关于改善油井工况管理水平现状探讨

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  摘要:“油井工况分析”是注采基础管理的一项重要内容和手段,本文主要从2016年管理三区油井生产现状,设备现状,工况现状出发,总结围绕供液不足区、断脱漏失区、潜力区、待落实区所做的治理工作和取得的效果,进一步分析工况管理中存在的主要问题,提出下步工况管理建议和对策,以改善油井生产工况,为原油产量的完成提供有力的支持。
  关键词:工况;躺井;治理;分析;管理
  一、上半年工况分析
  (一)基本情况
  采油管理三区2016年6月份开井436口,抽油机井开井388口,平均泵径67.1mm,平均泵挂深度943米,平均冲程3.3米,平均冲次4.8次,平均动液面566米,平均沉没度377米,平均泵效74.8%,平均单耗219KWh,平均检泵周期804天。
  (二)诊断情况和分析
  1、工况分类分析。从上半年工况指标统计表上看,上半年泵效小于65%的井数减少48口,冲次大于8次的井数消除,单耗大于300KWh的井数减少53口,沉没度小于100米的井数减少21口。
  2、低泵效井分类分析。6月份泵效小于65%的井数有117口,与1月份对比井数减少48口,同期对比减少37口。泵径增加0.8mm,冲程下降0.1米,冲次下降0.2次,泵挂上提12米,动液面上升39米,沉没度增加27米,泵效上升0.2%,检泵周期增加35天,日耗电下降30KWh。
  3、高参数井分类分析
  6月份参数大于8次的井全部消除。是由于地面参数优化治理6口,转流线关2口。
  4、高耗能井分类分析。6月份油井单耗大于300KWh的井有68口,与1月份对比井数减少53口,同期对比减少30口。泵径增加2.6mm,冲程增加0.1米,冲次不变,泵挂上提42米,动液面上升68米,沉没度增加26米,泵效上升3.1%,檢泵周期增加21天,日耗电降低7KWh。
  5、低沉没度井分类分析。沉没度小于100米泵效低于65%的井有42口,与1月份对比井数减少21口,同期对比减少16口。泵径增加1.9mm,冲程不变,冲次下降0.3次,泵挂上提17米,动液面上升11米,沉没度减少6米,泵效上升2.4%,检泵周期增加116天,日耗电下降20KWh。
  二、上半年躺井分析
  2016年躺井计划174口,上半年计划90口,实际躺井82口,比计划减少8口,同期对比减少26口。其中杆类问题32口,占躺井总数的39.1%,油管类问题26口,占躺井数的31.7%,泵活塞问题17口,占躺井数的20.7%,其他原因躺井7口,占躺井数的8.5%。2016年上半年扶井44井次,成功44井次,扶井成功率100%,其中管理区扶井2井次,作业队捞杆18井次,东方捞杆24井次,同比增加20井次。扶井数增加的主要原因是低油价形式下,产量较低井无法作业处理,采油厂加大了捞杆扶井的投入。
  1、躺井变化趋势。躺井变化情况:从1-6月份躺井情况看,6月份与1月份对比呈下降趋势。
  2、躺井原因分析。(1)杆类躺井原因分析。杆类躺井数上半年32口(螺杆泵3口),占躺井数的39.1%,平均泵径69.9mm,平均冲次5.2次,平均沉没度334米,平均泵效65.3%,平均检泵周期568天,平均单耗246 KWh。(2)管类躺井原因分析。管类躺井上半年26口,占躺井数的31.7%,平均泵径63.9mm,平均冲次4.8次,平均沉没度690米,平均泵效39.4%,平均检泵周期521天,平均单耗206KWh。(3)泵类原因躺井分析。泵类躺井上半年17口,占躺井数的20.7%,其中泵漏9口,活塞断脱井8口,平均泵径66.9mm,平均冲次5.2次,平均沉没度495米,平均泵效54.3%,平均检泵周期544天,平均单耗228KWh。(4)其他原因躺井分析。其他躺井上半年7口(电泵井2口),占躺井数的8.5%,平均泵径67.4m,平均冲次3.8次,平均沉没度303米,平均泵效55.3%,平均检泵周期627天,平均单耗191KWh。
  三、长寿井分析
  2016年长寿井计划126口。6月份免修期在730天以上的有106口,与年计划相比差20口,与1月份对比减少17口,其中抽油机井免修期在730天以上的有92口,与1月份对比减少5口,泵径减少1.5mm,冲程不变,冲次减少0.5次,泵挂加深49米,动液面上升8米,泵效上升4.5%,检泵周期增加17天,日耗电下降42KWh。
  四、上半年围绕躺井、工况所做的工作
  1、做好源头治理工作,为躺井控制工作奠定基础
  (1)有潜力井实施大泵径小参数,降低生产参数,提高泵效。对一些地层能量充足的井实施大泵径小参数措施8口,平均泵径上升15.8mm,平均冲次下降1.9次,日液增加317.2吨/天,日油增加4.2吨/天,平均泵效增加42.5%。(2)断脱漏失区井实施低效检泵,降低生产参数,提高泵效。断脱漏失区井实施低效检泵调小参数措施58口,平均冲次下降0.5次,日液增加1066.8吨/天,日油增加41.3吨/天,平均泵效增加25.8%。(3)供液不足区井实施小泵加深泵挂增加沉没度,提高泵效。供液不足区井实施小泵加深泵挂增加沉没度7口,平均泵径下降5.5mm,平均泵挂加深167米,平均冲次下降1.1次,日液增加47.8吨/天,日油增加5.3吨/天,平均泵效增加30.3%。
  2、实施地面管理措施,优化油井工况管理
  (1)参数偏小区实施上调参数,提高油井产量。上半年对泵效大于50%、沉没度大于300具有一定潜力的油井实施上调参数工作,提高油井产液能力,共实施24井次,平均冲次上升1.1次,日增液量265.4吨/天,日增油量14.3吨/天。(2)供液不足区井实施下调参数,提高泵效。供液不足区及偏磨严重井实施实施不动管柱参数优化工作115井次,平均冲次下降1次,平均单井日液下降5.2吨/天,平均单井日油下降0.1吨/天,日节电量4288KWh。   3、大力开展躺井扶井工作,有效控制躺井
  上半年共组织扶井44井次,其中管理区扶井2井次,作业队捞杆18井次,东方捞杆24井次。
  4、做好水井治理工作,增加注水井点
  一是加强注水井洗井工作:上半年计划洗井240井次,实际完成280井次,平均单井日增水量13.5m3;二是做好水井作业治理工作,上半年共实施水井作业措施44井次,日增水量627m3;三是地面管线更换工作:组织12口注水井更换单井管线2800米,更换后減少了重复停井处理穿孔等工作量,有效提高了注水时率。
  五、下步控制躺井方向和措施
  1、强化单井资料录取和分析工作。
  (1)强化日常资料录取分析工作。要开展资料录取分级分类分岗位管理工作,从职工、技术员、站长全员参与做好资料录取与分析工作。(2)开展旬度和月度工况分析工作。技术员每旬要对单井进行分析和会诊,分析单井生产变化趋势,结合功图分析单井工况现状,及时制定下步优化措施。月度要对全部油井进行上图评价,整体评价工况变化情况,对于非合理区制定下步整改措施。
  2、做好源头治理工作,提高油井工作效率,实现超前控制
  (1)注采站对需上修作业井要充分论证,结合油层、井筒、地面“三位一体”做好资料分析工作,详细落实开发数据、作业简史、井组动态、单井工况、地面设备资料情况,合理确定单井产液量,提出作业方案。(2)管理区要结合近几年开发生产情况,总结生产技术管理经验,从地质、生产、运行三方面进行论证和会诊注采站单井方案,从产能、单耗、工况分析单井情况,制定最优作业方案。
  3、做好油井的参数优化工作,提高单井泵效
  做好群扶调参工作的审核把关工作,针对杆管存在偏磨现象单井不采取参数上调工作,对于调参不见效单井及时采取回调措施,同时做好高参数、低泵效单井的参数优化工作,减缓杆管偏磨,从而控制躺井。
  4、做好水井治理工作,改善地层环境,保证合理供排关系
  (1)强化以攻欠增注为主的水井地面工作量。(2)做好水井作业治理工作。(3)按季度定期清洗水表、单流阀组织工作量实施。
  参考文献:
  [1]高延超.抽油机井示功图识别与油井工况分析,中国石油和化工标准与质量
  [2]徐俊.油井工况分析技术的实现,西部探矿工程
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