优化热洗加药，加强井筒管理

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1、优化热洗加药，加强井筒管理一、概况介绍二、存在问题三、原因分析四、管理措施五、取得效果六、下步工作优化热洗加药，加强井筒管理一、概况介绍纯东管理着纯化油田东部，主力区块3个：C6、C5、C17等，含油面积19.9平方千米，石油地质储量1770万吨。目前油井开井76口，日液水平1907.3t/d，日油水平205.4t/d，综合含水89.2%，采出程度%，属于开发后期，高含水、高矿化度加剧井筒管理难度。优化热洗加药，加强井筒管理管理区油井76口，其中螺杆泵9口，电泵2台，抽油机65口，占油井总数85.6%。热

2、洗是抽油机油井井筒管理的主要手段之一热洗的主要目的是清洁井筒。热洗原理：在地面加热后的流体物质，如水或油等，通过热流体在井筒中的循环传热给井筒流体，提高井筒流体的温度，使得蜡沉积熔化后再溶于原油中，从而达到清蜡的目的。注意事项：热流体循环清蜡时，应选择比热容大、溶蜡能力强、经济、来源广泛的介质，一般采用原油、地层水、活性水、清水及蒸汽等。为了保证清蜡效果，介质必须具备足够高的温度。在清蜡过程中，介质的温度应逐步提高，开始时温度不宜太高，以免油管上部熔化的蜡块流到下部，堵塞介质循环通道而造成失败。另外，还应

3、防止介质漏入油层造成堵塞。热力循环洗井示意图洗井液原油洗井液油套环形空间泵车原油地面油层井底优化热洗加药，加强井筒管理一、概况介绍二、存在问题三、原因分析四、管理措施五、取得效果六、下步工作优化热洗加药，加强井筒管理二、存在问题加强油井热洗管理，确保油井热洗高质高效，是油井延长检泵周期、减少作业占产、提高开井时率的关键环节。但是热洗不当却会给油井井筒管理带来反作用，严重时会造成躺井事故。如：C17C15、C5-19、C5-16。优化热洗加药，加强井筒管理事故案例1：C17C15该井冲程4.2m，冲次1.0

4、次/分，泵径44mm，泵深1605.54m，动液面1663m，生产层位H1，日液1.0t/d，日油0.9t/d，含水6%。2008年2月份对该井进行常规热洗，热洗后不出，2008年3.29-4.3作业检泵。优化热洗加药，加强井筒管理事故案例2：C5-19该井冲程4.2m，冲次2.0次/分，泵径44mm，泵深1576.96m，动液面1398m，生产层位C2-5，日液9.0t/d，日油1.5t/d，含水82.4%。该井是2005年1月26日投产新井，该井投产后定期热洗，2008年10月份热洗不当造成蜡卡躺井。

5、优化热洗加药，加强井筒管理事故案例3：C5-16该井冲程4.2m，冲次2.0次/分，泵径44mm，泵深1554.96m，动液面1413m，生产层位C1-H1，日液8.5t/d，日油1.5t/d，含水81.4%。该井2009年3月13日该井实施热洗，热洗后该井不正常，2009年4月3日检泵，作业起出：管杆偏磨严重。作业原因分析：洗井不当，该井双凡尔漏失严重，管杆干磨。优化热洗加药，加强井筒管理一、概况介绍二、存在问题三、原因分析四、管理措施五、取得效果六、下步工作优化热洗加药，加强井筒管理三、原因分析在油井

6、实际生产中，各单井间原油物性、供液能力、井身结构、生产参数、地面设备、管线流程等因素不同，各单井管理侧重点也不同。但是我们目前油井热洗手段单一：热力循环清蜡。油井生产情况不同与单一的热洗手段是制约油井井筒管理的主要矛盾。热力循环洗井示意图洗井液原油洗井液油套环形空间泵车原油地面油层井底优化热洗加药，加强井筒管理1、低产低液油井管理区供液不足油井17口，平均泵挂深度1584.94米，动液面1489米，沉没度不足100米，有的油井如C5-19液面在泵以下。部分供液不足油井原油含蜡量高、胶质含量高，含水低，原油

7、物性差，井筒管理难度大。供液不足油井热洗，热洗水量小，蜡排出不彻底；热洗水量大，易“压死油井”，管杆等井下工具干磨造成躺井，如C5-19。优化热洗加药，加强井筒管理C5-19热洗事故原因分析：C5-19该井工作参数：冲程4.2m，冲次2.0次/分，泵径44mm，泵深1587m；套管尺寸139.7mm，油管外径73mm；油层中深2100m，动液面1538米。利用动液面推算井底压力Pf=ρ*g*h=5Mpa。1000米油套环形空间容量=π/4*（D套2—D油2）=11.13m3，1500m油套环形空间16.7

8、m3。每小时理论排量0.76m3。油井正常生产示意图原油动液面优化热洗加药，加强井筒管理C5-19热洗事故原因分析：假设热洗时间2小时，2罐水26-30m3，泵排出1.5m3，还余24-28m3，剩余热洗液完全能充满油套环形空间，井底压力增至21Mpa，远大于油井正常生产时井底压力6Mpa。热洗液柱会将原油缓慢返注近井油层，短时间内补充地层亏空能量；泵继续工作，将热洗液缓慢排除。当热洗液“抽完”，原油未“供给”上时，泵短时间内