精细油井管理延长油井免修期油井结蜡检泵周期分析研究 机械制造专业

精细油井管理，延长油井免修期摘要有杆泵举升工艺师目前采油方式中应用最为普遍的一种，随着油田的不断开发,老油田井筒状况日趋复杂，砂、蜡、垢导致深井泵故障增加，矿化度高导致井筒环境恶劣，直接影响油井的平均免修期，进而影响油井开发综合经济效益。本文通过对临盘油田唐--肖断块进行分析，认为检泵的主要原因是油井结蜡、结垢及杆柱断脱。通过分析发现引发这些问题的原因，既有既有地层因素，产液因素、井筒状况因素等地下原因，也有地面因素；既有技术因素，也有管理因素。各种因素相互影响、相互作用。并针对这些因素提出采用新技术，提高油井开采综合效率。关键词：井筒；唐--肖断块；油井结蜡；检泵周期

目录摘要 3前言 5第1章基本概况 61.1检泵周期的定义 71.2影响检泵周期的因素 7第2章唐--肖断块开发现状 72.1地层特征 72.2构造特征 72.3储集层特征 82.4油层及油水分布 82.5油藏特征 8第3章影响检泵周期主要因素分析 103.1生产现状 103.2治理措施简介 133.2.1油藏精细管理 103.2.2井筒精细管理 103.2.3地面精细管理 133.3治理效果 14第4章结论 15参考文献 16前言随着油田的不断开发,产量形势的日益严峻和生产成本的不断压缩导致控躺井作为一项管理指标显得尤为重要。临盘采油四矿十六队管理着临盘油田唐--肖断块上的76口油井，2口注水井，1992年投入开发，含油面积3.9km2，地质储量为312万吨。随着开采时间得延长，稳产难度越来越大，自2010年以来通过深入分析，精细管理，躺井指标呈逐年下降趋势，特别是2012年控躺井取得了非常显著的效果，截止到2012年4月份，实现连续3个月未躺井，创历年新高。第1章基本概况1.1检泵周期的定义检泵周期是机械采油中一项重要的综合性经济技术指标，油田开采管理工作已把检泵周期作为一项重要考核内容，用以评价技术管理和生产管理的水平，油井免修期的延长，说明管理水平高。检泵周期的定义为上次检泵日期与最近一次检泵日期之间的天数和最近一次检泵时间至当前时间的天数，取两者中的大值。就机械采油井而言，抽油机井的检泵周期最长，其次是电动潜油离心泵井，地面驱动螺杆泵井的检泵周期最短。1.2影响检泵周期的因素影响检泵周期的因素是多种多样的，既有地下因素，也有地面因素；既有技术因素，也有管理因素。各种因素相互影响、相互作用，任何一个环节出了问题都会造成检泵作业，近年来引起检泵的主要原因是深井泵故障、杆柱断脱及管柱漏失三大部分。老油田井筒状况日趋复杂，管杆老化、套破严重，导致杆柱断脱、油管漏失检泵频繁。井筒状况复杂，砂、蜡、垢导致深井泵故障增加，管住丝扣漏失导致频繁上修，低产、高含水井是导致频繁上修的又一原因。1.2.1井筒结蜡在油藏条件下蜡一般处于溶解状态，在开采过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解在原油中的石蜡结晶析出、长大、聚集和沉积在管壁等固相表面上。油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一。同时结蜡会影响流体举升的过流界面，增加流体的流动阻力，从而引起蜡卡现象。1.2.2管杆偏磨管杆偏磨始终是检泵的主要原因之一，在腐蚀因素的影响下，偏磨和腐蚀相互作用，加快管住失效的速度。造成管杆偏磨的主要原因有一下几个方面：（1）、井身结构是造成管杆偏磨的主要原因近几年来随着斜井、定向井、侧钻井数的不断增加，直接导致管杆偏磨油井不断增加。而对于直井而言，由于钻井过程中位移和方位角的变化，以及后期各种增产措施等原因，使得老井地层压力不断变化，造成地应力的变化使套管弯曲变形，造成管杆接触偏磨，而这一现象随着油田的不断开发越来越严重。（2）高含水对偏磨的影响当油井产出液的含水大于74.02%时，产出液换相，由油包水型换为水包油型，管杆表面也由亲油性变为亲水性，管柱表面也由亲油性变为亲水性，管柱表面失去了原油的润滑作用，杆、管偏磨加剧。同时产出水直接接触金属，产出水中的硫酸盐还原菌在烃类物质条件下把水中硫酸根还原，生成H2S等腐蚀介质，腐蚀使管杆表面更粗糙，加剧了管杆偏磨。（3）高参数对偏磨的影响随着抽汲参数的加大，抽油杆所受轴心分布力下降，而泵端集中轴向压力增加，造成抽油杆柱偏磨。（4）低沉没度对偏磨的影响在低流压下，原油在井底脱气比高流压下严重。原油进入油管后，在油管内分离出来的气体就少，使油管内液体压力相对较高，早曾抽油杆柱下行阻力增大，易造成抽油杆偏磨。(5)结蜡对偏磨的影响管柱结蜡段流体通道变小，摩擦阻力上升，致使抽油杆下行阻力增大，使结蜡段上部抽油杆发生弯曲偏磨，油井结蜡不是产生管杆偏磨的主要原因，但油井结蜡会加剧管杆偏磨。第2章唐--肖断块开发现状唐庄地区位于山东省临邑县临盘镇西南，构造上位于惠民凹陷中央隆起带西部，是受构造、岩性控制的断块层状油藏，主要以反向屋脊式断块油藏为主，次之为岩性油藏。含油面积3.2Km2，地质储量256万吨。肖庄地区位于临盘油田西部，东临唐庄构造带，北部为盘河构造带，南部紧邻临南生油洼陷。整体上为发育在张集断层下降盘的一个小型鼻状构造，含油面积0.6km2，地质储量56万吨。临邑洼陷井位图临邑洼陷井位图肖庄唐庄地区盘河地区唐庄肖庄区域位置示意图2.1地层特征唐庄构造极其复杂，断块破碎且小，属于复杂断块油藏。目前已发现了沙三下、沙三中、沙三上、沙二、沙一和东营组六套含油层系。主力含油层系为沙二及沙三，油藏埋深1500-2000米。肖庄区块地层自下向上发育了沙三段、沙二段、沙一段、馆陶组、明化镇组及平原组，东营组地层基本全部剥蚀。主要含油层系为沙二和沙三上，油藏埋深在1410米-1598米，沙二和沙三顶部为河流相沉积，沙三上中下部为三角洲前缘沉积2.2构造特征唐庄构造受临邑大断层，张集断层和唐庄断层三条二级主断层控制，断裂带内主要发育了三组近乎平行于主断层的伴生断层，形成了鼻状构造背景上的断裂带。其主要特点是断块破碎且小，构造复杂，平均单井钻遇3-4个断点，最多达7个，地层产状陡，倾角一般在10-30度之间。肖庄区块整体上为发育在张集断层下降盘的一个小型鼻状构造，内部被1号断层划分为东西两块。东块内部被3条小断层分隔为4个小断块，西块被一条东西走向的南掉断层分为南北两个次一级两块，含油面积0.6km2。2.3储集层特征唐庄区块油层埋深浅，油层物性好，孔隙度20-30%，渗透率50-300毫达西，最高达到2516毫达西，为中高渗油藏。肖庄地区储层渗透率53-2516×10-3um2，平均461×10-3um2。孔隙度21.2-37.8%，平均32%。岩性以粉-细砂岩为主，地层胶结疏松，出砂严重。2.4油层及油水分布唐庄肖庄区块油气主要富集在沿控制断层的层脊部位，含油带一般较窄，为多油水系统，无统一的油水界面，边水不活跃，部分断块存在气顶，主要以弹性驱动为主。2.5油藏特征（1）流体性质唐庄区块由投产井的实际资料统计，地面原油密度在0.8515g/cm3至0.9311g/cm3之间，地面原油粘度在6.19mPa.s至90.45mPa.s之间，地层水矿化度30848mg/l至70639mg/l之间，水型为Cacl2和Mgcl2。肖庄区块地面原油密度0.9048-0.9298g/cm3，平均0.9088g/cm3。地面原油粘度20.2-102.1mPa.s，平均50.5mPa.s，凝固点13-36℃。（2）油藏温度、压力唐庄地区压力系数0.975，地层温度103℃，折地温梯度3.33℃/100m，属于常温、常压系统。肖庄地区原始地层压力14.9MPa，压力系数1.01，地温梯度3.7℃/100米，常温常压系统。（3）油藏类型唐庄地区是一复式油气聚集区，含油层系有七套，即馆三、东二、沙一、沙二、沙三上、沙三中、沙三下，主力含油层系为沙一、沙二、沙三中。该区油气聚集及富集规律是：二、三大断层控制油气聚集，四、五级小断层控制油气富集。油藏类型以断块层状油藏为主，次之为岩性油藏。肖四块油藏类型为受构造控制的常温常压断块层状油藏。第3章唐庄肖庄影响检泵周期主要因素分析3.1生产现状目前，采油十六队管理着唐-肖庄断块上的76口油井，2口注水井，1992年投入开发，含油面积3.9km2，地质储量为312万吨。该队从2010年以来通过深入分析，精细管理，躺井指标呈逐年下降趋势，特别是2012年控躺井取得了非常显著的效果，截止到2012年4月份，实现连续3个月未躺井。2009-2012年躺井统计表日期2009年2010年2011年2012年1-4月躺井数（口）181692开井数（口）305306390165躺井率（%）5.95.22.311.213.2治理措施简介躺井率的降低与我们加强了油水井日常管理有直接关系,在日常管理方面我们从细、从严做起,从油藏精细管理、井筒精细管理及地面精细管理三方面，科学有效地控制躺井。3.2.1油藏精细管理在油藏开发中，资料的全准率在油田的开发中有着至关重要的作用，直接影响到油井生产方案的制定。油井日常维护工作的好坏直接影响管理水平，也是控制躺井的关键。我队加强基础资料录入管理，加强巡回检查制度落实情况，精细油井的过程管理，采取“一井一策”管理法，强化油井日常管理，对于重点井、问题井加密巡查、强化分析，并采取“四个及时”控制法管理即及时发现、及时汇报、及时处理、及时分析油井变化情况。强化油井的日常监控和过程管理，对油井发生的细微变化，及时进行分析处理，有效保证了油井的正常生产。3.2.2井筒精细管理通过对油井原油物性资料的统计可知其中中高含蜡的油井8口、出砂井23口、腐蚀偏磨井9口、气大井12口、有自喷能力井6口。具体情况如下：高含蜡井腐蚀偏磨井出砂严重TA7-C18、TA6-X12L18-1、L18-6TA4-X60、TA4-X65X4-X16、TA7-72TA7-14、TA6-11TA7-C13B、TA7TA6-X12、TA7-1TA7-25X、TA6-X8TA7-41、TA7-C13BTA7-CX46TA4-X65X4-X18X4-X13我们将从以下几个方面努力，减少磨损，腐蚀对油井生产的影响，延长检泵周期。（1）做好加药热洗工作，为油井生产提供有力的化学环境加药工作是管理好油井的一项重要工作，针对不同油井的不同沉没度和产液量，结合原油物性参数，每月制定加药热洗计划，由专人负责，严格按照“三定”原则进行投加，做到“定人、定时、定量”投加，使油井加药达到最佳效果。我队根据油井的粘度、凝固点、含蜡量、矿化度等原油物性资料，确定加药种类、加药数量。目前投加的药剂分别是缓蚀剂、破乳剂和热洗添加剂。缓蚀剂：随着油田的不断开采，油井含水呈上升趋势，我队有6口井的矿化度高于30000mg/L，腐蚀造成偏磨加剧，为此对这6口油井，采取人工投加缓蚀剂，同时采取小剂量多频次的原则，有效减缓腐蚀。井号矿化度密度凝固点药剂名称加药量（kg）加药周期加药方式TA6-11449510.866缓蚀剂21周3次人工TA7-1395590.888缓蚀剂51周2次人工TA7-14379950.898缓蚀剂51周2次人工TA7494290.86334缓蚀剂51周3次人工TA6-X8391120.8595缓蚀剂21周3次人工TA7-41806450.85632缓蚀剂21周3次人工破乳剂：我队目前投加破乳剂主要是X4干线、A1-X1C和A1-X2干线，TA1-X2，TA1-X1C都碰在X4干线上，破乳剂的添加主要针对X4干线。干由加药前的1.35MPA将至加药后的0.9MPA,效果显著。井号矿化度密度凝固点药剂名称加药量（kg）加药周期加药方式TA1-X1C384400.854135破乳剂101周2次人工TA1-X20.85933破乳剂31天/1次自动加药箱X4干线破乳剂101自动加药箱缓蚀剂：我队部分油井由于含蜡量较高，凝固点较高，在生产过程由于结蜡极易导致躺井，为此我队进行科技创新，将污油水回收装置改造成集加药、污水回收于一体的多功能密闭罐车，由一名作业监督负责进行定时、定量加药，灵敏的液位指示装置能很好的控制加药量，由于此装置可容纳2500千克药剂，一次至少可对6口油井进行加药，保证了加药周期。目前有8口油井实施了加药泵车投加热洗添加剂。今年以来对X4-X16、TA4-X60、TA4-X65、L18-64口井进行定期加药热洗，加药29井次，保证了加药热洗质量。序号井号凝固点药剂名称加药量（kg)加药周期加药方式备注1TA7-C1834热洗添加剂3030罐车+泵车（定期冲管）2TA6-X12热洗添加剂30一季度罐车自流3L18-127热洗添加剂30一季度罐车自流自流（定期冲管）4L18-627热洗添加剂3030罐车+泵车5TA7-7226热洗添加剂3050罐车+泵车（定期冲管）6TA4-X60热洗添加剂3030罐车+泵车（定期冲管）7TA4-X6513热洗添加剂3030罐车+泵车8X4-X1629热洗添加剂3030罐车+泵车缓蚀剂10kg通过热洗，结蜡现象明显减轻TA7-C18TA7-C18热洗12方TA4-X60热洗20方热洗前后功图面积明显减小，油井结蜡程度减轻加药热洗总结：药剂针对问题效果缓蚀剂老井腐蚀偏磨严重1、延长了老井检泵周期2、减少了老井躺井率热洗添加剂新井液量大含蜡高1、防止管线蜡堵2、防止含蜡井蜡卡3、降低井口回压破乳剂X4干线长、压力大管线老化、输液量大1、降低干线压力，井口回压，效果显著2、提高泵效（3）合理优化方案设计与油井工作参数。根据油井供液能力及生产情况，合理优化油井管柱及相关参数，使供抽匹配状况最佳化，减少因参数不合理对管杆泵造成的负面影响。今年对TA7-72油井进行参数优化，冲次由4.2调至2.2，减少了地层出砂，减少了油管抽油杆的偏磨频率。同时对出砂严重井，地质作业上报方案时时要求采取防砂措施。日常对于出砂、偏磨井，根据功图远传系统，当上行载荷明显变大下行变小时，调整防冲距（2012年共调整6井次），改变磨损位置，减少对同一地方的磨损而造成漏失增大影响。如：TA7-42X2010年1月6日作业完井至今实现737天未躺井记录。TA7-44从2011年3月15日至今，采取上提1.0m防冲距，实现了327天未躺井记录。X4-4井2006年4月8日检泵至今实现2214天无躺井。X4-x9侧实现1250天。（4）强化作业质量监督管理工作。为加强作业监督实力,我队配备作业监督副队长,班组长做好辅助工作，做到作业井随时有人管,作业质量随时有人把关,重点工序实施全过程监督,作业监督过程中,作业监督人员严格职守,认真监督,严格执行各项规章制度。为了有效减少躺井，制定控躺井奖励机制，将指标细化到班组，激励员工做好油井管理。3.2.3地面精细管理（1）井场规格化。这对油井的免修期也有很大的影响。如基础不水平，驴头不对中，抽油机带病工作等。针对这方面的问题进行治理。针对各井情况，制定管井方案。该加药剂的加药剂，该放套气的放套气，该调平衡的调平衡，该调冲次的调冲次。（2）精细设备维护。做好设备的日常维护，巡线时要求职工认真检查光杆是否发黑，毛辫子是否断股，曲轴箱是否缺油，各部位螺丝是否有松动，加热炉进出口温度。同时充分利用电检、作业，停电的机会，加强对设备的维护保养，杜绝设备带病工作。3.3治理效果2012年，采油十六队精细油井