偏磨治理技术偏磨老大难井或井斜变化较多的井应用“内衬油管+抗磨接箍+普通杆”， 47口HDPE内衬

24、油管应用井1-6月26口，7-11月21口。典型井例：L10-X13井，38泵/2000米，冲程5米，冲次2.5次，日液7吨，日油4.6吨，含水34%，动液面1473m，每次作业表现出底部偏磨腐蚀，且更换油管或抽油杆多次。2012年2月9日经小组会诊，鉴于该井产油量较高应用了HDPE内衬油管。见设计方案：机电抽油机原机电 机22抽油泵泵 型管式泵泵 径，mm38mm长泵泵 级泵挂深度，m2200m抽油杆级 别D光 杆，mm32mm光杆32mm光杆+25mm550+22mm650+19mm800+22mm200 油管89mm油管700m+73mmHDPE内衬油管1500m+38mm长泵+泄油器筛

25、管1.5m73mm150 m 尾管丝堵防偏磨配套73mmHDPE内衬油管*1500m，对应井段抽油杆配套抗磨接箍生产参数冲程，m4.8冲次，min12.5注：1、与73mmHDPE内衬油管对应的22mm抽油杆需配套42mm小接箍。2、本井2008.3.24测试(csh)下入深度3400米，下深温度(wnd)125度，折算2200米处温度(wnd)85度。3、要求洗井温度小于80（不能用蒸汽洗井）！4、抗磨油管只能用于下泵完井，不能用于打捞、冲砂、挤灰等其它施工工序。即：底部应用抗磨油管1500米，目前已正常生产近300天继续有效。附：L10-X13井近几次作业情况及整改措施表：施工日期直接作业

26、原因发现问题及现场描述整改情况及采取措施2010.11.1补孔经查50根19mm抽油杆节箍偏磨腐蚀。89mm油管1100米2011.1.18检泵经查抽油杆从900米至活塞腐蚀偏磨较重。换新油管1100米2011.8.28凡尔罩断杆150230根偏磨严重，活塞下凡尔罩断，固定凡尔及下部尾管落井，油管上部400米结蜡严重。换修复管89mm800米，更换冷拔杆19mm800米，修复杆22mm200米，修复杆25mm100米，更换耐磨接箍22mm30个 2011.10.24管漏第111根见液面,第155根管丝扣磨穿,上部14根油管内壁结蜡换直径385.1新泵，尾管加下缓释阻垢管1根，更换修复管89mm

27、500米2012.2.10杆脱抽油杆上部300米结蜡严重，80-120偏磨严重，153，154，155，156节箍偏磨严重，165根节箍磨脱下部杆落井小组会诊治理。偏磨井段应用73mmHDPE内衬油管*1500m，对应井段抽油杆配套抗磨接箍。4.2.2 试验应用新工艺、结蜡井试验应用机械刮蜡器机械式刮蜡器：安装在抽油杆柱上；轴向和径向360度范围内刮蜡不留死角；材料耐高温、耐腐蚀、强度大、不易脱落；价格便宜，可重复使用。截止2012年11月底，已在7口井进行现场试验（2011年年底应用2口，2012年应用了5口井），7口井平均检泵周期从应用前的125天，延长到226天。最长已正常生产一年。典型

28、井例：S13-55井，38泵/1652米，冲程4.8米，冲次1.5次，日液6.2吨，日油1吨，含水84%，管柱带封，无法加药热洗。其治理难点（1）该井偏磨段较长，集中在中下部500-1300m；（2）该井结蜡严重，上部油管内壁结蜡厚0.5cm，且抗磨副有腐蚀现象；（3）该井2010-2011年间曾应用扶正器、抗磨副治理，详情见下表：交井日期施工内容发现问题及现场描述整改情况及采取措施2010-7-29脏物卡全井抽油杆结腊严重。杆107182#本体偏磨，121#/125#及活塞拉杆上接箍偏磨严重，泵上1根及泵筒内有大量铁锈，固定凡尔球与座无问题换Y221-114F（1977.46米），38*5.

29、1新过桥泵。扶正器：163-192#加22扶正器30个，151-162#加19扶正器12个。2011-6-10管漏全井抽油杆轻微结蜡，115-140#接箍偏磨严重，141-193#扶正器轻微偏磨，接箍腐蚀。1-33# 3寸油管结蜡厚度2mm，113#、114#、116#内壁磨出槽沟，115#有20cm裂缝。下强磁防蜡器1个。下38过桥泵，下Y221-114F（2026.03米）。扶正器：132-176#加19扶正器44个，177-201#加22扶正器25个。2011-7-21泵漏杆95#、96#、108#、126#接箍偏磨，130-180#杆本体中度腐蚀，130-200#有扶正器70个部分扶正

30、器接箍轻微腐蚀。管16-26#轻微结蜡，固定凡尔球与座密封不严，尾管沉油泥及地层砂1米，管86#见内液面，95#见外液面。强磁防蜡器430.87m，38过桥泵1650.08m，Y221-114封2022.27m 。杆：145-205#换22抗磨副60根408米经工艺所、采油矿会诊决定(judng)应用刮蜡杆580m及注塑杆1070m治理(zhl)。见下设计方案：机电抽油机原机电机原电抽油泵泵型管式泵泵径32mm杆式泵泵级泵深1650m抽油杆级别D光杆32mm光杆1.32mm光杆 +25 mm580m（刮蜡杆）+22 mm490m（注塑杆）+19 mm420m（注塑杆）+22mm160m（注塑杆

31、）油管89mm油管600m +73mm油管1050m +32mm杆式泵支撑座+尾管375m+Y221-114F封隔器+筛管1.5m尾管73mm25m丝堵防偏磨配套25 mm580m（刮蜡杆）+22 mm490m（注塑杆）+19 mm420m（注塑杆）+22mm160m（注塑杆）生产参数冲程，m4.8冲次，min12从2012年1月19日 施工，已生产(shngchn)320天继续有效。、长井段偏磨深井、小井眼井试验应用注塑杆2012年注塑杆应用11口，与刮蜡杆配套应用5口井。在小井眼应用注塑杆3口，检泵周期从应用前的146天，到应用后的平均253天。典型井例：XI52-51井，44泵/1400

32、米，冲程5米，冲次2次，日液18.7吨，日油1.6吨，含水91.6%。治理难点（1）该井杆管偏磨段较长，历次偏磨段均集中在600m至泵挂处；（2）该井2010-2011年检泵4次，应用注塑杆、非标油管治理，详情见下表：交井日期施工内容发现问题及现场描述整改情况及采取措施2011-8-31检泵杆上部400-600米腐蚀较重，底部600米偏磨较重，第139、145根接箍磨透。管底部600米偏磨较重，部分油管内壁有凹槽。固定凡尔漏失。更换38mm小套管新泵一台，51mm平式修复管300米，51mm加大修复管300米。22mm修复杆800米，19mm修复杆650米。泵深：1399.4米。2011-6-

33、11检泵管杆底部600米偏磨严重，第128根油管丝扣磨穿。更换38mm小套管新泵一台，51mm修复管600米，22mm小接箍52个。 2011-1-9检泵活塞底部游动凡尔球座处腐蚀出2个直径1cm的洞，原井杆500-1750米腐蚀严重，油管内壁底部1000米腐蚀较重。更换38mm小套管新泵一台，54.4mmN80平式新管1637.47米，22mm修复杆300米，19mmD级新杆900米。2010-3-26检泵原井杆600-800米腐蚀较重，800-1700米接箍不同程度偏磨，油管600-1700米内壁偏磨较重，第93根油管有1条15cm裂缝。更换38mm小套管专用新泵一台，22mm新杆520米

34、，22mm注塑杆300米，19mm注塑杆900米，51mm加大N80新管700米，51mm平式N80新管1150米。（3）该井总矿化度高达47117mg/L，杆管腐蚀(fsh)严重(ynzhng)。根据(gnj)该井2010年以来偏磨治理情况，并参考2010年应用注塑杆治理经验（正常生产9个月），经作业科、采油矿、工艺所会诊决定全井更换60.3mm新油管配套注塑杆治理。设计方案：机电抽油机原机电 机原电抽油泵泵 型管式泵泵 径，mm38mm小套泵泵 级泵挂深度，m1400m抽油杆级 别D光 杆，mm32mm光杆32mm光杆+22mm640m+19mm600m+22mm160m（全井更换注塑杆）

35、注：22mm抽油杆需更换小接箍。油管60.3mm新油管1400m+44mm小套专用泵+泄油器筛管1.5m60mm120 m 尾管丝堵防偏磨配套60.3mm新油管1400m配套注塑杆1400m生产参数冲程，m5冲次，min12该井截止11月底已正常生产319天继续有效。、偏磨多轮次小套管井试验引进聚氟耐高温涂层油管工艺治理表18、聚氟耐高温涂层油管与其它防腐涂层性能对比表聚氟耐高温涂层环氧粉末HDPE碳锆钛纳米涂层使用温度（）24080-100110120140摩擦系数0.010.030.0150.020.04抗冲击能力优差良良差厚度（mm）0.12-0.150.1-0.153.5-40.5-0

36、.70.1-0.2附着力1级3级1级3级2级抗老化能力（100）优差差一般良2012年应用2口小套管井。典型(dinxng)井例：L13-10井，44mm泵/泵深1000m/冲程(chngchng)4.8m/冲次3.5次，产量(chnling)：日液26.3t/日油3t/含水88.7%。其治理难点分析：（1）该井为小套管，杆管偏磨突出，偏磨段主要集中在底部700m偏磨段较长；（2）总矿化度高达33632mg/L，杆管腐蚀严重；（3）2011年2月至目前已维护作业4次，每次作业都更换修复管杆但效果不好，有效期短！平均生产周期117天。施工日期直接作业原因发现问题及现场描述整改情况及采取措施201

37、1-2-17管漏原井杆123根，第50-100根节箍偏磨，管第31-56根管内壁偏磨有槽，有7根油管丝扣磨穿，第101根本体裂缝换60修复管*1000米，换19杆节箍*35个，22杆节箍*10个2011-6-25杆断原井杆122根，杆节箍腐蚀严重，下部20根根杆本体及节箍腐蚀严重，第84根节箍腐蚀断,管第60根以下内壁偏磨腐蚀严重，第86.87.88根丝扣磨穿换60修复管*800米，换22修复杆200米，19修复杆200米，换22小节箍50个，19节箍40个2012-1-20杆脱扣原井杆119根，中部400米腐蚀麻点，拉杆脱扣，部分油管丝扣老化换60修复管*1000米，换22修复杆*300米，

38、19修复杆*300米2012年3月1日经作业科、采油矿、工艺所讨论研究，决定引进聚氟耐高温涂层油管进行治理。该井2012年3月7日下井，目前已生产8个多月继续有效。4.2.3 更换修复杆管+抽油杆扶正器其余36井根据情况采取部分更换杆管加扶正器等措施，这36井次中发现再作业10井次（包括1口措施），而油管问题占7井次，占10井次作业的70%。杆断2井口次，占10井次的2%，凡尔罩断1井次。由此也看出了油管问题之高。5、多次维护井治理中存在的问题5.1油管问题居高不下我厂每年多轮次维护井中油管问题造成的作业在50%左右，主要表现为油管裂缝和油管丝扣漏失。其与杆管偏磨有关以外，以下因素也是其一。5

39、.1.1油管更新率低我厂油管的更新量一直比较低，而且近三年呈减少(jinsho)的趋势，更新率最高为2009年的6.22，但与管理局的12%更新率还是相去甚远。5.1.2 修复(xif)油管质量不过关修复(xif)油管局标为原管壁的87.5%，即73油管为4.81mm，而我厂只有64%，即73油管大于3.5mm，低于局标1.3mm。造成了整体修复油管壁厚偏低的现象5.2 抽油杆断比例增高。抽油杆断脱是每年作业的第二大因素。今年的多轮次作业分析中虽然抽油杆的问题比例下降，但在2012年一季度与2011年相比时杆断问题上升了近6个百分点。为此，我们在今年四月，对采油厂2009年至2011年三年抽油

40、杆断脱问题进行调查分析，对部分杆断井，尤其是新抽油杆杆断井进行了校核和计算。发现以下几点：2011年新投井杆断比例高于2009年和2010年。杆断多发生在中下部和下部，以19mm抽油杆为主。低应力值井的断脱以抽油杆接箍断为主，且多因偏磨引起。如果该井偏磨那么200天就会出现接箍断问题，所以防偏磨措施不可小视。5.3 活塞上凡尔罩断问题这一问题在多轮维护井原因分析中虽没有看出，但在我厂今年的作业中出现不少，尤其在采油三矿，2012年2月至9月的8个月时间中高达9井次。5.4 成本问题考虑到投入与产出的关系5.4.1 低产井的治理投入比较少，即就是更换油管也是以修复油管居多，且大部分井只是更换底部

41、部分油管。5.4.2 底部部分应用抗磨油管。抗磨油管大多投入到高产量的多轮次作业井，对于日油量低于3吨或泵挂较深的多轮次井，一般以中下部应用抗磨油管的形式治理。对于这种应用模式，如果不能将偏磨段包涵在抗磨油管里或上部修复油管，都会因为上部普通油管的隐患造成治理的短效。如：L10-X9井，38泵/2000米，2012年5月日液18吨，日油4.1吨，含水(hn shu)77%。作业时间作业问题生产周期备注2011.4.26-4.30抽油杆下部1300米偏磨严重,油管第206根本体磨穿长约20cm裂缝。下部用内衬油管1300m治理240底部抗磨管治理2011.12.1-12.9泵上面第1根见液面，管

42、由200米-700米内壁偏磨严重，换管500米到位。70上部普通油管问题2012.2.19-2.24第66-75#杆偏磨严重，19mm杆腐蚀严重，油管58.61.67.68根油管丝扣磨穿。将上部普通管换成内衬油管，这样全井为内衬油管。248所换普通管漏失2012.10.30-11.3活塞上凡尔罩断，杆下部300米轻微腐蚀从上表(shn bio)看出，该井初期底部用抗磨油管没有将偏磨段全部(qunb)覆盖，造成上部普通油管出问题。在2012年2月再次出现上部普通油管漏失问题后全井应用抗磨油管。2012年10年25日上自动加药箱。效果将继续跟踪。5.3 对抗磨油管治理井的管理缺乏认识认为其具有防腐抗磨的原理，一些队在抗磨油管投入后，就认为万事大吉，放松对抗磨油管治理井的加药防腐工作，造成井内抽油杆腐蚀断脱或抽油泵腐蚀而漏失作业。严重制约了抗磨油管检泵周期长的优势。6、下步工