降低抽油机井躺井率措施探析

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1、降低抽油机井躺井率措施探析　　摘要：本文分析了地层因素的变化对躺井的影响；从原油物性和和井筒因素方面，分析了稠油、腐蚀、泵的因素、偏磨等对躺井的影响。从防腐防偏磨一体化治理、优化设计、优化防砂等方面，推进精细化管理，在降低抽油机井躺井率实践方面取得了较好的效果。关键词：抽油机井躺井率措施探讨0引言抽油机井躺井率是衡量油田开发水平的一项重要指标。孤岛采油厂近几年躺井率在4.5%以上，随着进入特高含水开发阶段，抽油机井躺井率有进一步上升的趋势，影响了油田的开发效果。为了达到挖潜增效、高效开发的目标，从油藏、工艺、管理

2、多角度对引起躺井的原因进行分析，通过攻关技术攻关，有效降低了抽油机井躺井率，达到了减少多轮次井，降低躺井率，降本增效的目标。1抽油机井躺井原因分析1.1油藏因素5（1）地层能量变化引起不供液导致的躺井对于注水开发单元，地层欠注量逐年增加，地层能量逐年下降，动液面随之下降，导致油井供液不足关井。2012年统计的躺井中，因不供液造成的躺井有145口，其中42口井是因为地层能量下降造成的躺井。（2）地层出砂引起的躺井孤岛油田油井出砂严重，每年防砂工作量均在400口以上。2011年防砂482井次，其中常规井230井次，热

3、采252井次。因出砂造成砂卡泵躺井86口，因出砂造成地层堵塞59口，因出砂堵塞防砂管45口（表1）。1.2原油物性因素造成抽油机井躺井原油物性因素导致躺井的主要原因为油稠、结蜡而造成泵和管柱的堵塞、抽油杆断、光杆下不去、光杆断等，这类原因占造成抽油机井躺井数量增加。1.3偏磨引起的杆管失效腐蚀、偏磨井主要集中在孤一油藏经营管理区404站。近几年，随着开发程度的增加，该站腐蚀偏磨共存井逐年增加，目前已经达到15口。1.4泵的因素这几年泵的因素造成的躺井抽油泵造成的躺井数持续增加，是导致躺井的主要原因。其中，柱塞上压

4、冒断脱、固定阀漏失、泵筒腐蚀柱塞磨损是主要原因，也是下步降低抽油机井躺井率的重要措施实施方向（表2）。1.5生产参数不合理5生产参数不合理造成的躺在油井生产过程中，必须保证其在合理的生产参数下运行。如果生产参数不合理，要及时优化杆级组合、更换老化杆柱、调整泵的工作参数、优化管柱组合，确保合理泵，减少因生产参数不合理造成的躺井率上升。2降低躺井率措施2.1推进精细管理优化举升配套。减少举升系统造成的躺井在优化设计工作中，以开发单元为对象，以提高单元效率为目标，按吨液耗电量进行目标分解，建立单元系统效率优化体系，把油

5、井宏观控制分析、优化设计技术相结合，通过油井宏观生产状态评价，有方向、有目标地对单井进行问题诊断与分析，巩固提高改进措施、固化管理制度流程，结合油井参数优化设计进一步制定整改措施。2.2防腐防偏磨长效治理技术对腐蚀偏磨特别严重的井实施了内衬管+抽油杆减磨接箍或内衬管+连续杆防偏磨工艺，对腐蚀严重的进行了缓蚀剂评价筛选，加药剂量评定，实施了套管加药或泵下加固体缓蚀剂防腐工艺，并进行了现场腐蚀速率动态监测，全部采用防腐耐磨抽油泵，使防腐蚀与防偏磨有机结合起来。通过两年的防腐防偏磨长效一体化治理技术的应用，实施后生产周

6、期延长明显，有效地降低了躺井率。2.3优化防砂工艺5在防砂技术改进方面，改变了常规防砂理念，推广适度防砂和控水防砂技术。2012年实施控水防砂一体化工艺11口，实施后，初期含水下降5.5%，日油增加2.39t；实施防排沉一体化6口，与上周期相比，平均单井动液面上升179m，平均单井日增液12.9m3，增加l9.2%，平均防砂有效期已经延长125d。2.4对抽油泵的改进针对高含水、高腐蚀、出砂、出聚造成的泵漏失、断脱问题，2012年对抽油泵进行了第3次改进，主要是增加了游动阀罩的厚度，缩短了游动阀的起跳行程，把锚定

7、改为点焊。对12台改进泵进行了跟踪。实施后，从泵效变化规律看，有明显改善效果，泵高效期得到了延长。改进泵实施后，躺井总数中泵的因素同期相比有明显减少。3降低抽油井躺井率的方法探讨3.1提高抽油泵适应性降低抽油泵造成的躺井建议下步首先对泵的结构进行改进。改进方法，将游动阀下移，由闭式罩改成开式罩，开式罩上部接出液口，并和抽油杆连接，避免阀球对内壁的创击，为了减少改进后出砂对泵的影响，采用软密封皮碗起刮砂作用。3.2建立预警机制5通过对造成躺井的因素进行系统分析，利用载荷控制图、作业质量监控图、工况图、泵效变化曲线作

8、为躺井预警的管理措施，以躺井管理标准化、扶井操作程序化为工作方法，形成“三图一线一化”技术，把该技术作为躺井预警技术。3.3改进特殊井管理针对易出砂稠油油藏，出砂、结蜡、结垢、腐蚀的井较多的特点，以及抽油机井、螺杆泵井、电泵、喷射泵、自喷等井，给油井的管理带来一定的难度。要建立对应的出砂井、稠油井的管理、光杆缓下井、边水活跃油井、间歇出油井、螺杆泵井、喷射泵井、垦西断块、