采油厂油水井工况分析.ppt

1、2012年上半年 油水井管理工作总结,工艺技术研究所 二一二年六月二十五日,汇报提纲,一、主要指标完成情况 二、上半年开展工作及成果 三、目前油井工况情况 四、油水井管理主要问题及难点 五、下步工作建议或安排,一、5月份主要工作开展情况,注入水与地层水的配伍性评价表,与工程院结合（一）零散注水单元水性配伍性分析,从上表可以看出关7块存在注入水与地层水不配伍的情况，工程院建议实施关7块注入水投加KD-27阻垢剂，防止地层结垢造成严重的地层孔隙渗透性下降。,报告人：王志明,一、5月份工作开展情况,注水配伍方案,此表拟出了4个零散注水区块降压增注预处理工艺和三防药剂投加方案，具体实施计划和安排还需要

2、根据各区块实际情况，并需要与工程院进行更加深入的探讨。 从目前关7块注水情况来看，注水初期注水压力上升明显，目前呈较平稳态势。目前着手开展投加阻垢剂方案的实施。,一、5月份工作开展情况,天83区块部分网点4月份细菌测试结果,垢样中Fe+S占比均超过76%，而钙含量非常低，说明腐蚀垢是汊涧地区油井的主要形式，S2-和SRB是造成腐蚀结垢的主要原因。,与工程院结合（二）汊涧区块频繁作业初步分析,报告人：王彪,XRF检测垢样组分,一、5月份工作开展情况,1、进一步加强频繁作业井取样分析，根据不同井的特点，制定有针对性的加药方案，做到有的放矢，实现对症下药。 2、采、注、输、地层构成一个循环系统，因果

3、相连、前后相接，且SRB生长繁殖能力极强，如果以局部为目标进行治理势必会事倍功半，需要进行系统考虑，综合治理。 3、暂停部分油井投加阻垢剂，并进行跟踪监测停药前后变化情况。 4、站内安装生物膜取样器，进行现场SRB生物成膜监测及膜下细菌腐蚀分析。 5、站内挂片，进行腐蚀速率监测。 6、尽快实现清污混注。,一、5月份工作开展情况,1、5月12日14日完成对安1、安47、新安3、安45管线清扫工作，清扫后注水泵压力由20MPa，下降至12MPa； 2、进行现场勘查，确定合适的施工地点，对场地进行合理布置，形成满足现场就绪所需要的各种条件的方案； 3、成立调剖工作小组，明确职责； 4、制定具体实施方

4、案； 5、24日设备进场，25日地面流程改造、设备调试，药品进场，26日试注。,调剖准备工作,一、5月份工作开展情况,井下作业工作,5月份井下作业施工主要以措施为主，维护性作业截止目前为3口，另有三口待作业。,一、5月份工作开展情况,酸洗工作开展情况,一、5月份工作开展情况,热洗工作开展情况,二、5月份油井工况排查,一、产液含水变化明显的井：,二、测试资料明显变化或异常的井：,负荷变化明显,二、5月份油井工况排查,二、测试资料明显变化或异常的井：,液面波动明显,二、5月份油井工况排查,二、测试资料明显变化或异常的井：,功图异常或变化明显,天79-2 5.11 油管漏,二、5月份油井工况排查,王

5、36 5.18 出泵筒,天83-6 5.17 游动阀漏失,天83-2 5.23 固凡漏,天83-7 5.18 结蜡加重,王26 5.17 固定凡尔漏失,欧北11X1 5.17 结蜡重,张7X1 5.15 油管漏,天62-2 5.17 结蜡重,二、测试资料明显变化或异常的井：,功图异常或变化明显,二、5月份油井工况排查,安17 5.17 仪器误差,程2-4 5.16 严重供液不足,关7 5.17 气体影响,从功图图形的异常及明显变化，初步发现以下井可能存在较为突出的工况问题：,三、现场憋压异常的井：,二、5月份油井工况排查,四、参数不合理的井：,二、5月份油井工况排查,五、井下故障明显的井：,通

6、过对5月份油井工况的排查，将着重对以下单井进行分析。,二、5月份油井工况排查,王7井（产液量上升）,王7井从3月21日开始，产液呈缓慢上升趋势，由8t/d上升至目前的9.6t/d，含水基本不变，为79.4%。,4.20,目前王7井泵效为41%，今年几次功图发现油井供液状况不断交替变化，并呈规律性，且与之临近的王15井曾经也是这样。但从充满程度较好的功图对比，卸载线在逐渐右移，说明供液能力增强，泵效增高，与产液增加相符。 导致产液增加和供液变化的原因可能与对应注水井有关，需要进一步观察。 该井负荷在缓慢增加，已达80KN，5月22日对该井热洗，洗前电流31/24A，洗后电流27/16A，说明热洗

7、有效，待功图测试。,三、重点井分析-,王7井3月21日5月15日生产曲线图,1.04,3.07,2.09,4.01,王36井（泵况不佳）,4.01 沉459,4.20 沉34,王36井从2011年6月动态停抽结束，生产水平一直比较稳定，液面长期平泵挂。 3月7日测试后功图呈现卸载异常的情况，初步判断为柱塞出泵筒。泵充满程度良好，与供液不足矛盾。,3.07 沉47,现场憋压未发现明显漏失迹象。综合分析柱塞出泵筒或柱塞下凡尔罩脱落。,下一步计划：下调防冲距，解决漏失问题。摸索合理抽时。,天79-1井（作业井）,天79-1井4月16日24日作业，作业原因为抽油杆偏磨断（NO.208接箍）。,此井作业

8、时从泵内以及泵上发现大量的铁屑，形成的原因主要有：加阻垢剂、酸洗、硫酸盐还原菌腐蚀。目前尚难以确定哪种因素是主要的。 加阻垢剂和酸洗是目前该井（汊涧区块）防垢、除垢的主要途径，而硫酸盐还原菌的抑制主要通过加入杀菌剂，从工程院化验数据来看杀菌效果并不理想。,4.06 沉353,天79-2井（待作业井）,天79-2井5月11日突然不出，结合功图和现场判断为油管漏。,5.11 沉1517,4.20 沉22,2011年11月6日作业实施酸洗解堵、除垢，对延长检泵周期起到了一定的帮助，建议此次继续开展酸洗。,天83-6井,5.217 沉421,4.01 沉95,3.05 沉42,此井从功图上看，今年3月

9、份以来，增载在逐渐变缓，游动凡尔关闭缓慢，憋压曲线则显示高沉没度下压力上升缓慢，且稳压时压力下降，说明游动凡尔存在漏失，但没有失效。,4月酸洗后增载稍有加快，上负荷增加4KN，说明游动凡尔有所改善。保持目前生产状态，也可调高冲次减少漏失。,天83-6井憋压曲线5.15,1.04 沉618,天83-7井（低效井）,4.01 沉0,4.20 沉59 5.03 沉349,5.17 沉0,综合分析泵况良好，导致产液持续下降可能与注水有关。天83-8井5月15测调发现P2不吸水。,天89井（高频作业井）,使用防垢泵后抽油杆遇卡的情况得到了明显的改善，虽然也遇到过遇卡，但是可以通过活动解卡。但是使用防垢泵

10、后油管漏的问题变得比较突出，这说明32mm的防垢泵发生在底部的偏磨作用增强了。建议优化抽油杆组合提高井下适应性，有条件地更换材料。,秦X4井（新投井）,此井3月13日开抽产液正常以来，产液量先大幅下降，后趋于平稳，含水始终保持在10%左右。 液面始终难以确定，通过现场憋压、功图、以及倒油量核实，产量与泵工况相适应，导致泵效下降的主要原因为供液不足。 液面反射波不明显的原因尚未查清。初步认为套管内死油影响，但通过热水烫无法彻底消除，且通过热水烫后液面不准，所以没有进一步开展。,4.18,抽油机未停稳,3.20,3.21,天95井（新井）,此井4月13日正常开抽以来，产液量先大幅下降，后趋于平稳，

11、含水始终保持在1.7%左右。 此井液面测试比较明确，液面在4月底已经小于100m，此后测试液面平泵挂。 从现场憋压情况来看，泵工作正常，为典型的泵充不满。目前通过调整套压（原0.6MPa）后气体影响不太明显。,5.21 沉1,4.20 沉69,王26井（漏失）,4.01 沉426,4.20 沉770,2月24日产液呈缓慢下降趋势，目前较正常时期，液少1.4t/d，油少0.15t/d。产液含水略有上涨。 测试资料显示，目前油井存在固定凡尔漏失现象，但没失效，且沉没度较高，但液面相对较平稳。目前参数偏大，能满足该井排液能力，但牺牲了泵效（35.9%）。 此井生产相对较为平稳，免修期较长（536天）

12、。可实施调参方式提升产液能力。另该井严重不平衡，并已调整到位，如作业改善泵况，提高泵效时，可将44泵降低一级。,5.17 沉498,王26井1月1日5月21日生产曲线图,张7X1井（漏失）,此井目前出液不正常，较正常生产明显偏小。通过计量，最开始出现减少是从5月4日开始，而后持续下降。 从现场憋压情况来看，固定凡尔漏的可能性不是很大，稳压不住且压力下降较快。 综合判断为油管漏。,5.15 沉801,4.20 沉268,桃4-4井（漏失）,4.02 沉77,4.18 沉330,5.19 沉484,4.18 沉330,此井存在漏失现象，可通过地面调参提高产液能力，可将冲次调整至4.5次。前提是先要

13、改善井下结蜡程度，防止负荷过大，抽杆疲劳。,桃4-9井（供液能力下降）,1.19 沉0,3.06 沉0,此井于2011年11月6日投产，初期产量6.5t/d，含水1.5%。,现场憋压，一个冲程压力上升到顶，稳压不降。说明泵况良好。 综合分析此井，泵效下降的主要原因为地层供液能力下降导致的。桃2-1A注水后与该井形成对应，将会缓解这一矛盾。,5.16 沉0,天92-3井,此井于3月25日开始产液逐渐上升，含水也逐步上升。产油先升后降，整体较注水开发前有所提高。对应注水井天92-4井3月14日投注25m3/d，鉴于此井注水受效明显，含水上升过快，于4月5日下调至15m3/d。,现场憋压，此井泵况良

14、好。从功图变化来看，泵充满程度改善，测试液面呈逐步上升趋势。 同区块其他井尚未见到明显注水效果，可能天92-3井压裂裂缝方向与注水方向一致，过早形成注水通道所致。,4.02 沉74,4.16 沉135,5.16 沉359,关5-1井,此井2012年以来日产液不足1t，含水相对稳定。4月2日测试液面沉没度由此前的0变化为676m，后持续上升。 沉没度上升后功图仍然呈现泵充不满，且负荷无明显变化，无泵工作不正常的迹象。,5月18日为了改善结蜡影响，对此井实施了热洗烫管柱，发现地层亏空严重，基本不反排。5月19日产液5.1m3，说明灌水后泵效有所改善。 综合分析此井为严重供液不足，液面测试可能存在干

15、扰。,4.2 沉676,4.16 沉776,5.19 沉0,关7-2井,5.16 沉738,此井自3月以来生产相对平稳，含水无明显变化。 于1月日5月11日实施18h间抽，随着测试液面上涨，于5月12日采取24h生产，但产液无明显变化。 综合分析此井为严重供液不足，液面测试可能存在干扰导致液面不真实。,四、问题汇总,注水方面,1、各站污水水质超标严重。 （1）欧北站脱水罐出口水质较差； （2）铜庄站分离器出口水质有所改善，但后端出现水质倒挂； （3）天83站除油器工作不平稳，导致除油能力不够； （4）各站主要污水储罐清淤工作开展不及时或无法开展，导致污泥大量聚集形成恶性循环。 2、水井洗井工作

16、开展滞后。 主要受限于洗井车辆和部分井洗井条件不具备（如高压、无循环通道等） 3、水井措施实施进度较慢。 （1）桃2-1A、程1-2新井投注施工尚未结束； （2）安51、阳2、安1、安47井措施较计划有所推延。 4、部分新块注水问题较突出。 （1）天92块。注水突井明显，影响整体开发效果； （2）关7块。水性不配伍，注水泵压持续上升，且注水受效较慢。,四、问题汇总,油井生产方面,五、下步工作建议和安排,注水下步工作,1、提升注入水水质。 （1）及时开展污水罐的清淤工作，每个月定期开展收油、排污工作； （2）开展污水池的清淤工作； （3）加强原油处理、污水处理药剂加药管理，严格按制度进行； （4）按计划和生产需要开展注水井洗井工作。 2、抓紧实施桃2-1A井、程1-2井注水，对于注水井地层能力。 3、开展安1、安47井调剖方案实施，抓好现场施工监督。 4、加强对天92块注水受效情况的跟踪，根据变化情况制定下步方案。 5、对关7块注入水加阻垢剂改善注入水与地层水配伍性。,五、下步工作建议和安排,热洗计划安排,五、下步工作建议和安排,酸洗计划安排,五、下步工作建议和安排,调参计划安排,五、下步工作建议和安排,主动检泵安排,汇报结束 不足之处敬请批评指正！,1、与工程院结