论文部分内容阅读
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
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