躺井原因分析与治理措施

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1、躺井原因分析与治理措施摘要：在对油田躺井问题进行原因简析的基础上，通过实施技术创新、管理创新降低躺井率。关键词：躺井；原因分析；治理措施中图分类号：TE34文献标识码：A文章编号：作为衡量油田开发水平的•个重要依据，躺井率的高低关乎着开井时率、采油时率等关键技术指标。然而，伴随着开发历程的延长和地质条件的H趋复杂，躺井率不可避免地会呈现出增长态势。油井山于长期的开发生产导致地面、井筒、地下存在问题较多，一口井出现问题，往往是多种因素的综合结果。治理躺井要遵循“地面入手、立足井筒、着眼油层”的原则

2、，按照油井工况分类，制订出符合每口井生产实际的技术管理对策。1躺井原因简析随着油FT1步入特高含水开发的后期，井况条件逐步恶化，油井普遍存在腐蚀严重、偏磨加剧等现象，“偏磨井”、“短命井”大量出现。通过对生产方式、地层出砂、含水、井斜拐点位置、动液面变化、清蜡周期、运行参数等全面分析后，躺井主要集屮在注聚驱和后续水驱，而从躺井形式上看，杆管腐蚀偏磨、抽油泵损坏是躺井的主要原因，分别占到躺井率的34.8%和31.5%。从地下、井筒、地面、井史四方面入手，深入剖析近几年油井躺井案例，发现管漏、杆断和

3、有杆泵失效是导致躺井的三大因素，而偏磨、腐蚀、出砂和结蜡则是这些不利因素形成的“罪魁祸首”。2实施技术创新降低躺井率一是针対腐蚀偏磨严重井实施“内衬管+抽油杆减蘑接箍”或“内衬管+连续杆”防偏磨工艺，对腐蚀严重井进行缓蚀剂评价筛选，加药剂量评定，实施套管加药和泵下固体缓蚀剂防腐工艺，采用防腐耐磨抽油泵。在实践中发现，在防腐蚀与防偏磨的有机结合下，防腐防偏磨井治理取得显著成效。二是针対零散稠油或注蒸汽吞吐井生产后期，因黏度过高井筒举升困难导致光杆断脱的躺井，要采取分类治理措施，在水源充足的区块，实

4、施空心杆掺水降黏工艺，完善掺水量、掺水深度的优化。在水源缺乏的区块实施双空心杆环空密闭加热工艺。有的高凝油区块应用了双空心杆密闭循环加热工艺，隔热管入口温度达到70°C以上，井口温度达到50°C至60°C以上，起到了很好的降黏效果。应用后抽油机负荷明显降低，平均电流降低3Ao三是耍把加强螺杆泵检泵维护、延长螺杆泵使用寿命作为降低躺井率的重点工作Z-o通过在螺杆泵IH泵检验、防偏磨治理、工艺配套上做文章，螺杆泵各项指标均呈稳步上升趋势。同时，还要加强水井潜能治理、推广适度防砂和控水防砂技术等工作，

5、对降低躺井率也都能起到很好的推动作用。四是优化杆管投入。在原油生产过程中，由于多种原因造成油井杆管偏磨现象普遍，作业施工免修期短，抽油杆、油管报废现象严重。要根据现场杆管应用及井况，对每口作业井进行全程跟踪，使杆管更换的及时率和到位率均达100%,从源头避免“头疼医头、脚痛医脚”的弊端。在提高杆管修复质量上，可以引进螺纹单项测试仪、超声波测厚仪等质量检测仪器，对抽油杆淬火修复线进行升级改造，加大杆管质量检验力度，全面提升修复杆管的质量。五是在无法采取人规模、高投入防砂治砂措施的情况下，要基于不同

6、油井生产状况、管柱结构、构造位置等影响因素，展开砂井预测、经济治砂技术研究等工作，采取井筒捞砂清砂、加注树脂固沙剂等措施;推广电泵井氮气泡沫冲砂、有杆泵捞砂等工艺;对新补孔油层和有出砂史的井，分别制定相应的管理规范。在井筒简化上，对“封下采上”的油井，推广打塞简化井筒管柱;对管柱易交大修井、卡封间距小、多次卡封无效的井,推广贴堵简化井筒管柱。在抽油泵改进上，结合不同区块特点，推广活塞软密封等技术，延长抽油泵的整体使用寿命。在电泵优化上，推广107耐冲蚀电机、银磷镀防腐电机等设备，加大新机组投入力

7、度，增强举升系统的可靠性。在作业技术上，推广软捞砂、软打塞、胶皮落物处理等快速修井系列工艺，缩短作业时间。3推进管理创新降低躺井率要针对老区稳产难度大的实际，通过建立健全相关机制，以“单元目标一体化”管理为平台，创新管理模式，把管理重心前移，从源头上控制躺井。建立两项机制。一是建立躺井预警机制。对检泵周期小于750天和产量高于3吨的油井建立预警档案，对躺井隐患进行分析，制订不正常时的抢扶预案，提高重点井和频繁检泵井的生产时率。二是建立问题井快速反应机制。充分利用网上实时功图监控系统，提升不正常井

8、的处理效率，做到早发现、早核实、早解决。实施“两严”管理。一是要严格作业监督管理，优化完善采油矿《作业监督管理办法》、《监督效果跟踪分析制度》等4项制度，严格对作业过程进行跟踪，作业监督员对作业队、作业井特别是重点井、疑难井要严格按制度进行24小时跟踪管理，提高一次交井成功率。二是要严格躺井考核管理，制定目标化管理考核办法、躺井率管理考核办法等，细化分解控制躺井指标。细化“四个环节”。一是要细化油井分类管理，有针对性地制定对偏磨井、出砂井、高负荷井、结垢严重易卡井的分类治理措施。二是耍细化地面设