机械采油井

机械采油井（精选八篇）

机械采油井 篇1

随着我国石油资源需求量的不断增加, 为了满足日益增长的需求, 需要不断的增加原油开采量, 随原油不断开采, 地下原油液位不断降低, 地层的能量不断减小。导致许多抽油机在工作过程中, 并不能在满抽条件下工作, 造成了能量的浪费, 严重影响到油田原油开采的效益。特别是低产井的条件下, 这种能量浪费的现象更为严重, 抽油机系统的运行效率更低, 而且该条件下采油设备发生损坏的概率较高, 问题严重的将会导致整口油井的报废。因此在低产井条件下, 研究高效的采油设备和技术显得尤为重要。长冲程抽油机系统的性能稳定, 适应范围广, 而且可以有效的提高抽油机的工作效率和平衡性, 在低产井中具有广阔的应用前景, 文章针对低产井中的采油难题, 设计一种低产井机械采油抽油机, 有效的提高了低产井的采油效率。

一、低产井机械采油抽油机原理

低产井机械采油装置和常规机械采油装置类似, 主要分为两大部分, 机械采油装置地面部分和地下部分。地面设备主要包括机械抽油机和其他地面设备, 以及集输管汇等。地下部分主要包括抽油泵和动力传输装置等。低产井机械采油装置设计布置多个各种类型的传感器。抽油机电机运转后, 带动卷筒运行, 卷筒带动柔性抽油杆进行往复运行, 通过减速机、卷筒、抽油杆和控制系统的共同作用, 将电机的旋转运动转化为井下抽油泵柱塞的往复运动, 柱塞往复运动将能量传递到地层原油中, 原油在柱塞的推动下到达井口。柱塞向下运动的动力来自抽油杆柱的自重, 通过抽油杆和柱塞的往复运动, 完成了原油的开采作业。在低产井抽油机系统设计的过程中, 应当注重系统的节能性和高效性, 首先完成系统的整体设计, 再完成每个具体部分的设计, 实现低产井的高效安全采油。

二、低产井机械采油抽油机设计

低产井机械采油装置采用柔性抽油杆, 抽油杆可以在外力的作用下进行缠绕和弯曲。如何实现几千米长抽油杆的有效旋转排绳是非常重要的, 通过调研国内外先进的排绳装置, 将柔性抽油杆排绳设计为滚筒结构, 抽油杆在拉力和沿滚筒方向力的作用下, 沿滚筒方向作用力的方向是左右变化的, 因此抽油杆在复合力的作用下, 一圈圈的缠绕到滚筒上。柔性抽油杆是一种新型抽油杆, 抽油杆之间基本上没有连接部件, 柔性抽油杆的长度很长, 它是低产井采油装置的关键部分, 也是最容易出现故障的部分。在实际应用过程中, 柔性抽油杆出现故障导致整个系统失效的概率最高, 因此需要进行重点设计。柔性抽油杆的重量要比普通的抽油杆的重量低百分之十五左右, 而且具有良好的机械性能, 运输和安装也比较简单, 对于产量较低的井, 较为适用。柔性抽油杆内部含有铜导线, 铜导线作用是用来信号传输, 铜线可以传输多种井下测量信号。铜线外部是保护层, 保护层同时具有结缘的作用。保护层再往外是钢丝层, 通过钢丝的层层缠绕, 形成了具有较高机械性能的柔性抽油杆。钢丝层的外部还有一层保护皮, 保护皮作用是防止油井中各种腐蚀介质对钢丝的腐蚀。卷筒是储存柔性抽油杆的位置, 同时还能够将电机的旋转运动, 换向成抽油杆的往复运动, 进而为下部的抽油泵提供动力, 卷筒的外形为圆柱型, 柔性抽油杆的缠绕有单层缠绕和多层缠绕两种方式, 由于油井抽油杆长度大, 因此采用多层缠绕的方式。卷筒的材料可以为铸铁或者铸钢, 通常情况下卷筒材料都为铸铁的, 因为铸钢卷筒的成本较高, 而且铸钢滚筒的厚度大。铸铁材料卷筒对柔性抽油杆的伤害较小, 因此卷筒的材料设计为铸铁。抽油机系统的密封性能直接影响到系统的整体效率, 如果系统的密封性能不好, 将会严重的影响到系统的运行效率。油井事故中很大一部分都是由于密封出现问题引起的, 因此需要做好抽油机系统的密封设计, 采用新型高效的密封结构和密封材料, 例如唇式密封、聚四氟乙烯密封材料等。井下抽油泵的柱塞是原油举升到井口的关键装置, 优良的柱塞性能是保证系统运行效率的关键。柱塞的上部连接柔性抽油杆, 柱塞运行的动力来自柔性抽油杆的往复运动, 在柔性抽油杆向上运动时, 带动抽油杆向上运动, 柱塞中橡胶会在压力的作用下膨胀, 使柱塞和柱塞筒之间的密封良好, 从而实现井下原油从井底举升到井口。通过对柱塞结构的不断改进, 新型柱塞筒应用胶筒和胶筒座。胶筒座可以在连接杆进行往复运动, 柱塞向下运功过程中, 胶筒和胶筒座会向上运动, 直至运动到连接杆的最高处, 这样原油就可以从连接杆槽中流过, 同时也可以从胶筒的空间中流过。在重力的作用下, 地层原油到达抽油泵内, 柱塞向上运动过程中, 胶筒和胶筒座会在原油作用下向下运动, 直至运动至连接杆的最低处。这是胶筒座的凹陷部分和胶筒的突起部分完全对紧, 而且胶筒也会在外界压力作用下膨胀变形, 胶筒和油管紧密贴合, 通过这种方式有效的实现了井下抽油泵柱塞的密封, 显著提高了柱塞的工作效率。

结束语

随着原油的不断开采, 油井产量不断降低, 如何提高低产井的运行效率, 提升油田开发效益成为急需解决的问题。低产井抽油机装置电机运转后, 带动卷筒工作, 卷筒带动柔性抽油杆进行往复运行。柔性抽油杆是一种新型的抽油杆, 抽油杆之间基本上没有连接部件, 柔性抽油杆的长度很长, 它是低产井采油装置的关键部分。卷筒是储存柔性抽油杆的位置, 同时还能够将电机的旋转运动, 换向成抽油杆的往复运动。钢卷筒的成本较高, 而且铸钢滚筒的厚度大, 铸铁材料的卷筒对柔性抽油杆的伤害较小。采用新型高效的密封结构和密封材料, 例如唇式密封、聚四氟乙烯密封材料等。通过研究对于提高低产井的采油效率, 降低采油能量消耗, 提升油田开发效益, 具有非常重要的作用。

参考文献

[1]李伟.柔性连续抽油杆提捞式采油技术研究[D].东北石油大学.2011.3.

[2]杨永超, 陈秋芬, 宋新华, 王廷海.钢丝绳柔性抽油杆特性及应用研究[J].钻采工艺, 2000.

大庆采油八厂四类井规定 篇2

第一条 为加强我厂辖区内“四类井”的管理，提高其开发利用水平，确保油田安全、清洁、平稳生产，特制定本办法。

第二条 “四类井”定义。“四类井”是指报废的探井、生产井；停产半年以上的低产、低效、无效井；探明石油地质储量小于30万吨且无法布井网的产能探井；资产核销井、计划关井、高含水关井、套变暂不能采油、注水的长关井。完钻未建井也纳入四类井管理。

第三条 本办法适用于第八采油厂“四类井”资料、现场、安全、环保及设备等管理。同时适用于第八采油厂所属单位与之合作的企业及分承包方。

第二章 职责

第四条 油田管理部职责：

1、负责“四类井”的总体组织、管理、协调工作。

2、每季度组织有关单位对全厂“四类井”进行一次检查，根据检查情况及时下发检查通报并认真进行考核。

3、负责“四类井”治理工程的总体协调、监督工作并组织总体验收。

4、负责“四类井”隐患治理工程的实施，施工过程中产生的废水、固体废弃物等必须按国家环境保护标准进行处理和处置。

第五条 质量安全环保部职责：

1、每季度对“四类井”进行一次安全环保检查，并将检查情况通报油田管理部，认真进行考核。

2、对存在较大安全、环境污染隐患的“四类井”填写《限期整改通知单》，并跟踪整改情况。

3、负责组织由于“四类井”引起的环境污染、生态破坏事故的调查、分析、处理。

4、负责审核“四类井”应急预案，并监督实施。

5、负责“四类井”治理工程施工现场安全、环保监督管理。

6、负责编制经油田公司开发部审批的“四类井”中报废井的环境治理方案，并督促立项和实施。

第六条 财务资产部职责：

负责“四类井”的设备回收工作，登记造册，设备重新利用的要有流向记录。

第七条 地质大队职责：

1、负责“四类井”的认定及管理区域的划分。

2、负责“四类井”的资料管理，建立健全厂级“四类井”台帐并实行动态管理，同时监督各采油矿建立健全大队级“四类井”台帐。根据“四类井”变化情况及时将台帐报油田管理部、质量安全环保部各一份。

3、负责每季度对全厂“四类井”资料进行一次检查，认真考核，并将考核情况报油田管理部备案。

4、负责采油矿提出的“四类井”再利用开发方案的审核，并报请相关领导审核。

5、负责审核采油矿提出的“四类井”治理方案。第八条 工程技术大队职责：

1、负责“四类井”封井工艺技术研究及应用，编制再利用采油工程方案，方案中要有明确的安全、环保措施要求。

制定“四类井”封井技术原则：

（1）对井口无溢流、井下无管柱的井，采取防盗封井器进行地面封井，由采油矿负责实施。

（2）对井口无溢流、井下有管柱的井，采取防盗封井器地面封井，由作业队施工起出井内管柱，并负责安装防盗封井器。

（3）对地层压力高、井口有溢流，造成环境污染的井，采取井下与井口同时封井。

2、负责根据地质大队审核后的采油矿“四类井”封井申请书编制单井施工方案，方案中应包含安全、环保措施。

3、负责根据地质大队提供的“四类井”台帐及时向地质大队反馈井位坐标。负责向地质大队提供每月新增完钻井的井位坐标。

4、每月将“四类井”治理情况形成书面材料报油田管理部及质量安全环保部各一份。

第九条 采油矿职责：

1、采油矿要建立大队级“四类井”台帐并实施动态管理，台帐变化时要及时报地质大队。

2、采油矿对生产区域内的“四类井”每月进行一次检查，建立“四类井”巡检记录，对存在安全、环保隐患的及时处理，处理不了的按要求及时回收落地污染物，报油田管理部、质量安全环保部。负责制定“四类井”再利用方案并报地质大队。

3、负责制定“四类井”应急预案。

4、负责“四类井”井位的确定，并按要求设立标识。

5、各采油矿将辖区内的“四类井”落实到小队、班组岗位。第十条

采油队职责：

1、负责“四类井”的日常管理。

2、按要求建立小队级“四类井”台帐并实施动态管理，台帐变化时要及时上报采油矿相关部门。

3、负责每周对所属“四类井”进行一次全面检查，检查范围详见第十三条，并建立巡检记录。对跑、冒、漏油气水的重点井每日巡查，并上报采油矿相关部门。有落地污染物的及时清理。

4、按应急预案要求，组织员工熟知预案内容，掌握应急反应技能，并按时演练。

第三章 管理

第十一条 “四类井”的资料实施厂、矿、队三级管理。厂级台帐建立在地质大队，地质大队根据“四类井”不同类别制定 台帐和检查记录表格，各采油矿、小队认真贯彻执行。

第十二条 地质大队负责“四类井”的资料管理汇总工作，根据“四类井”的再增加和再利用情况进行动态管理，并对各采油矿的资料进行检查。

第十三条 各采油矿对不在生产区域内的探井、资产核销井、已经采取工程报废的井、完钻未建井和开发控制井每半年全面检查一次，检查情况填入“四类井”台帐和检查记录；区块内的“四类井”每月检查一次，采油队每周检查一次，重点井每日检查一次，检查情况填写在巡检记录上，此项工作纳入生产管理。各采油矿将半年检查的不在生产系统内的“四类井”情况在每年的6月底和12月底上报厂地质大队。

第十四条 各采油矿应设专人负责“四类井”管理。第十五条 各采油矿、小队对漏油、水、气的“四类井”要及时采取措施，及时打围堰，在24小时内处理解决，一时无法处理的制定具体管理措施，重点井需设专人看护。由于管理不善造成的环保、安全问题，采油矿承担因此产生的一切责任。

第十六条 各采油矿负责建立“四类井”标识。在距井口1.0米内的井场用水泥桩树立标识，标清队别、井号、类别及封井日期，同时建立危险标识。水泥桩模糊不清的标识，要在一个巡检周期内进行恢复。

第十七条 进行“四类井”再利用施工的队伍必须是油公司队伍或经油公司资质认证合格的队伍，严禁无资质队伍进入“四 类井”施工作业市场。

第十八条

进行“四类井”施工的单位根据施工工期预算排污量，认真填写《第八采油厂工程污染物排污申报表》报厂质量安全环保部，由质量安全环保部对排污量进行核实备案。

第十九条 高含水、低产、低效油井及相关原因关井的水井且暂无措施方案井，由各采油矿报地质大队审核批准纳入“四类井”管理。

第二十条 采油队发现四类井有油、气、水跑冒时，应在2小时内上报至矿调度室，并在5小时内对井口进行封堵。对矿无法解决的，24小时内上报至厂相关部门。接到汇报的厂相关部门或单位要在24小时内给予答复，7个工作日内给予解决。

第二十一条 各采油矿针对厂相关部门下达的限期整改通知单分析原因，采取有效措施及时整改，形成书面整改材料（内附整改前后数码相片），在规定时间内反馈至厂相关部门。

第二十二条 “四类井”产生的落地污染物严禁点燃、掩埋和随意弃置。须执行《第八采油厂危险废物转移管理规定》，及时清理送污油回收点处理；污油回收点无法回收的，转移至一矿或二矿的工业垃圾场暂存。

第二十三条 对“四类井”进行试油、试验等施工情况，由施工单位提前一天通知到采油矿调度室，便于采油矿对施工单位实施监管。否则发生的一切事情由施工队伍负责处理。

第二十四条 采油矿在区块内的“四类井”封井后，确认不 漏时，井口用1.2米高土堆埋好，并设立标识。

第四章 考核

第二十五条 发现“四类井”出现跑冒油、水、气的情况及存在重大安全、环保隐患的，油田管理部或质量安全环保部下发整改通知单，不能按期整改的视情节考核200-2000元罚款。

第二十六条 地质大队负责考核“四类井”资料管理，错报、漏报、迟报、瞒报每口井罚款100-200元，考核情况报油田管理部备案。

第二十七条 各采油矿不按照执行半年检查不在生产系统内的“四类井”工作，没检查的“四类井”每口考核500元，检查后发现问题不及时处理的每口井考核1000元。

第二十八条 对于“四类井”冒油冒水事故，采油队应在2日内（居民区1日内）将现场清理完毕，清除时不得扩大污染面积，每延迟一天罚款500元。

第二十九条 不按规定时间上报和整改的单位，每延迟1小时考核200元。

第三十条 没有及时发现“四类井”跑冒漏现场的，罚款500元-2000/井次。

第三十一条 对“四类井”施工作业过程中未采取任何环保措施或措施不当，造成环境污染的，责令立即停工整改，并视具体情况对施工单位进行处罚。

1、非环境敏感区域，污染面积5-10平方米的，罚款200-500 元。

2、非环境敏感区域，污染面积10-20平方米的，下达限期整改通知单，罚款500-1000元。

3、非环境敏感区域，污染面积20平方米以上的，下达限期整改通知单，罚款1000-2000元。

4、在环境敏感区域（包括农田、鱼池、江河、湖泊、泡沼、居民区等），污染面积5平方米以上的，下达限期整改通知单，并处3000-5000元罚款。

5、外部施工队伍施工前未通知采油矿的，处罚500元/井次并扣减相应工作量。

6、被油田公司限期整改的和环保罚款的，厂内通报批评并加一倍罚款。

第三十二条 “四类井”现场管理不善，造成环境污染的，视具体情况对采油矿进行处罚。

1、非环境敏感区，污染面积10平方米以下的，罚款100-200元。

2、非环境敏感区，污染面积10-25平方米的，下达限期整改通知单，罚款200-500元。

3、非环境敏感区，污染面积25平方米以上的，下达限期整改通知单，罚款500-3000元。

4、在环境敏感区域，污染面积10平方米以下的，下达限期整改通知单，罚款500-1000元。

5、在环境敏感区域，污染面积10平方米以上的，下达限期整改通知单，纳入年底考核，并处3000-5000元罚款。

6、被油田公司限期整改的和环保罚款的，厂内通报批评，纳入年底考核并加一倍罚款。

7、情节严重的，按有关规定加重处理。

第三十三条 对违反本管理办法第二十一条规定的，视具体情况处罚500-3000元。

1、“四类井”产生的落地污染物被点燃后，在30分钟内未采取有效措施扑救的，对单位罚款3000元。经落实为员工蓄意点燃的，对个人罚款1000元，单位罚款2000元。

2、“四类井”产生的落地污染物被发现掩埋的，罚款500元/次。

3、“四类井”产生的落地污染物被随意弃置的，罚款500-2000元。

第三十四条 对厂相关部门下达限期治理通知单未按要求整改完毕的，罚款1000-3000元。未按时反馈书面整改材料的，罚款200元。

第五章 附则

机械采油井井筒防腐蚀方法研究 篇3

井筒腐蚀严重影响了油井的正常生产, 人们尝试过很多方法, 但只能暂时缓解一下腐蚀速度, 且费用高、效果差。随着油田开发时间的增长, 井筒腐蚀问题变的越来越严重, 投入成本也会逐年提高, 井筒防腐目前已成为各大油田急需解决的重要攻关技术之一[1]。

2 井筒腐蚀机理分析

机械采油井的井筒内套管、油管、抽油杆及其它井下工具腐蚀来源主要有三个方面:空气、地层产出物 (如硫化氢、二氧化碳、) 及水腐蚀。

2.1 空气和水的氧腐蚀

在机械采油过程中, 由于低压动态监测和压力平衡的需要, 要经常开启套管闸门, 空气便进入到油管、套管的环形空间, 从而腐蚀整个井筒。在潮湿的环境下 (含H2O) , 套管内壁、油管外壁不断被腐蚀, 生成的钝化膜等保护膜又在交变和振动载荷以及频繁作业中脱落, 腐蚀又继续进行, 如此循环, 使得管壁不断变薄。其抗拉、抗外挤、抗内压强度会逐渐降低直至变形破损, 由此造成的油管漏失检泵、取、换套管等修井作业给油田造成巨大的损失。

水与氧气锈蚀生成F e (O H) 3, 地层水中的溶解氧主要生成铁锈Fe2O3和真铁矿铁Fe O (OH) , Fe O (OH) 还可以与Fe2+结合生成F e3O4。井筒的腐蚀的样品中主要存在Fe2O3、Fe O (OH) 以及Fe3O4。

2.2 二氧化碳腐蚀

空气中含C O2, 井筒水中也溶解少量的CO2, CO2与Fe2结合生成Fe CO3, 溶液中HCO32-与金属Fe反应后生成Fe HCO3和Fe3O4导致腐蚀。

2.3 硫化氢腐蚀

采出液体中常常存在着少量的H2S, H2S在水中会游离出H+、HS-和S2-, 与Fe2+结合成Fe S, H在铁的表面发生氢去极化腐蚀[2]。

3 室内实验原理

(1) 利用高压物性资料在实验室内模拟井筒 (包括流速、温度等) 地层原始条件, 在密闭条件下加入1块相同体积的与井筒内壁形同成分的钢材 (也可用A3钢代替) 进行腐蚀 (精准) 实验:

第一支:隔绝空气观察7天;

第二支:通入一倍于样品体积的惰性气体, 观察7天;

第三支:通入二倍于样品体积的惰性气体, 观察7天;

……

直到确定不腐蚀的通入惰性气体的量。

(2) 在没有高压物性取样时, 从井口取样或通过洗井的办法取井筒样品数支, 在化验室内模拟井筒 (包括流速、温度等) 情况, 各加入1块相同体积的与井筒内壁相同成分的钢材 (也可用A3钢代替) 进行腐蚀 (粗略) 实验:

第一支:隔绝空气观察7天;

第二支:通入一倍于样品体积的惰性气体, 观察7天;

第三支:通入二倍于样品体积的惰性气体, 观察7天;

……

直到确定不腐蚀的通入惰性气体的量 (实际施工时要大于此量1倍以上, 根据油管出口的化验结果, 逐步减少或增加注入量) 。

实验室实验结果:

(1) 在含二氧化碳溶液中, 随着含氧量增大, 二氧化碳腐蚀速度也随之增大;

(2) 在含硫化氢溶液中, 通入少量氧气就会导致腐蚀速度明显上升。室内试验表明:若有氧存在, 其腐蚀速度与无氧状态的腐蚀速度相比高15倍;

(3) 三种腐蚀介质:硫化氢、二氧化碳、氧气在溶解度及其它相同的条件下, 其腐蚀速度存在如下关系:氧气腐蚀速度>二氧化碳腐蚀速度>硫化氢腐蚀速度;

(4) 在做地层水的各项离子化验时, 同一瓶水样, 敞口在大气中放置2小时后, 碳酸根的含量增加, PH值降低 (酸性增加) ;

(5) 干燥的硫化氢、二氧化碳气体没有腐蚀性, 只有临界湿度达到大约65%以上时腐蚀性气体对铁的腐蚀速率迅速增大;

(6) 当硫化氢的浓度大于10毫升/1立方米、分压大于0.05psi (1MPa=145psi) 时, 才可能产生硫化氢腐蚀, 在硫化氢存在的前提下, 出现的主要问题是氢穿透金属的氢脆现象。

4 现场实验及效果

机械采油是通过井筒内的抽油泵和抽油杆将地层产液从井下举升到地面 (见图1) , 经油管闸门控制后进入地面输送管线中, 在这个过程中油管和套管之间环形空间地层液的液面是波动的, 空气不断经套管闸门混入高矿化度的地层产液中, 使地层液具有腐蚀性, 含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体地层液加速了潮湿的套管内壁、油管外壁的腐蚀速度。因此, 井筒内金属部件的腐蚀程度与进入井筒套筒内的空气中的氧气含量有直接关系。

通过注入惰性气体, 将空气与井筒隔绝、或者对井筒内的腐蚀性气体进行稀释和干燥的方式进行防腐, 可降低或阻止井筒腐蚀。

本次在大港油田选取2口井做注入氮气实验, 操作如下:

(1) 取油管出口产出物 (含气体) 化验其的性质和含量, 在实验室确定其中腐蚀性气体的不腐蚀量。

(2) 用管路将惰性气体容器与套管连接管连接, 套管连接管与油管与套管的环形空间连通 (惰性气体优选氮气, 容器包括气体罐或气体车等, ) 。

(3) 通过控制套管闸门的开关, 向油管与套管的环形空间中注入惰性气体。

实验结果:油井边生产边向油管与套管的环形空间中注入氮气, 注入氮气逐渐稀释直至替换出井筒内腐蚀性气体, 经过长时间跟踪检测没有发现井筒腐蚀现象, 因此确定, 该方法能有效的控制井筒腐蚀。 (其注入量以实验室确定的腐蚀气体的不腐蚀量和井口取出样无腐蚀残物为准)

5 结论

用氮气替除井筒内空气的防腐方法是一种成本低且简单易行的防腐蚀方法, 该方法有效地阻止了井筒腐蚀, 使油管、套管腐蚀现象得到根本改变, 其成果推广前景广阔。

参考文献

[1]吕瑞典, 薛有祥, 油气田腐蚀防护技术综述[J].天然气学报.2000, 5 (30) :367-369

采油井重复压裂裂缝失效原因研究 篇4

1采油井重复压裂裂缝失效的原因分析

(1)微粒运移裂缝及周围的地层堵塞是采油井重复压裂裂缝失效原因的重要组成部分。微粒运移引起堵塞,黏土会以薄片的形式沉积在泥质胶结储层的孔洞、缝隙中。地层水的微量元素以及矿化度很容易受到外来水的干扰,使得自身的矿化度发生改变,地层水自身的阳离子同黏土的负电荷作用对电中性平衡的控制会随着p H值(hydrogen ion concentration)的改变而发生变化[1]。此外,黏土片叶也会受到影响,随时发生黏土片分散。水中含微粒会受到亲地水砂粒周围不运移的制约,移动水相一旦有水的进入,微粒就会立刻发生分散运移现象,将孔缝堵塞,地层渗透率也因此大大的下降,出现堵塞。

(2)结垢与沉积在油田的作业中,温度、压力酸碱等发生改变时,地层通道以及传输设备很容易形成结垢,包括油结垢、水结垢和泥浆结垢。结垢形成的主要位置都是在空隙中、裂缝中、岩缝中、井下的钻具和泵体内、注水井口汇集交织处等等。结垢的化学条件、物理条件等相关条件一旦成熟,结垢必然发生,将易结垢之处堵塞、卡死、腐蚀造成设备的严重损坏。结垢的形成是一个非常复杂的过程,大体可分为3个步骤。首先,水离子的相互结合导致溶解度等分子发生变化形成盐类分子(Ba2++SO42-==Ba SO4↓;Ca2++SO42-==Ca SO4↓;Ca2++CO32-==Ca CO3↓)[2];其次,水分子的结合会使得微晶体的出现,造成晶粒化过程;最后,晶体长时间的大量堆积发展,导致晶体堆积面积越来越大,最后沉积成垢。两者的变化是地层堵塞的根本问题,也是重复压裂裂缝失效的重要因素。

2采油井重复压裂裂缝失效的预防措施

裂缝及周围的地层的堵塞是采油井重复压裂裂缝技术失效的重要组成,而形成堵塞的主要原因就是微粒运移与结垢,在防止结垢时,微粒的运移也会发生变化,因此如何防止结垢是至关重要的。

(1)化学方式防垢措施化学防垢剂是化学防垢的主要手段,其主要的防垢应用和作用包括4点。第一,分散作用。在水溶液中亚微晶的形成早期,利用化学溶解剂聚丙烯酸(聚羧酸阴离子型,此离子型溶解剂均可进行溶解),进行溶解腐蚀。这样可以有效的避免成垢微晶与聚离子有所交集,产生化学吸附,将二者有效的分离,帮助其在水溶液中漂浮,有效解决沉积现象,经流体排除,使金属传热的表面无生垢现象。第二,增溶作用。水中包括很多成垢离子如Ca、Sr等,针对此要采用HEDP(水溶性防垢剂)使其余成垢离子相结合,帮助无机盐快速的溶解,降低成垢的机会。第三,晶体变形作用。聚羧酸阴离子型容溶剂具有一定的整合作用,将其与水融合后,成垢金属离子被有效的整合,控制在晶格中的占地面积,使晶体变形对晶体沉积的发展有效的制约。第四,去活化作用。化学溶解剂本身就有表面活性的特点,对碱土、泥浆类金属可有效的去活化,帮助水溶液中成钙垢的减少,避免成垢现象的发生。

(2)物理方式防垢措施物理方式的防垢理念是防止无机盐在系统壁上的沉积,其主要防垢应用和作用包括辐射作用和催化作用[3]。辐射作用:将水中的无机盐有效利用,使其吸附光量子,达到改变结构性质的作用,辐射处理设备需放置在流水经过的地方,帮助无机盐更加易除。催化作用:将水中存在的胶体晶体有效的利用,可避免垢物的形成,将流体催化设备放置在流水经过的地方,形成胶体晶种避免垢物的生成。

3认识与建议

在重复压裂技术的应用过程中,存在以下薄弱环节,即:相关工作人员对部分工艺的具体操作方式以及原理没有一个科学的认识,大多工人都是结合现场的实际来进行作业,不可否认这一做法是正确的,但结合现场的同时,不乏会出现违背操作原理的事情,对人力物力也造成了一定的浪费;许多技术人员都是有多年工作经验的人,对重复压裂技术都有充分的了解,但要防止投机取巧;此外,相关人员对油藏数值没有一个正确的判断,对压力设计及施工方面没有一个系统的规划,对施工的进度造成一定的影响。因此,相关部门应设置健全的管理机制,培养施工人员的专业技能,对油藏的数值、压裂的材料进行合理的设计,可利用多媒体进行模拟施工,确定方案的可行性。

4结语

总而言之,重复压裂技术的应用为油田开发带来了很大的帮助,在实际的施工过程中,大多会出现产量下降的情况,其主要减产原因与结垢有很大的关系。因此,在实际施工过程中,施工人员应通过物理方式以及化学方式有效避免结垢的现象,提高产量,实现最大化的采油井重复压裂技术价值。

摘要：多年来,重复压裂技术的应用为油田开发创造了很大的价值,为油田产量的增加、油田开发水平的提升、人力物力的节省都带来了很大的帮助,越来越受到相关人士的认可。但在实际的施工过程中,并不是所有的压裂措施都达到了有效增产的目的。本文结合现阶段采油井重复压裂技术的应用,分析了采油井重复压裂裂缝的失效原因,并阐述了其对策,供相关人士斟酌参考。

关键词：采油井,重复压裂裂缝,失效原因

参考文献

[1]李龙,蒋建方,姚洪田,等.榆树林油田扶余油层重复压裂裂缝转向研究[J].油气井测试,2015,24(1):13-16.

[2]张欢,王波,王兴,等.安塞特低渗油田注水开发后裂缝动态表征及其影响[J].低渗透油气田,2015,(1):83-86.

采油井资料录取标准的应用与完善 篇5

1 我国采油井资料录取标准现状

上世纪90年代我国就出台了采油井资料录取的相关标准, 即《采油井资料录取规定》 (Q/SL 0651~1997) , 这一标准的出台在很大程度上对原本忽视采油井资料记录的情况进行改善, 但由于这一标准体系中并没有实现很好的量化, 对采油井录入资料的要求不明确, 在执行过程中难度较大, 很容易形成“独立性”标准, 因此造成了客观应用的麻烦。包括胜利油田、大庆油田等在内的大中型石油资源产地, 都将其视为一个总则标准, 而不是执行范本, 并根据这一内容制定了符合自身情况的采油井资料录入规定。

2005年我国在原有采油井资料录入标准的基础上, 重新修订并颁布了《采油井资料录取内容及技术要求》 (Q/SH 0651~2005) , 在这一标准中明确规定了“内容”范畴, 已经相关的量化细则。但从执行角度来说, 它的作用依然是“总则”, 油田企业还需要根据自身的情况进行重新分析、定位, 以便更好地开展。

2 采油井资料录取标准应用中的问题

笔者结合自身经验, 针对近年来胜利油田某采油井的资料录取执行标准进行分析, 提出采油井资料滤去标准执行中的常见问题, 以供参考。

2.1 标准条款执行难度大

截至目前来说, 我国针对采油井资料录取标准的修订经过了多轮完善, 但无论是1997 版本还是后续的2005、2008 版本等, 都存在具体规定不清晰的问题, 导致在执行过程中无章可循, 其原因主要是两个方面。第一, 石油产业原本较为复杂, 每个采油井的情况不同, 造成资料的差异性。第二, 规定无法覆盖全部石油生产环境, 为了实现通用性标准, 只能牺牲部分细则。例如, 标准针对含水波动井的加密取样规定, 但却没有对波动的范围进行界定, 也没有给出加密取样的频次, 只能是根据操作管理人员的理解去做。

2.2 人为因素影响较严重

采油井资料录取的经手人较为复杂, 其中一次性资料录取涉及的是采油队, 在整体录取环节中, 资料会经过多个工种、岗位和人员, 人为影响因素很大, 导致录取资料的质量差别也很大。

2.3 设备陈旧且精度较低

与石油产能要求相比, 采油井资料录取工作并不是油田企业的管理重点, 因此在投资方面的比例十分有限。目前在一次性资料录取中, 主要应用到的一起包括压力表、水表、计量分离器等工具, 其科技含量很低, 所测量的数据准确性不高, 进而造成误差较大的现状。初次之外, 一些油田企业为了节约资金, 在购买这些工具设备的过程中, 会选择价格较低的供应商, 存在很大的质量风险, 同时不同品牌混杂应用的情况较多, 这也会对资料的精确度产生影响。

2.4 缺乏有效的监督管理

采油井资料录取标准的执行并不是一个重要岗位, 一般来说油田企业也不会设置专门人员进行管理, 造成管理人员的流动较大, 很多都是临时指派甚至轮班进行记录作业, 在把握尺度、标准执行等方面有很大的差异性。

3 采油井资料录取标准的完善策略

综合以上问题的分析, 不难看出在当前采油井资料录取标准的应用上, 存在的问题是多方面的, 包括主观思想认识不足、标准细则本身的缺陷、油田企业存在的问题等。要解决当前存在的问题, 完善采油井资料录入标准, 可以从以下几个方面展开。

3.1 完善录取标准的量化

实事求是地说, 任何一个标准都不可能百分百适合某一个企业或某一个具体生产实例, 因此针对采油井资料录取标准的完善上, 只能尽量做到细则划分。例如, 针对含水波动井的资料录入标准, 可以给出测量频次、规定波动级别等, 然后由油田企业自行展开测量检测工作。

3.2 实现检测仪器的更新

当前已经进入了信息化时代, 各类科学技术在石油产业中的广泛应用, 对石油产能有很大的推动。相应地, 采油井资料录取标准的完善中, 也必须规定相应的仪器设备级别, 淘汰落后的工具和测量标准, 以提高精度为基本要求, 提高工作效率和操作的安全性。

3.3 加强录取人员的培养

从人力资源应用的角度来说, 要求油田企业设置一个专门的采油井资料录取岗位并不现实, 也完全没有必要;可以继续沿用流动的人员录取形式, 但必须从员工个人做起, 培养其提高责任意识, 重视资料录取工作, 实现执证上岗。

3.4 增强资料录取的监督

资料录取是否精确、是否符合标准, 与人为因素有直接的关系, 即便再好的制度、再先进的工具, 同样取决于人的应用和态度。因此, 要针对油田企业员工进行基本的培训, 强调数据录入准确的重要性和必要性, 深化标准工作基础。

摘要：石油作为一种宝贵的不可再生能源, 在社会经济发展中具有重要的作用, 油田企业作为石油资源产业链的重要节点, 主要承担了勘探、开采的功能。然而随着油田开采生产的过程中, 石油自然储量逐渐减少, 产能不断下降, 并直接反应在采油井生产效率层面。做好相应的采油井资料录取工作, 不仅仅是日常管理的需要, 同时也影响到油田企业在生产过程中的策略制定、执行和改进。本文以下针对这一课题展开研究, 在提出强化采油井资料录取标准建立的基础上, 提出相应的完善策略。

关键词：采油井资料,录取质量,应用方式,标准完善

参考文献

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[4]付冰.建立和健全油井资料档案管理体系的设想[J].兰台世界, 2012, S3:84~85.

提捞采油井合理工作制度的确定方法 篇6

关键词：提捞采油,流入动态,压力恢复,合理工作制度

1. 问题的提出

提捞采油工作制度是否合理, 直接关系油田开发效果以及开采经济效益。为了探索特低渗透扶杨油层提捞采油的合理工作制度, 通过对提捞井及提捞现场进行较长时间的研究和观察发现, 由于提捞井采油速度远低于机采井, 应用以往确定机采井工作制度的方法已无法适应, 因此, 有必要从理论上进行深入研究分析, 从而得出一套实用的确定方法, 指导现场实践。

2. 油井提捞投资及成本与工作制度的关系

提捞采油工作制度主要涉及两个参数:捞油深度和捞油周期, 不同的捞油深度、不同的捞油周期不仅直接关系油田开发效果, 也相应地决定投资与成本的多少。

2.1 油井提捞投资及成本

2.1.1 单井投资

依据提捞采油现场情况, 一套提捞设备包括一台提捞车、两辆罐车以及提捞车组 (75万元) 共用的卸油站 (453万元) 相关配套设施等, 约合计投资约528.0万元。单井道路、井场和征地费合计约23.862万元。单井道路、井场和征地费合计约23.862万元。其中井排路约17.6万元, 进井路约1.722万元, 井场约3.84万元。

2.1.2 生产成本

提捞开采生产成本主要包括提捞设备设施折旧、道路井场和征地费用折旧、生产维护费和员工工资。一套提捞车组年生产维护费38.4万元。以1500m井深为例, 单井日捞油0.5～2.5t, 以上合计吨油成本约17210～14216元。一套提捞车组年生产维护费38.4万元。包括燃油费、设备保养维护、材料费、工资等。以1500m井深为例, 单井日捞油0.5～2.5t, 以上合计吨油成本约17210～14216元。

2.2 油井动液面资料拟合模型的选择

通过详尽的理论进行推导, 得出了油井压力恢复曲线一般形式为

Pws=A+B/ (t+C)

对于提捞井而言, 一般液面高度比较小, 可以认为井底压力Pws与动液面Lf呈线性关系, 即

即Lf= (Pws-B0) /A0

并整理得

即Lf=a+b/ (t+C)

式中:Lf (t+C) =a (t+C) +b

考虑其提捞泵和配重长度及充满条件, 液面高度至少留出20m的余量, 所以

Hf′=Hz-[a+b/ (t+C) ]-20

2.3 提捞采油井的流入动态曲线方程

1.油井的流入动态曲线方程推导每次捞液量为

即:V1= (3.14/4) ×D2{Hz-Lf-20}

每天捞油次数为:

n=24/{[b/ (Lf-a) ]-C+0.5}

油井产液量为:

QL=24/{[b/ (Lf-a) ]-C+0.5}× (3.14/4) ×D2{Hz-Lf-20}C0

提捞采油井流入动态曲线方程:

QL=24/{b[ (Pws-B0) /A0-a]-C+0.5}× (3.14/4) ×D2{Hz- (Pws-B0) A0-20}C0

符号说明:

Pws—井底流压, Mpa;Lf—动液面深度, m;

Hf′—有效动液面高度, m;Hz—油层中部深度, m;

Lf′—计算的动液面深度, m;Hf—动液面高度, m;

V1—每次的捞液量, m3;n—每天的捞液次数;

C0—计算产量与实际产量的换算系数;R—日纯效益, 元;

C1—操作成本, 元/次;t—压力恢复时间, h;

T—提捞周期, h;A、B、C、A0、B0、a、b—模型常数。

当井底流压Pws逐渐降低时, 油井产量QL逐渐增加, 当井底流压Pws降至相当于井内液面为20m高度时, 油井产量QL最大。但是, 这时由于提捞深度最大, 提捞车油耗大幅度增加, 设备损耗增加, 从经济效益方面考虑, 有必要通过经济效益分析, 从而找出效益最好的提捞周期。

3. 提捞采油井合理提捞周期的确定方法

提捞采油捞油操作费包括车组设备损耗、燃油费、人工费、材料和设备维修等费用之和。由于提捞设备的承载能力是固定不变的, 油井深度、井身结构和原油性质也都是一定的, 因此, 提捞设备捞油的时间和每天捞油的次数是固定不变的。根据现场实际情况, 设备出勤率取80%, 设备使用年限按8年计算, 1500m和1700m井深对应的每提捞一次操作费C分别为238.7元和

265.35元。

日纯收益R=QLP-nC1

R=24/ (T+0.5) × (3.14/4) ×D2{Hz-a-b/ (T+C) -20}C0P-24/ (T+0.5C1

计算可得到R与T的关系曲线, R最大点对应的T值即为合理提捞周期。

4. 几点认识

4.1 提捞井合理提捞周期应在考虑经济效益的前提下制定;

4.1 用上述给出的方法可以有效确定不同提捞井在不同压力恢复曲线、不同井深、油价、作业时间、操作费用等条件下的合理提捞周期。

参考文献

稠油井集肤效应电加热采油技术 篇7

关键词：稠油,高凝油,过泵电加热,空心泵

概述

稠油 (或高凝油) 的开采, 一般有两大难题, 一个是原油从油层内不断的流到井底;二是原油从油井井底不断地举升到地面。为解决这两个难题, 人们一般利用稠油对温度的敏感性而采用热采法, 集肤效应电加热采油技术就是最直接、最经济、最有效的热采方法, 这种方法在中国已普遍使用, 正在运行的有几千口井, 每年生产的原油几百万吨。今后, 随着这项技术的不断完善, 应用会更加普遍。同时也为稠油 (或高凝油) 的开采创造了有利条件, 不但在中国, 在世界各国凡有稠油 (或高凝油) 的国家也会获得应用。该技术获得国家专利, 专利号为:ZL94230220.6。

1、主要构成

该电热采油装置的结构见图1, 主要是由中频电源 (2) , 特种加热电缆 (3) , 空心抽油杆 (4) 和空心泵 (6) 等构成。

1、变压器2、中频电源3、特种电缆4、空心抽油杆5、电路连接器6、空心环流泵 (或螺杆泵) 7、供电电缆8、电缆引入器9、油管10、套管11、泵下加热器12、电源电缆

中频电源从变压器获得交流电后, 该装置便将输出电压提升到1000V～2500V (油井加热所需要的) , 该电压通过电缆引入器 (8) 下入空心杆内, 通过电路联接器 (5) 与空心杆 (4) 构成回路 (钢铠电缆则电缆芯线与无缝管构成回路) , 组成集肤效应加热体, 对井筒原油进行加热, 降低原油黏度, 从而维持油井的正常生产。

中频电源的输出电压、频率可以调整, 并与温度信号共同组成温度闭环控制回路, 使油井的出油温度保持稳定, 处于最佳工作状态。

这种加热方法应用集肤效应原理, 使电流集中在空心抽油杆 (或钢铠电缆钢管护套) 内表面流动, 而外表面没有电压和电流 (只有很小的漏电压和漏电流) , 所以这种电加热方法非常安全。

1.1 中频电源

它是一种用电力电子器件 (IGBT) 把工频电流转换成中频电流的供电装置。

1.2 空心抽油杆

空心抽油杆除了将抽油机的动力传给抽油泵, 抽吸井液外, 重要作用就是做为电缆下井的载体和通道, 加热电缆就是沿着空心抽油杆的中空通道进入井下给原油加热。

1.3 特种加热电缆

特种加热电缆分软电缆和钢铠电缆两种。软电缆为外挤塑绝缘层和护套层;钢铠电缆是用无缝钢管做护套, 以铜棒为芯线, 环空以耐高温绝缘材料充填压实, 并配以结构件组成。

1.4 空心泵

空心泵是实现泵下加热、降粘的关键技术, 包括空心环流泵和空心螺杆泵。

2、油井电加热技术参数的确定

稠油井筒举升关键是降低原油黏度, 而降低黏度最有效的方法是提高原油温度, 一般应使原油举升温度大于原油的拐点温度 (即牛顿流体与非牛顿流体的分界点温度) , 而不同性质的原油对应的拐点温度也不同, 当原油拐点温度确定后, 一般要求原油出口温度大于拐点温度5℃～10℃。使用稠油井筒空心抽油杆电热举升技术的目的就是将稠油温度加热到拐点温度以上。

根据辽河油田不同区块不同含水稠油的粘温曲线分析, 其相对应的拐点温度有一定规律性, 即稠油的黏度越高, 拐点温度也越高, 如图2。

因此, 可以根据一定条件下地面脱气原油黏度预测出相应的拐点温度, 这样便可以方便的求出井口出油温度。

泵上加热深度取决于油品性质, 一般加热至泵挂以上或结蜡深度以下, 而泵下加热一般加热至泵下100m左右。使得原油温度高于拐点 (对于稠油) 或凝固点 (对于高凝油) 5℃～10℃ (见图3) 。

油井的加热功率可以按有关公式计算出来, 也可以按多年的经验确定下来, 对于稠油井, 可按稠油分类确定其每米加热功率, 例如一般稠油加热功率为50Wm～60W/m, 特稠油为60Wm～80W/m, 超稠油为80Wm～100Wm。由于三相变单相供电装置的电压、电流、频率可调, 且与出口温度闭环调节, 因此油井加热功率粗略计算即可, 但供电装置的功率应是足够大, 应适应油井对功率的需求。

3、应用案例

稠油 (或高凝油) 开采以来, 该电热采油技术经几千口井的现场应用, 证明是最有效、最经济、最方便的一种采油技术。对那些入泵难不出油的油井, 应用该技术后, 也能正常生产。

3.1 该技术在环流泵井越泵加热的应用

集肤效应电加热技术在中国辽河油田的冷家特稠油区块, 曙光的超稠油区块最早开始应用, 整个区块所有油井都采用了这种电加热采油技术, 年生产原油250万吨, 取得了巨大的经济和社会效益。如冷家油田9口井原油黏度12000m Pa·S～21000m Pa·S, 加热前不出油, 加热后平均日产6t～18t, 如图4及表1。

3.2 该技术在水平井加热的应用

以山东鲁胜公司水平井为例, 2009年10月, 胜利油田分公司鲁胜石油公司郑6—平12井进行电加热设计, 甲方要求:φ70mm泵, 下深840米, 840米以上为小功率铠装电缆, 泵下有450米为小功率加热电缆, 有150米为大功率发热电缆, 加热总深度为1440米。

3.2.1 大功率集中发热段参数

镍铬丝直径φ4mm

镍铬丝阻值0.0875Ω/m

钢管φ16mm×1.7mm

3.2.2 小功率发热段参数

芯线直径φ6.3mm

芯线截面积31.2mm2

钢铠电缆80A时阻抗值0.02Ω/m

钢铠电缆80A时COSφ=0.61

大功率集中发热段80A时功率95KW

小功率发热段80A时功率35.16KW

该油井位于油水过渡带, 原油密度1.0107g/cm3, 80℃时黏度5531m Pa·s, 水平段未加热时机采日产液为17.9吨, 含水74.6%, 日产油4.5吨, 采取水平段电加热后, 日产液19.7吨, 含水67%, 日产油6.50吨。采取水平段集中电加热技术后由于温升改变了油水流度比, 达到了控水增油效果。

3.3 该技术在螺杆泵井加热的应用

随着该项电加热技术的发展, 逐渐的在螺杆泵井上得到了推广。以中石化胜利油田两口螺杆泵采油井电加热应用为例, 下表为电加热前后生产数据对比, 其中草-128井采取了泵上电加热方式, 王73井采取了过泵电加热方式。数据显示采用电加热方式降低了原油举升阻力, 提高泵效9%, 降低电机功率负荷12%。

通过电加热技术方法及配套设施, 可以实现对螺杆泵的泵上加热、泵下集中加热和举升伴热、空心螺杆泵的过泵电加热和举升伴热、降粘。

4 结语

空心抽油杆电热采油技术, 实现泵上、泵下均匀加热, 解决了稠油 (或高凝油) 举升或入泵难, 为稠油 (或高凝油) 的开采提供成熟的技术和设备, 这是对石油开采的一大贡献。

该技术工艺简单, 操作方便, 安全可靠, 工作稳定寿命长, 自动化程度高, 应用前景广阔。随着水平井的数量不断增加, 我们开发了大功率电加热采油装置, 并得到了应用, 实现了水平井电加热, 也实现了近井地带的油层加热。

为扩大应用范围, 采用了先进的电力电子技术, 研制开发了对电网无污染的三变单供电装置, 耐高温电缆, 空心泵等配套技术和设备, 它必将为中国乃至世界的石油开采做出更大贡献。

参考文献

[1]黄鹂.油田稠油热采技术综述.国外油田工程

[2]褒建军.国外水平井稠油热力开采技术.石油钻探技术

机械采油井 篇8

1 躺井增加的原因分析

1.1 采油井下设备落后状况

1.1.1 杆管超期运作严重

杆管的超时期运作现象较为严重, 从而导致了杆管断裂, 造成了采油躺井的形成, 普通的钢制抽油杆具有一定的疲劳极限周期, 若是超过了使用周期则极为容易产生损坏。并且由于采油井成本的紧张, 致使抽油杆的更新周期较长, 使用时间较长的旧油杆存在一定的故障, 同时疲劳重复使用, 从而造成了杆管的断裂躺井。

1.1.2 冲次高, 载荷重, 惯性载荷大

采油井的冲次高, 荷载较重, 从而导致了惯性荷载较大, 从而导致了活塞凡尔罩的断裂形成了躺井由于面高冲次、交变载荷以及惯性载荷的持续增加, 抽油杆的杆柱弹性变形频率将持续增加, 尤其杆柱两端弹性变形的频率更为严重。此外冲次高, 活塞的液冲击将加强, 从而导致活塞疲劳断裂而形成了躺井。

1.1.3 大泵深抽井运行致使交变荷载和惯性疲劳荷载损坏

为了追求采油井的产量, 大泵深抽井通常设置了较高的运行参数, 导致交变荷载、惯性载荷疲劳导致设备损坏。大泵深抽小冲次有效解决了提液问题, 但由于生产任务的要求, 致使部分采油井的冲次将较高, 在抽油杆组合以及油井产出液性质相同的状况下, 部分采油井的冲次较高, 而在此种状况下, 小泵深的大参数相对于大泵径的小参数荷载较低, 大泵深抽冲次参数设置较高后, 致使交变荷载以及惯性荷载在一定程度上增加, 部分采油井产生了振动荷载, 从而在很大程度上增加了杆柱所需要承载的荷载, 增加了抽油杆断裂躺井的概率。

1.2 地面抽油设备与实际采油需要不符合

采油井的生产设备对躺井的形成有着重要的作用, 地面抽油设备与实际采油需求不相符合和匹配, 致使结构性矛盾在开采过程中得到了激发。采油井地面设备老化严重, 难以与采油井油层相互匹配, 采油设备故障明显。

1.3 油井出砂

实际的采油工作中由于采油作业工具的质量较差, 同时由于采油井出砂现象, 导致了抽砂管等设备堵塞, 砂埋、砂卡现象严重造成躺井。

1.4 采油躺井开采管理不完善

从当前状况的分析上看, 造成躺井的原因在很大程度上是由于采油井资金投入的不充分, 致使采油设备难以得到及时的更换和保证, 同时, 对采油井的管理更为加剧了躺井的形成。

首先, 采油开采中施工作业监督过程不到位, 当前采油井设备严重老化, 缺乏规范的油管检测手段和方式, 同时由于采油井下开采环境较为复杂, 含水量较高、矿化度较高以及偏磨等因素的形成, 致使油管丝扣的损伤较为频繁。

其次, 油井防偏磨技术不完善。当前由于采油井防止偏磨的方法, 一般都不够理想, 同时相应的工艺也具有一定的问题, 采油井调偏器只能防止光杆的偏磨, 但不能预防井下杆柱偏磨效果。而大部分的扶正器的材质无法满足生产的实际要求, 防止井下偏磨的效果并不理想。从而相应的技术并未从根本上消除偏磨。

最后, 采油井设备管理不完善。主要体现在采油井设备管理未到位, 无法对抽油杆以及油管进行分年限进行分类管理。无法对超过疲劳极限期限的抽油杆进行降级使用, 在采油井运行中, 由于成本的紧张, 设备的粗放管理难以对躺井形成有效的控制。

2 采油躺井的治理措施

2.1 综合调整生产, 改善井下生产环境

针对当前采油躺井的状况, 通过在地质上减少由于设备老化而给采油躺井所带来的消极影响。主要包括几个方面:首先, 通过改善低渗单元的供液能力, 从而实现了注采关系, 实现了地层能量的补充, 而低渗单元所采取的大泵深抽冲次井应维持一定的参数, 注重调参提液。其次, 应及时调整, 减小注采的井距, 从而完善了注采网, 对注水进行细分, 有效提高采油井的动液面。最后, 可实施特高含水时期原油脱水和污水处理复合的工艺技术, 实现对注入水质的改善, 减少了地层的污染, 降低了由于注水而导致的对油藏采出液所带来的影响, 从而有效减少对井下设备和工具的腐蚀。

2.2 建立专项的治理基金

一方面, 应根据采油井的实际需要, 实现对抽油设备的积极协调更新, 保证合理的更新数量, 有效实现内部潜力的挖掘, 建立设备的合理配置和利用, 减少设备的闲置和浪费。

另一方面, 可加强油管的管理, 采油井的设备管理中, 应按照油管的使用期限分为几个类别进行摆放, 将使用年限不同的油管进进行行混混用用中中, , 应应将将按按照照使使用用年年限限的的油油管管计计算算。。在在无无法法对对短短抽抽油油杆杆进进行行更更新新时时, , 应应调调整整泵泵深深, , 而不下短油杆, 改善当前新抽油杆用于新采油油井井的的管管理理状状况况, , 对对于于部部分分负负荷荷较较重重的的单单井井, , 应更换新的抽油杆。

同时在对油井产液能力的预测中, 当单位平均检泵周期范围内不存在较大变化时, 应选择使用小泵深。

2.3 建立躺井扶井的考核体系

采油躺井的形成, 在很大程度上由于考核检查和预警体系的不完善导致。通过加强完善躺井扶井工作, 才能有效延长采油井的免修周期, 在躺井扶井工作中应力求精准细致, 持续完善和规范《躺井扶井指导书》中的内容, 并应用于实践。建立系统、科学、完善的扶井工作的考核力度, 有效提高生产人员的采油井的管理水平。同时还应建立躺井的有效预警机制, 完善躺井的预警技术, 通过专业的曲线图实现采油井生产的控制和管理。

参考文献

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