油井防偏磨综合治理措施

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1、油井防偏磨综合治理措施1　前言　　　　对于低渗透、低丰度和单井产能低的油田来说，原油物性相对又差，随着油田开发时间的延长，地下环境发生很大变化。油井管杆偏磨问题已经成为影响上检率和综合返工率最主要因素之一。针对这一问题我们对造成油井偏磨的原因进行分析，结合目前现有技术和现场实际对油井偏磨进行综合治理。通过2年多的工作取得了一定的效果，因偏磨造成检泵的井数比例逐年降低。　　　　2　偏磨原因分析　　　　(1)油井生产过程中抽油杆柱承受交变载荷作用，产生阻力弯曲管杆偏磨。　　(2)油层自身发育较差，单井产量低，间出井较多，致使部分井点管杆偏磨。　　(3)部分井区注水不受效，随着开

2、发时间的延长，导致井底流压降低，原油脱气严重，粘度升高。　　(4)随着注水开发时间的延长部分油井见水，导致含水上升，原油粘度升高。　　(5)小井眼井工艺管、杆间隙小、阻力大，偏磨严重。　　　　3　偏磨井综合治理　　　　3.1低效间出抽油机井偏磨治理　　3.1.1优化参数，改善泵筒工作状况，降低偏磨速度　　通过防偏磨软件的计算，对油井偏磨影响程度由大到小依次为：冲次、冲程，因此合理的调整油井参数可降有效减轻油井的偏磨程度。在保证不影响产量的前提下，优化油井工作参数，改善泵筒工作状况，降低油井间出程度。针对低效井，参数与产能之间存在较为突出的矛盾，多年来我们一直坚持参数下调的原

3、则。在下调参数的38口井当中，理论排量由15.8吨／日下降到11.5吨／日，泵效由调前的7.6％上升到9.6％，提高2个百分点。有效降低了油井的偏磨速度。　　3.1.2根据低效井成因采取相应治理措施，提高单井产能降低偏磨　　低效井成因：一是由于油层污染、堵塞，导致油井自然产能得不到正常发挥；二是由于注采关系不完善和注水井吸水状况差导致油井不受效。针对低效井成因采取不同治理措施。　　(1)针对油井油层污染、堵塞，导致油井自然产能得不到正常发挥的井点，一直采用各类解除地层污染措施。采用生物酶、微生物和热气酸解堵措施。生物酶解堵措施后初期平均单井日增油1.6t；微生物解堵累计增油

4、48.5t；热气酸解堵效果有待于观察，通过解堵措施提高了单井产能，降低间出偏磨速度。　　(2)针对由于注采关系不完善和注水井吸水状况差导致油井不受效的问题主要从以下几方面解决：对因垢、锈堵塞近井地层，注不进水井点进行酸洗，改善吸水状况，完善报废井区注采系统，恢复油井产量；低压井区及时调整水量。　　　　3.2油稠偏磨治理　　1、从理论分析和现场实践表明，当井底流压低于饱和压力达到一定界限时井底附近油层原油脱气严重，油相渗透率降低，流动性降低，粘度升高，偏磨加剧。因此，确定合理流压是非常重要的。目前，所有油井井底流压均低于这个界限。为了确定井底合理流压我们一直坚持措施井泵挂上提

5、的原则，措施井泵挂上提至射孔顶界以上20－30m。　　2、通过现场试验，对油稠易产生偏磨井点采用固体防蜡管柱防蜡降粘，保持泵筒畅通，有效缓解偏磨。采用固体防蜡管平均产液量按2.0t计算。固体防蜡剂在原油中溶解浓度为5PPM，2根防蜡管总药量9千克，在理想状态下使用期限为800天左右。　　3、对泵筒实行分类细分管理。坚持加药与热洗相结合的原则，根据变化及时调整清防蜡周期和加药量，确保泵筒在良好状态下生产。通过精细管理有效降低管杆偏磨，因偏磨造成检泵比例呈逐步下降趋势。　　　　3.3小井眼偏磨治理　　1、小井眼井采用φ62mm油管，降低阻力　　由于小井眼井工艺管杆间隙小、阻力大

6、，偏磨严重，易出现杆断、管漏等问题，井筒管理难度大，日常维护费用高。历年来小井眼井上检率远远高于常规井，有效检泵周期远远低于常规井。　　因此，自2002年开始，第五油矿小井眼井区开始进行更换φ62mm油管现场试验，更换前管、杆间隙4.2mm，更换后为10.0mm。油套间隙由14.3mm下降为6.1mm。现场试验结果不影响低压油套环空测试。截止目前共有5口小井眼井采用φ62mm油管，效果非常理想。从实际试验结果看这种方法是有效可行的。5口井更换后情况。　　　　3.4克服抽油杆交变载荷防偏磨治理　　由于抽油杆柱在运行过程中承受交变载荷作用，加剧了油管的疲劳程度和管杆偏磨，因此采

7、用了软锚定油管锚技术。该装置由中心管、防转锚、解封销钉、周向固定装置等组成。靠橡胶胶筒锚定，不会造成套管损伤。油管锚锚定力为7t以上，抽油机井管柱的交变载荷一般不超过2.5t，因此可实现油管的可靠锚定，减少冲程损失，可有效降低偏磨程度。　　　　3.5对偏磨、老化重复使用管杆综合治理　　由于现场管杆重复使用，同时缺乏有效的检测技术，杆断、管漏重复检泵现象突出。采取更换偏磨井段管柱和杆柱，同时又加大偏磨段管杆更换力度，有效降低重复检泵现象　　　　3.6对偏磨造成检泵井点采用防偏磨装置　　几年来针对偏磨造成检泵井点一直采