偏磨与腐蚀分析、对策课件

2010年12月一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标目录一、维护作业综述年度泵漏油管漏杆断脱扣出砂垢卡蜡卡其他水井维护小计20091259323115694141201011423665272010139对比-1-343-6-31116-22009年1-12月2010年1-12月一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标目录二、原因分析序号井号口次上次作业时间施工内容生产周期本次作业时间作业原因施工内容备注1XI37-X7110.2.28检泵485.16-5.23油管漏检泵更换Ф70泵泵径增大阻力增大造成下行偏磨2XI37-X709.7.31补孔合采2402.28-3.2抽油杆断检泵3XI37-X2210.4.16检泵134.29-4.30泵漏检泵4.14日脱扣返工4.29日扶正器非正常磨损4XI37-X209.7.26检泵2313.17-3.19抽油杆断检泵5XI37-X210.3.17检泵274.15-4.16抽油杆脱扣检泵6XI24-C5310.7.12检泵649.16-9.20油管漏检泵扶正器造成中和点上移7XI24-C509.9.18酸化解堵2997.12-7.14抽油杆断检测8Q9-30408.12.19充填防砂4112.4-2.5抽油杆断检泵10.11日解卡活塞变扣脱扣9Q9-3010.2.4检泵24910.15-10.17活塞变扣脱扣检泵10Q9-151509.4.11检泵3433.19-3.22蜡卡检泵强水敏11Q9-15110.3.21检泵1508.20-8.24蜡卡检泵12Q15-X12609.10.21检泵1542.25-2.26油管漏检泵高冲次6次造成挠性弯曲13Q15-X1209.10.21检泵2305.11-5.14油管漏检泵14Q10-X10709.9.26检泵1482.21-2.24油管漏检泵内衬后腐蚀15Q10-X1010.2.21检探1176.17-6.18抽油杆断检泵16Q104-X738809.6.5重射孔2602.25-3.1泵漏检泵出砂17Q104-X73810.2.25检泵1367.21-7.24出砂检探18Q104-X711909.11.7检泵2035.1-5.3油管漏检泵材料19Q104-X71110.5.1检泵1138.23-8.25泵漏检泵20Q104-X7011011.15检探1653.31-4.3油管漏检泵材料21Q104-X70110.3.31检泵304.30-5.1凡尔罩断检泵22Q104-X421109.7.14检泵3677.16-7.21油管漏检泵怀疑套管锈片卡活塞23Q104-X4210.7.21检泵7910.3-10.4活塞卡检泵25Q104-X3031210.1.16检泵1576.23-6.26抽油杆断检泵内衬后腐蚀2010年年内多轮次维护井二、原因分析1、治理方案不适宜井筒状况液面1016米生产制度Ф56*3*6日液36t日油1.3t含水96.5%液面1088米生产制度Ф70*6*1.7日液22t日油1.5t含水93%XI37-X7井治理后XI37-X7井治理前2010年3月治理后生产47天后中部油管偏磨漏二、原因分析1、治理方案不适宜井筒状况曲104-斜31井杆柱下部增加Ф19mm抽油杆治理效果差采油层人工井底尾深抽油泵中和点杆径越小，下压活塞弯曲变形程度越大，偏磨加剧生产210天偏磨油管漏二、原因分析2、生产制度调整相对滞后二、原因分析3、加药制度不落实序号井号作业日期维护原因解决方案1Q9-3010.172.5日完井生产246天结蜡明显10.16解卡造成活塞变扣脱扣调整加药制度清防蜡2Q104-X2029.208.26日完井生产上部280米油管结蜡明显调整加药制度清防蜡3Q9-474.10原井管柱试压合格起管柱前洗井、试抽自扶4Q9－P510.25蜡堵游动凡尔罩调整加药制度清防蜡5Q104-X20710.30原井管柱试压合格起管柱前洗井、试抽自扶6Q104-X7426.7套压高，气锁保持合理套压Q9-30井解卡后变扣脱扣Q9-47井泵及管杆无失效现象二、原因分析4、检泵维护前自扶步骤缺失Q9-47井泵及管杆无失效现象Q104-X202井游动凡尔蜡堵二、原因分析5、老区含水上升速度快曲102块夏371块二、原因分析6、水敏地层油井清防蜡难度大曲9-21块S4上、中和曲9-111块S4上、中油井原油含蜡量较高，清防蜡剂清防蜡效果较差，同时由于地层强水敏不得有水基入井液，该区油井平均液量仅为3.6吨，油层温度低进一步加快结蜡速度，Q9-151井2010年蜡卡两次，治理难度大。三、采取措施1、开展“一井一策”综合治理2010年1-12月份实施内衬治理19口，长度3万米；间开65口，换电机43口，调整抽油机12口，调整生产制度103井次，调整加药计划73井次。三、采取措施2、改变举升方式举升设备型号电机泵径冲程冲次日液泵效日耗电抽油机CYJY10-3-53HB37/11405633.73589.7108螺杆泵LBQ2222/3805005733.681.960三、采取措施3、实验电加热设备时间对比对比日液（t）最大电流（A)最大载荷(KN)油井日耗电(度）回压（Mpa）设备耗电（度）出口温度（℃）使用前

4.94.656.580.51.07

22第一次使用前5.24.856.8831.172021后5.34.555.8800.743第二次使用前5.14.856.3811.171022后5.34.455.5790.7444第三次使用前5.24.855.8811.0571221后5.44.654.8780.7245实验前实验后一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标目录四、目前存在问题1、内衬治理后抽油杆腐蚀加剧油管内衬后油管腐蚀钝化，抽油杆电子活性相对增强，电化学腐蚀加剧Q10-X10井2月内衬治理后生产210天抽油杆本体腐蚀断四、目前存在问题2、套损井增长较快，维护频次增加套损井造成油井含水上升或出砂，严重影响油水井生产时率。

变形错断破漏小计油井473959水井6

511合计5331470五、下步计划及建议1、认真落实加药制度加强月度巡查、考核力度，确保加药制度执行到位，对偏远井推广加药罐保证加药质量。五、下步计划及建议2、推进作业监督培训作业监督人员变化较大，监督录取内容掌握不清，计划组织内部月度学习，逐步