论文部分内容阅读
文南油田的油藏性质属于异常高压、高温、高盐、低渗、高气油比的复杂断块油气藏。油藏埋藏深度2210～3800m之间，主力油层压力系数1.2-1.8，地层温度100-140℃，地层原始孔隙度16.1-20%，渗透率15-150×10-3μm2，地层水矿化度22-34×104㎎/l，纵向层系多、层间差异大，层间矛盾突出，低产低能井也逐渐增多。
躺井分因素对比
经过近几年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。随着投入不足、油田含水上升、泵挂加深、开井数增加等不利因素的影响，近3年总躺井数没有出现大幅度下降，但是短周期检泵井所占的比例得到了有效控制，油井平均免修期一直在上升。
分析2016年躺井形势，主要因素对比，所存在的主要问题是：
偏磨+21井次、结垢+13井次、管老化+12井次；杆质量-19井次、管质量-9井次。
对控躺工作运行中的新问题，2017年重点针对防偏磨、治理结垢、油管的深度挖潜应用等多方面进行了一系列的研究。
取得的主要创新成果
开展了偏磨井调查治理。通过调查，在已经完井开抽的偏磨严重井进行地面再配套。经过试验研究，对旋转光杆装置进行优化优选。把历年来的光杆悬转器进行效果对比、经济性对比，筛选配套了一种拉线式光杆悬转器。目前新式光杆旋转器安装了45套，各类光杆悬转器共使用147套。
现场跟踪与理论分析结合
为了科学剖析躺井问题，控躺项目组主要成员坚持两个深入：一是深入作业现场跟踪，二是深入采油区组织分析。先后四个采油区召开了躺井原因讨论会6次，由技术管理科、工艺研究所、准备大队、作业四大队的控躺负责人，与采油区结合，把近3年来的多轮次躺井逐井讨论，深层次解剖了工作上的问题和不足，提出改进建议。
经过对每个采油区控躺工作的梳理，制定、实施了32口井的加药措施、16口井的防偏磨措施，共48井次工作量。合理优化参数，根据供液能力的变化，及时下调冲次。资料显示，平均单井冲次与去年对比，增0.03次/分；与2015年对比，降0.02次/分。在很大程度上减轻了杆柱惯性载荷，减少了应力比，在很大程度上延长了抽油杆使用寿命。
特殊井治理技术
在专用缓蚀剂的使用方面，针对注CO2见效井的特点，创新管理方法。对特殊井的腐蚀治理，一是更新了85台智能连续加药装置。井口连续加药井数到2017年底已经达到了249套，其中智能加药装置达到236台，保证了投加均匀、投加量调节方便、投加有效。二是对采出液的酸性评价，通过简单有效的试纸方法，从一开始就根据酸性的变化调节加药量。三是井下测腐环、地面挂片相结合，有效评价腐蚀速率，及时调整加药浓度。
防偏磨技术的创新：如三区WX86井，通过创新性地在末根油管上接旧泵筒、井口旋转装置、旋转悬绳器等，经过治理，检泵周期由原来的平均76天延长到203天。四区W269-31井，主要存在结垢、尼龙扶正块易碎的问题，检泵周期65天，经过对注塑杆的调整，已达到402天。一区W179-5井以前平均检泵周期3个月，通过配防腐悬挂泵、利用摻水装置加药等措施，目前达到4个月以上仍继续生产。
现场应用效果
2016-2017年未发生结盐躺井，结蜡躺井在2016年4井次，2017年发生1井次。
结垢躺井大幅度减少
结垢躺16井次，同比减少24井次。其中免修期180天以下9井次，同比减少2井次。结垢躺井大幅度减少，主要原因是针对近几年结垢躺井日趋严重的问题，在2015年-2016年试验使用新型阻垢剂，2017年推广使用，目前使用19口井，并对结垢躺井纳入采油管理区考核，收到一定效果。
腐蚀躺井增加
腐蚀躺井28井次，同比增加9井次；其中免修期180天以下的10井次，同比增加8井次。表现为井次增加、短周期躺井增加。
目前井口连续加药井数235口，其中智能加药装置148口、撞击式加药75口、重力式加药10口、掺水泵掺水时加药2口。加药覆盖率50%（抽油机开井总数470口）。
泵老化躺井躺井减少
泵服役超500天的躺井同比减5井次。主要是泵老化导致的凡尔罩断、漏失等去年8井次，今年3井次。
工艺配套躺井情况
工艺配套躺井56井次，与去年持平。其中180天以下井次7井次，同比减6井次.主要是管裂缝增加4井次。其中影响因素主要是原磨损过的油管二次下井，导致检泵周期短。典型的如W33-211送井试压合格管下井74天磨出裂缝；其次影响因素为腐蚀加剧了偏磨，有8口井存在腐蚀与偏磨共同作用导致的躺井，井号为W269-8、NW72-126、W138-49、W269-17、W33-211、W95-112、W179-5、W33-C416，其中2口井在180天以下（W33-211、W179-5）。
其它方面：结蜡增加1井次：W79-172免修期210天。因采油区不同意配套定位热洗装置导致无法洗井，造成蜡卡。
在工艺配套管理上，体现在“一井一策”地根据现场跟踪情况，及时变更配套主案。对偏磨、腐蚀严重的油井进行多重技术配套，改善管柱设计，争取免修期达到长寿井的500天。
躺井总井次大幅减少
2017年1-12月躺井215井次，平均免修期390天，其中其中免修期小于180天的躺井59井次，免修期大于180天的躺井156井次。与2016年同期对比如表11，躺井总井次比去年同期减24次，免修期180天以下井次减5井次。
结论与认识
1.要研究耐高温、耐腐蚀性能好的内衬管进行防偏磨。
2.加大腐蚀治理进度。一是重点井专项治理；二是强化日常管理，确保药液足量投加。
3.对油管丝扣漏失井，一是查找油管漏失段，二是判别清楚影响漏失因素，诸如腐蚀、丝扣老化、上扣不紧等，要把漏失段的油管单独检测，针对性地采取措施。
4.在高含水阶段，偏磨、腐蚀、结垢对躺井的影响极大。日常应用的七防工具价格低廉，适应性强，需要通过与生产参数的优化有机结合才能取得更好效果。
5.技术的现场应用需要持续评价与改进机制，提高技术适应性；针对个别现场应用效果有限的井及区块，及时研发新的工艺技术，最终实现长期效益的开发。控制躺井是一个全面系统的工程，需要工艺技术配套与优质高效的防腐、防垢等后期管理相结合才能最终达到预定效果。
躺井分因素对比
经过近几年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。随着投入不足、油田含水上升、泵挂加深、开井数增加等不利因素的影响，近3年总躺井数没有出现大幅度下降，但是短周期检泵井所占的比例得到了有效控制，油井平均免修期一直在上升。
分析2016年躺井形势，主要因素对比，所存在的主要问题是：
偏磨+21井次、结垢+13井次、管老化+12井次；杆质量-19井次、管质量-9井次。
对控躺工作运行中的新问题，2017年重点针对防偏磨、治理结垢、油管的深度挖潜应用等多方面进行了一系列的研究。
取得的主要创新成果
开展了偏磨井调查治理。通过调查，在已经完井开抽的偏磨严重井进行地面再配套。经过试验研究，对旋转光杆装置进行优化优选。把历年来的光杆悬转器进行效果对比、经济性对比，筛选配套了一种拉线式光杆悬转器。目前新式光杆旋转器安装了45套，各类光杆悬转器共使用147套。
现场跟踪与理论分析结合
为了科学剖析躺井问题，控躺项目组主要成员坚持两个深入：一是深入作业现场跟踪，二是深入采油区组织分析。先后四个采油区召开了躺井原因讨论会6次，由技术管理科、工艺研究所、准备大队、作业四大队的控躺负责人，与采油区结合，把近3年来的多轮次躺井逐井讨论，深层次解剖了工作上的问题和不足，提出改进建议。
经过对每个采油区控躺工作的梳理，制定、实施了32口井的加药措施、16口井的防偏磨措施，共48井次工作量。合理优化参数，根据供液能力的变化，及时下调冲次。资料显示，平均单井冲次与去年对比，增0.03次/分；与2015年对比，降0.02次/分。在很大程度上减轻了杆柱惯性载荷，减少了应力比，在很大程度上延长了抽油杆使用寿命。
特殊井治理技术
在专用缓蚀剂的使用方面，针对注CO2见效井的特点，创新管理方法。对特殊井的腐蚀治理，一是更新了85台智能连续加药装置。井口连续加药井数到2017年底已经达到了249套，其中智能加药装置达到236台，保证了投加均匀、投加量调节方便、投加有效。二是对采出液的酸性评价，通过简单有效的试纸方法，从一开始就根据酸性的变化调节加药量。三是井下测腐环、地面挂片相结合，有效评价腐蚀速率，及时调整加药浓度。
防偏磨技术的创新：如三区WX86井，通过创新性地在末根油管上接旧泵筒、井口旋转装置、旋转悬绳器等，经过治理，检泵周期由原来的平均76天延长到203天。四区W269-31井，主要存在结垢、尼龙扶正块易碎的问题，检泵周期65天，经过对注塑杆的调整，已达到402天。一区W179-5井以前平均检泵周期3个月，通过配防腐悬挂泵、利用摻水装置加药等措施，目前达到4个月以上仍继续生产。
现场应用效果
2016-2017年未发生结盐躺井，结蜡躺井在2016年4井次，2017年发生1井次。
结垢躺井大幅度减少
结垢躺16井次，同比减少24井次。其中免修期180天以下9井次，同比减少2井次。结垢躺井大幅度减少，主要原因是针对近几年结垢躺井日趋严重的问题，在2015年-2016年试验使用新型阻垢剂，2017年推广使用，目前使用19口井，并对结垢躺井纳入采油管理区考核，收到一定效果。
腐蚀躺井增加
腐蚀躺井28井次，同比增加9井次；其中免修期180天以下的10井次，同比增加8井次。表现为井次增加、短周期躺井增加。
目前井口连续加药井数235口，其中智能加药装置148口、撞击式加药75口、重力式加药10口、掺水泵掺水时加药2口。加药覆盖率50%（抽油机开井总数470口）。
泵老化躺井躺井减少
泵服役超500天的躺井同比减5井次。主要是泵老化导致的凡尔罩断、漏失等去年8井次，今年3井次。
工艺配套躺井情况
工艺配套躺井56井次，与去年持平。其中180天以下井次7井次，同比减6井次.主要是管裂缝增加4井次。其中影响因素主要是原磨损过的油管二次下井，导致检泵周期短。典型的如W33-211送井试压合格管下井74天磨出裂缝；其次影响因素为腐蚀加剧了偏磨，有8口井存在腐蚀与偏磨共同作用导致的躺井，井号为W269-8、NW72-126、W138-49、W269-17、W33-211、W95-112、W179-5、W33-C416，其中2口井在180天以下（W33-211、W179-5）。
其它方面：结蜡增加1井次：W79-172免修期210天。因采油区不同意配套定位热洗装置导致无法洗井，造成蜡卡。
在工艺配套管理上，体现在“一井一策”地根据现场跟踪情况，及时变更配套主案。对偏磨、腐蚀严重的油井进行多重技术配套，改善管柱设计，争取免修期达到长寿井的500天。
躺井总井次大幅减少
2017年1-12月躺井215井次，平均免修期390天，其中其中免修期小于180天的躺井59井次，免修期大于180天的躺井156井次。与2016年同期对比如表11，躺井总井次比去年同期减24次，免修期180天以下井次减5井次。
结论与认识
1.要研究耐高温、耐腐蚀性能好的内衬管进行防偏磨。
2.加大腐蚀治理进度。一是重点井专项治理；二是强化日常管理，确保药液足量投加。
3.对油管丝扣漏失井，一是查找油管漏失段，二是判别清楚影响漏失因素，诸如腐蚀、丝扣老化、上扣不紧等，要把漏失段的油管单独检测，针对性地采取措施。
4.在高含水阶段，偏磨、腐蚀、结垢对躺井的影响极大。日常应用的七防工具价格低廉，适应性强，需要通过与生产参数的优化有机结合才能取得更好效果。
5.技术的现场应用需要持续评价与改进机制，提高技术适应性；针对个别现场应用效果有限的井及区块，及时研发新的工艺技术，最终实现长期效益的开发。控制躺井是一个全面系统的工程，需要工艺技术配套与优质高效的防腐、防垢等后期管理相结合才能最终达到预定效果。