论文部分内容阅读
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。
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。