武强油田生产现状

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1、武强油田生产现状一、概况武强工区目前总井74口，开井58口，1-5月份共发生检泵小修作业26井次，23口井，占开井数的42.1%，平均检泵周期282天。经统计，自2009年开始至今武强油田含水逐渐呈上升趋势，由2009年底的64%上升到2012年5月的75.7%，检泵井次又呈现逐年增加的态势，虽然今年1-5月份全厂检泵井次与往年相比大幅度下降（所占开井数比例由21%左右下降到19.7%），但武强油田检泵井次没有下降（2011年53井次29口井，1-5月份26井次23口井），虽说工区、工程所近两年也做

2、了大量的工作，比如工区研发加工了井下加药装置，现场加药方式、工作参数的优化，工程所也加大对武强工区的投入，包括年初积极为工区争取药剂专项、持续投入开展腐蚀分析及治理等，但目前产量形势依然十分严峻。二、油井综合情况分析6根据武强油田近几年来的作业情况，以及油井含水，原油物性等原因综合分析我们可以看出，武强油田油井存在以下特点：1、腐蚀油井越来越多，腐蚀情况越来越严重09年武强腐蚀作业16井次，2010年腐蚀作业井20井次，2011年因腐蚀作业井次22井次，2012年1-5月共发生检泵小修作业26井次，

3、现场发现存在腐蚀问题的达到了23井次。近几年来通过和西南石油大学及设计院合作，进行武强油田腐蚀因素分析及治理技术研究。经过现场取样，室内分析，确定产出液总矿化度介于44000.00～88000.00mg/L之间，最高达88151.00mg/L；Cl-离子浓度介于25000.00～53000.00mg/L之间，最高达52855.95mg/L（强60井）。无论是研究单位还是科研院校均确定造成武强油田腐蚀的因素为高矿化度（主要腐蚀因子为Cl－）水质和高CO2酸性腐蚀气体。2、随着含水上升，使得腐蚀越来越严

4、重含水的升高，会使抽油机井杆管环境条件发生改变，抽油机井产出液有油包水型转变为水包油型，杆、管优先水湿，润滑剂由原油变为水，失去了原油的润滑作用，摩擦系数增加，增大了杆管之间的摩擦力，加快了抽油杆、管的磨损程度。同时油管内产液密度的增加可以增加抽油杆柱的浮力，从而减小抽油杆的分布力，使杆柱弯曲的临界压力降低，抽油杆柱较容易弯曲。含水的上升加快了油井杆管偏磨腐蚀速度，腐蚀问题随着含水的上升而不断上升。3、井身结构随着泵挂深度增加变化越来越复杂，影响越来越大武强油田目前开井58口，平均泵深2011.9m

5、6，其中造斜点在泵挂以上的斜井23口，最大井斜角27.23度，基本在1500m开始造斜，井斜是造成杆管偏磨不可避免的因素。而武强油田腐蚀油井大部分应用是防腐蚀抽油杆，本体无法安装插接式扶正器，杆管间的磨损使得防腐层脱落，进一步加剧了偏磨。1-5月份作业29井次（维护26井次，措施3井次），其中6口井存在偏磨（斜井4口），17口井腐蚀（斜井5口），7口井既偏磨又腐蚀。偏磨和腐蚀可以互相促进，腐蚀导致杆管表面钢质受到破坏，强度降低，同时加快了磨损的速度，严重时造成杆断、管漏而上作业。4、部分油井粘度大，

6、胶质沥青质含量高，伴随着油井腐蚀，维护难度进一步增大武强油田包含强19、强26、强2、强37、强49五个断块，平均断块地面原油粘度180-620mPa.s，个别断块部分井如强26-10粘度高达2917mPa.s，由于油稠，胶质沥青质含量高，造成抽油机负荷增加，加大了油井维护的难度。原油分析报告表井号：强26-10X报告编号：2010-O-21深度：2805.0-2838.8米分析日期：2010-1-15颜色含水量%2.10密度(g/cm3)ρ200.9421　含盐量(mgNaCl/L)　ρ500.9

7、225　机械杂质　ρ100　　闪火点开口度　　　　闭口度　粘度mPa.s50度2917.00　凝固点度　沥青质+胶质%79.54初馏点179摄氏度含蜡量%4.195、资金不足，杆管更换数量无法满足现场腐蚀治理的需要，缓蚀药剂量不够，添加方式不合理以及药剂缺乏检测手段，造成单井适用性差；防腐蚀抽油杆的本体扶正缺乏相应的技术手段，造成防腐层脱落，失去防腐蚀作用。三、应对措施1、对腐蚀严重的油井添加缓蚀剂，力求从源头进行治理。2012年厂为武强油田油井配备了缓蚀剂8t，以减缓杆管的腐蚀。6目前对腐蚀严重的

8、16口井添加缓蚀剂，5口井应用了井下点滴加药装置（19-33、60-3、2-23、2-7、19-24）。附下表武强油田单井缓蚀剂加药制度但是没有专门针对单井进行缓蚀剂筛选，现场所用药剂和联合站用缓蚀剂一致。16口井中1-5月份有10口井进行了检泵，其中6口井为油管漏。2、应用防腐蚀抽油杆及油管阴极保护器减缓杆管腐蚀目前对腐蚀严重的油井应用防腐蚀抽油杆18井次，基本上包含了所有的腐蚀油井，对比先前的HY级抽油杆，检泵周期平均延长原来的2-3倍。油管阴极保护器在武强腐蚀油