低产泵况问题井综合治理探讨

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1、低产泵况问题井综合治理探讨摘要：分析了低产泵况问题井对油田开发及生产管理的影响因素，即漏失时间长、问题时间长、机采井井筒管理难度大等问题，对长期积压低产泵况问题井展开了全面调查，在提高产量的同时，减小对开发的影响，并根据其潜力和影响程度，提出了分类的治理措施。　　关键词：低产综合治理层间矛盾　　　　目前某矿水驱共有泵况问题井75口，日影响产液2353t，日影响产油111t。其中长期积压泵况问题井30口，日影响产液729t，日影响产油32t。这部分井在产量紧张时由于增产能力低被忽略，在产量较为宽松时

2、又考虑成本因素被延迟解决，导致积压时间普遍较长，时间最长的问题井已达四年零四个月。随着注水开发的不断延续，水驱低产泵况问题井影响油田总体开发效果的矛盾日益突出。在“控制生产成本，提高经济效益”的开发形势下，综合考虑开发和经济两个因素，有必要对低产泵况问题井进行措施优化，以改善开发效果。　　一、低产泵况问题井对油田开发及生产管理的影响　　1.1漏失时间长导致井区内注水井吸水状况变差　　油井漏失后，地层压力逐渐上升，生产压差缩小，导致连通注水井吸水能力下降，尤其是吸水量过低进入冬季后易冻井，放溢流不利

3、于环保，挤火油又增加生产成本；在较为集中区域影响大。对启动压力较高的二次加密注水井影响较大，周围5口水井出现了吸水变差，平均油压由12.82MPa上升到12.96MPa，上升了0.14MPa，注水量由627m3/d下降到542m3/d，目前为504m3/d，下降了123m3/d。11口连通油井日产液、日产油分别下降了43t和7t，下降幅度达到17.4%和19.5%，含水上升1.4个百分点。吸水变差后为保证注水合格率对其中3口井进行了方案偏调，配注由290m3/d下调到220m3/d。　　1.2问题

4、时间长导致局部井区压力高易发生套损　　由于低产泵况问题引起地层压力升高，目前某矿有两口定点监测油井，接近连通水井破裂压力，不利于套管防护。例如；B2-2-064井漏失时间为2006年9月21日，问题前日产液41.6t，日产油2.0t，问题时日产液16.7t，日产油1.0t，10个月后2007年7月24日测试地层压力由2006年的11.29MPa上升到12.87MPa，上升1.62MPa，总压差为1.17MPa，地层压力与连通水井破裂压力13.91MPa只相差1.04MPa，憋压现象加剧注采矛盾，易

5、诱发套损。　　1.3低产泵况问题井加大机采井井筒管理难度　　低产泵况井增加了机采管理的难度，主要表现在三方面：一是井筒管理难度大，低产井出现问题后流速降低，结蜡速度加快，洗井周期变短。二是计量难度加大，低产问题井产量明显降低，一些井在冬季量油时为避免冻管线，必须进行折算，使单井计量误差变大。三是设备管理难度加大，泵况井一旦停机，易造成抽油机配件丢失，延误正常启抽。　　二、治理措施　　本着治理低产低效、减缓套损、确保地下形势稳定、进一步挖潜的原则，针对积压时间较长的30口低产泵况井进行分类，除10口

6、井暂时不具备处理价值外，对其余20口低效泵况问题井提出了具体解决建议，同时针对关井的井，开井后相当于周期采油，进一步挖掘潜力。　　2.1针对由于低产泵况问题影响注水井水量低，冬季管理难度大的井建议抽改螺　　该类井共有2口，检泵开井后预计平均单井日增液12t，日增油2t。如B3-342-55井，2006年9月29日漏失，日影响液6t，影响油0.8t，导致对启动压力较高的三次加密注水井影响较大，其主要连通水井3-342-56井吸水变差，油压由12.81MPa上升到12.94MPa，上升了0.13MPa

7、，日吸水量由原来的23m3降为目前的1m3，进入冬季管理难度增大，建议对该井实施抽改螺。　　2.2建议对易产生套损井区的低产泵况问题井进行检泵　　该类井共有2口，检泵开井后预计平均单井日增液14t，日增油1t。例如：B2-2-064井漏失时间为2006年9月21日，问题前日产液41.6t，日产油2.0t，问题时日产液16.7t，日产油1.0t，10个月后2007年7月24日测试地层压力由2006年的11.29MPa上升到12.87MPa，上升1.62MPa，总压差为1.17MPa，地层压力与连通水

8、井破裂压力13.91MPa只相差1.04MPa，憋压现象加剧注采矛盾，易诱发套损。目前井区地层压力很有可能与连通水井破裂压力相近，对预防套损极为不利。　　2.3优化调整措施方案，实施精细挖潜　　（1）多年来未上措施，原注采关系不完善，注采系统调整后，增加注水井数，有较好的能量补充能力，具有措施优化潜力。该类井共有5口，措施检泵后预计平均单井日增液32.7t，日增油3.6t。注采系统调整后B部来水方向新增两口注水井，即B3-J6-460、462井，注采关系较为完善，新增两口注水井和B