低渗油藏躺井成因分析及防治对策探究
2019-10-21张寒
张寒
摘 要:本文针对油井躺井原因进行了分析,并提出了相应的控制措施:通过油井状态确认闭式循环管理流程,从日常管理、群众挖潜、问题处理、作业方案优化等各方面,实现了科学、有效管理,从而减少躺井发生;实施生产任务派工单制度,形成责任到人的严格的考核制度,有效提高运行效率;精心治理各类疑难井,正确研究分析各个井的不同特点对疑难井进行管理。
关键词:油井;躺井原因;控制措施;闭式循环管理
一、基本概况
研究区油品性质以高凝油为主,高凝油特点:(1)含蜡量高,一般在30-45%,最高达53.52%。(2)凝固点高,一般在44℃以上。(3)析蜡点高,一般在54~58℃。
二、躺井原因分析
(一)躺井基本情况:
研究区开井数376口,躺井数302井次,躺井率6.7%,与上年度相比下降1.7%。从各种生产方式的躺井情况看,躺井率最高的是冷抽为8.1%,其次是电热管为6.3%,热线为5.5%,真空隔热管为5.0%,空心杆热水为3.3%,电泵为3.0%,螺杆泵为2.1%。从不同检泵周期情况看,从检泵井生产周期上看,生产周期在100天以内39口,占总躺井数13%,100-200天105口,占总躺井数的35%;200-300天58口,占总躺井数的19%,300-400天43口,占躺井数14.%,400以上57口占总躺井数19%。从躺井类型上看,躺井的主要原因仍是杆断和泵漏,共计233口,占总井数的77%;各种躺井与去年同期对比都有所下降,精细管理见到了一定效果,但泵漏增加23口。
(二)躺井具体分析:
1、杆断分析:
杆脱23口占杆断数18.1%,偏磨断50口占39.4%,本體断46口占36.2%,凡尔罩断6口占4.7%,其他2口。在杆本体断井中,从本体断位置上看,井口50根以内21口占45.7%,井口51至泵上51根19口占41.3%;从负荷情况看,大于作业区平均最大负荷占65.2%,大于作业区平均最大最小负荷差84.8%,分析得出负荷和交变负荷是造成杆本体断的主要原因。从泵型与本体断的关系看,Φ38泵本体断7井次,占本体断数的15.2%,Φ44泵本体断10井次,占本体断数的21.7%,Φ57泵本体断27井次,占本体断数的58.7%,Φ70泵本体断2井次,占本体断数的4.3%。Φ57泵无论占总井数比例、还是占本体断比例都是最高的,57泵杆断我们需要研究的。在杆脱井中,从泵型情况看,57泵和70泵23口占91.3%;从杆脱位置看,泵上30根以内杆脱17井次,占比73.9%;通过以上两项数据分析杆脱主要是挠曲脱扣造成的。2017年偏磨杆断50口,占杆断总数比从去年同期增加6口,上升9.7个百分点。从泵型分布情况看,57和70泵合计42口,占总偏磨杆断的84%;在杆偏磨断井中,从偏磨位置看,偏磨最多的是泵上50根;从具体情况看,泵上1根和怀疑注塑杆串的问题(14井次)需要相关技术部门帮助解决;小泵深井和补层等措施完井未防治(9井次),要加强预防;井斜偏磨(7口)需要认真研究和跟踪,57泵未采取措施7井次。
2、管漏分析
管漏27井次,与去年同期比下降11井次,其中丝扣漏20井次占74%,仍是主要因素。主要原因一是高负荷差造成油管管蠕动加大丝扣漏失;二是油管厂检测设备无法对丝扣部位进行检测。
3、泵漏分析
从106口泵漏井情况看,底阀刺45井次占44%,活塞有划痕22井次占21%,这些都是井下出砂或其他杂质造成的机械伤害,合计占总泵漏数的66%。因此,泵漏主要原因应是出砂或其他杂质影响,这也是提液增大生产压差的必然结果。另外,底阀扩边23井次(指底阀倒角面变形)占比22%,说明硬度偏低,应增加底阀硬度。在对作业区374油井的生产层位统计后发现,油层中部深度高于全区平均油层深度(1854米)的油井,泵漏78井次,占泵漏75.7%,油层中部深度低于全区平均油层深度(1854米)的油井,泵漏25井次,占泵漏24.3%,说明随着开采层位逐变浅泵漏越严重。
三、油井躺井控制措施
(一)实施油井状态确认闭式循环管理
通过油井状态确认闭式循环管理流程,从日常管理、群众挖潜、问题处理、作业方案优化等各方面,实现了科学、有效管理,从而减少躺井发生。
(二)实施生产任务派工单制度
在日常管理过程中,出现热洗、调参、落实产量等任何一种需要基层队配合完成的工作量,都以派工单的方式在当天生产会下发、安排,接收人要确认签字,第二天生产会返馈完成情况。形成责任到人的严格的考核制度,有效提高运行效率。
(三)加大油井问题情况处理
油井出现异常情况时,做到及时发现、及时分析、及时处理,问题井处理“有头有尾”,问题井处理前有依据、有针对性措施,问题井处理后有对比、有效果评价问题井出现后,首先落实3个基础资料:功图、液面、憋泵数据以确认问题判断准确,同时根据井史以及作业过程中反馈的信息制定针对措施。截止目前,年实施各类优化措施113井次,优化泵挂32井次,优化泵型39井次,转生产方式3次,优化参数39井次,延长检泵周期56天。
(四)精心治理各类疑难井
高凝油疑难井主要有易卡泵、泵效高效期短、作业周期短三种类型,分析其主要原因是出砂、杆脱、偏磨造成的,按不同类型采取下防砂泵、安装防脱器、扶正器、注塑杆防偏磨措施,并跟踪效果进行评价,最后归档,作为下次优化依据。疑难井具有问题突出、生产周期短、治理困难的特点,正确研究分析各个井的不同特点是治理这部分油井的重要环节。因此,重点做了以下几项工作:第一、不定期举行疑难井分析研讨会;第二、逐步完善疑难井台账。包括历年作业频次、作业原因、作业过程等项目,相近记录;第三、采取分析、归类、跟踪、建档四步骤管理法则对疑难井进行管理。年累计采取防砂措施36井次,注塑杆126井次,防脱器78井次。
(五)应用设计软件治理杆本体断
我们对主要原因的46口抽油杆本体断井,从断杆位置、负荷、泵型、杆柱组合、沉没度五个方面的数据进行了全面对比,得出以下结果:断杆位置井口50根以内21口占45.7%比例最大,井口51-泵51根断19口占41.3%也比较多。负荷对比结果是大于作业区平均最大负荷占65.2%,大于作业区平均最大最小负荷差84.8%,得出负荷和交变负荷是造成杆本体断的主要原因;57泵型本体断最多占58.7%,且57泵沉没度较小,进一步说明了负荷大是主要原因。另外,对承载不是最高的中间部位杆本体断的19口井进行分析,看到断杆全部是杆组合中的细杆(19杆)。由于提液工作的加大,57大泵挠曲现象的存在,使抽油杆中下部杆既承受拉力又承受螺旋扭力,在两种力的综合作用下,薄弱部位易断(细杆)易断,也就是说该部位需要增加强度。结合以上分析情况,作业区开发了一套杆柱设计软件进行杆柱优化。软件从杆柱长度计算、载荷预测、杆柱强度校核三个方面进行设计,设计软件重点是加强杆柱组合中部和上部强度,将19、22杆组合调整为22、25杆组合,实现年减少躺井36井次,延长检泵周期42天。