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1、油田延长油水井免修期方法探讨,目 录,一、前 言,二、影响油水井免修期的主要原因,三、作业原因调查和分析,四、延长油水井免修期的方法探讨,五、结论和建议,我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，摸索和改进各种工艺方法，尽可能延长我厂油水井的免修期。,一、前 言,二、影响油水井免修期的主要原因,1,影响油井免修期的主要原因,抽油杆的断脱,抽油泵的漏失,凡尔失灵,油管漏失,1）脱扣。产生的原因：抽油杆的上
2、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。2）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，使杆体表面形成脆层、裂纹等，致使抽油杆腐蚀疲劳；杆体表面有凹痕、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。3)螺纹牙损坏。产生的原因：杆接头的最末一个螺纹牙型不规则，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。4)接箍断裂。产生的原因：上、卸抽油
3、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。,抽油杆的断脱,抽油泵的漏失,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。,凡尔失灵,井液
4、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。,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。,2,影响水井免修期的主要原因,层间矛盾突出，造成的反复层调,套管损坏，造成反复作业,封隔器失效，造成的换封作业,油管漏失,水井的管理不当,三、作业原因调查和分析,1、油井作业原因调查,我厂所属的三个油田七个泉油田、狮子沟油
5、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、采油成本高。由于低类难采油田自身开采成本就大，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异大，造成重复作业。,表
6、 1 2002-2005检泵作业统计表,2、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多次层调作业；七个泉油田注水井套管损坏现象比较严重，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 2002-2005水井作业统计表,3、油井作业原因分析,1）结蜡,目前我们厂各油田采油井均为机械举升方式，即抽油泵采油方式。油井平均单井产油量2.7t/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
7、，抽油泵为44mm、38mm整筒泵，平均沉没度为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II5-9、七II6-8、七评3、七中22、七中19、七中23、七3-10、七3-6、七4-
8、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。,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较严重。在作业过程中发现管柱内壁结蜡分布呈多层状，蜡质较硬。,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。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
9、柳泉、七个泉油田试验应用了部分井，部分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成本就大，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。,2）不合理的杆柱结构和新旧油杆的混用,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、
10、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，管杆的使用档案比较很乱，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。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
11、断裂，本年度使用的光杆均为山东墨龙生产的光杆。,3）油杆的偏磨,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。,4）供液能力,三个油田由于开发中地层能量补充不及时，造成地层供液不足。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。,5）出砂,随着七个全油田注水开发的进行，七个泉部分井产量明显上升，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均因出砂造成检泵。,4、水井作业原因分析,随着油田的不断开发，套损井不断增多，注水井的套损使得
12、分注不能顺利实施，造成开采过程中的层间矛盾，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。,四、延长油水井免修期的方法探讨,从以上分析可以看出，我厂油井免修期的长短，主要取决于清防蜡的效果，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。合理的管柱结构、合理的工作制度在一定程度上也能较少作业量。,1、机械清防蜡器的使用,采用的机械器清蜡。2004
13、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。,2、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，而且大部分井明显运行不平稳，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+16+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4
14、4、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，部分井降低了泵径，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
15、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。,4、调整了泵型和泵的漏失量,2004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砂卡比较严重。随着油田不断开发，油井出砂是不可避免的。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、
16、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，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
17、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，造成采油井的供液不足，生产不能正常进行的普遍现象。在油田开发中对严重供液不足井，间抽是一种及其有效的方法。但间抽不可变避免地要降低产量，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、泵抽时沉没度的变化、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不足，动液面经常在泵周围，出现活塞与泵筒干磨，导致的不能正常生产造成检泵的作业工作量，同时又降低了能耗，节约
18、了成本。 七个泉油田平均检泵周期315天，狮子沟油田平均检泵周期350天，红柳泉油田平均检泵周期229天。七个泉油田间抽井的平均检泵周期537天，狮子沟油田间抽井的平均检泵周期536天，红柳泉油田间抽井的平均检泵周期436天。由此可见对于低产井实行间抽制度，可以起搞这些井的免修期。,7、注水井的修套、分注和强制换封,2001年以前七个泉油田，有注水井10口，但存在套损的井有7口，严重制约了油田的分层开采。为此2001、2002、2003年先后对这些井进行了胀套修复，并实施了分注。对于不能修复的，打了更新井。使得注水井的分注率达到了80%以上。尽可能较少层间矛盾，减少了措施改造的次数。在今年的作
19、业过程中，对分注注井采取以一年强制换封措施，使注水井及时进行调注调配，有效的改善了层间矛盾，在一定程度延长了注水井的免修期。,8、加强井下作业管理,几年来，通过井下作业监督项目组监督制度的不断完善和专业水平的提高，作业质量也在逐年提高。作业一次合格率从2002年84%，提高到了2005年的98%，降低了返工作业次数，同时，对在也过程发现的问题进行及时调整，在一定程度上延长了免修期。,五、结论和建议,1.通过对作业的原因的调查分析，我厂各油田提高免修期所要解决的主要问题是做好油井的清防蜡工作。 2.针对不同油井，进行入井管杆柱的优化，降低抽油杆组合设计不合理造成的断脱。斜井设计合理扶正器的位置，降低偏磨引起的作业量。3对于低于1吨/天的井，实行间抽，减少因供液不足，出现活塞与泵筒干磨，导致的不能正常生产造成检泵的作业工作量。4作业过程发现问题，进行及时调整，如对出砂的井防砂泵的调整。对七4-10、七3-6、七7-2建议在06年的采油方式上应用螺杆泵采油。5加强井下作业管理，提高作业质量，减少重复作业。6通过一些对性延长油水井免修期的方法的应用，使的全厂的免修期由2001年的256天，提高到了2005年的342天。,2005年1-12月全厂完成井下作业工作量248井次，全厂平均免修期342天，全厂平均检泵周期307天。,请各位领导批评指正,