武强油田生产现状.doc

武强油田生产现状一、概况武强工区目前总井74口，开井58口，1-5月份共发生检泵小修作业26井次，23口井，占开井数的42.1%，平均检泵周期282天。 经统计，自2009年开始至今武强油田含水逐渐呈上升趋势，由2009年底的64%上升到2012年5月的75.7%，检泵井次又呈现逐年增加的态势，虽然今年1-5月份全厂检泵井次与往年相比大幅度下降（所占开井数比例由21%左右下降到19.7%），但武强油田检泵井次没有下降（2011年53井次29口井，1-5月份26井次23口井），虽说工区、工程所近两年也做了大量的工作，比如工区研发加工了井下加药装置，现场加药方式、工作参数的优化，工程所也加大对武强工区的投入，包括年初积极为工区争取药剂专项、持续投入开展腐蚀分析及治理等，但目前产量形势依然十分严峻。二、油井综合情况分析根据武强油田近几年来的作业情况，以及油井含水，原油物性等原因综合分析我们可以看出，武强油田油井存在以下特点：1、腐蚀油井越来越多，腐蚀情况越来越严重09年武强腐蚀作业16井次，2010年腐蚀作业井20井次，2011年因腐蚀作业井次22井次，2012年1-5月共发生检泵小修作业26井次，现场发现存在腐蚀问题的达到了23井次。近几年来通过和西南石油大学及设计院合作，进行武强油田腐蚀因素分析及治理技术研究。经过现场取样，室内分析，确定产出液总矿化度介于44000.0088000.00mg/L之间，最高达88151.00mg/L；Cl-离子浓度介于25000.0053000.00mg/L之间，最高达52855.95mg/L（强60井）。无论是研究单位还是科研院校均确定造成武强油田腐蚀的因素为高矿化度（主要腐蚀因子为 Cl）水质和高CO2酸性腐蚀气体。2、随着含水上升，使得腐蚀越来越严重含水的升高，会使抽油机井杆管环境条件发生改变，抽油机井产出液有油包水型转变为水包油型，杆、管优先水湿，润滑剂由原油变为水，失去了原油的润滑作用，摩擦系数增加，增大了杆管之间的摩擦力，加快了抽油杆、管的磨损程度。同时油管内产液密度的增加可以增加抽油杆柱的浮力，从而减小抽油杆的分布力，使杆柱弯曲的临界压力降低，抽油杆柱较容易弯曲。含水的上升加快了油井杆管偏磨腐蚀速度，腐蚀问题随着含水的上升而不断上升。3、井身结构随着泵挂深度增加变化越来越复杂，影响越来越大武强油田目前开井58口，平均泵深2011.9m，其中造斜点在泵挂以上的斜井23口，最大井斜角27.23度，基本在1500m开始造斜，井斜是造成杆管偏磨不可避免的因素。而武强油田腐蚀油井大部分应用是防腐蚀抽油杆，本体无法安装插接式扶正器，杆管间的磨损使得防腐层脱落，进一步加剧了偏磨。1-5月份作业29井次（维护 26 井次，措施 3 井次），其中6口井存在偏磨（斜井4口），17口井腐蚀（斜井5口），7口井既偏磨又腐蚀。偏磨和腐蚀可以互相促进，腐蚀导致杆管表面钢质受到破坏，强度降低，同时加快了磨损的速度，严重时造成杆断、管漏而上作业。4、部分油井粘度大，胶质沥青质含量高，伴随着油井腐蚀，维护难度进一步增大武强油田包含强19、强26、强2、强37、强49五个断块，平均断块地面原油粘度180-620mPa.s，个别断块部分井如强26-10粘度高达2917mPa.s，由于油稠，胶质沥青质含量高，造成抽油机负荷增加，加大了油井维护的难度。 原 油 分 析 报 告 表 井号：强26-10X 报告编号： 2010-O-21深度：2805.0-2838.8米 分析日期： 2010-1-15颜 色含水量%2.10 密度 (g/cm3)200.9421 含盐量(mgNaCl/L)500.9225 机械杂质100闪火点开口度闭口度粘度 mPa.s50度2917.00 凝固点 度 沥青质+胶质 %79.54 初馏点179摄氏度 含蜡量 %4.19 5、资金不足，杆管更换数量无法满足现场腐蚀治理的需要，缓蚀药剂量不够，添加方式不合理以及药剂缺乏检测手段，造成单井适用性差；防腐蚀抽油杆的本体扶正缺乏相应的技术手段，造成防腐层脱落，失去防腐蚀作用。三、应对措施1、对腐蚀严重的油井添加缓蚀剂，力求从源头进行治理。2012年厂为武强油田油井配备了缓蚀剂8t，以减缓杆管的腐蚀。目前对腐蚀严重的16口井添加缓蚀剂， 5口井应用了井下点滴加药装置（19-33、60-3、2-23、2-7、19-24）。附下表武强油田单井缓蚀剂加药制度但是没有专门针对单井进行缓蚀剂筛选，现场所用药剂和联合站用缓蚀剂一致。16口井中1-5月份有10口井进行了检泵，其中6口井为油管漏。2、应用防腐蚀抽油杆及油管阴极保护器减缓杆管腐蚀目前对腐蚀严重的油井应用防腐蚀抽油杆18井次，基本上包含了所有的腐蚀油井，对比先前的HY级抽油杆，检泵周期平均延长原来的2-3倍。油管阴极保护器在武强腐蚀油井中先后应用了16口井，平均延长检泵周期80天。3、应用内衬油管减缓杆管腐蚀偏磨从2010年开始先后在武强工区的17口井中应用了内衬油管，应用井平均检泵周期延长164天，今年1-5月份作业井中，应用的3口井出现油管漏失，起出后发现为普通油管漏，分析认为更换内衬油管时应尽量的超出偏磨腐蚀井段多用一些。其余井除强60井今年2月由于内衬油管（该井应用的全部内衬管为修复油管加工）丝扣漏失导致作业外，未发现由于内衬油管导致作业。从整体的17口应用内衬油管情况看，内衬油管在防腐蚀方面见到很好的效果。而抽油杆则采取使用双向保护接箍这种高抗磨抗腐的扶正工具，进一步降低杆管偏磨腐蚀。1-5月份作业井中曾发现2口井应用内衬油管的井段其防腐蚀抽油杆接箍存在明显腐蚀情况，对于这种现象有待于进一步分析研究。（附表）4、应用双空心杆内循环热采技术解决稠油井维护困难的问题武强油田部分油井由于粘度大，胶质沥青质含量高，造成油井生产维护难度大，检泵周期短，因此，对这些井使用了双空心杆内循环热采技术，目前共应用了6口井，其中2口井在今年4月份下井，效果待观察；另外4口井平均检泵周期165天，从应用情况来看由于武强油田腐蚀较为严重，双空心杆井检泵周期普遍要低于其他断块双空心杆井的检泵周期。如强26-10井，2012年由于双空心杆断漏造成检泵2次，小修1井次；针对这种情况，本次作业时将双空心杆起出下普通杆，但由于该井油稠，粘度高达2917 mPa.s，胶质沥青质：79.54%。抽油机负荷大，为保油井正常生产，建议现场添加降粘剂。四、下步工作方向继续进行武强油田腐蚀治理。已联系采研院开展武强油田油井腐蚀综合治理及效果评价项目研究，进行油井取样的前期准备工作，进一步进行缓蚀剂的筛选，提高单井加药的有效性和针对性，并进行效果评价。近几年来，工程所通过科技项目的资金支持针对