高89块检泵原因分析及延长检泵周期探讨.doc

纯梁采油厂实习（论文）高89块检泵原因分析及延长检泵周期探讨见习单位：采油二矿正东指导导师：徐 建答 辩 人：杨 光 云目 录1、区块现状12、深井泵的类型及工作原理12.1泵的类型、结构原理12.2泵的工作原理23、检泵原因分析23.1检泵原因分类33.1.2井筒结垢腐蚀、结蜡问题43.1.3管杆偏磨问题53.1.4管杆泵问题63.1.5作业质量问题83.1.6采油队管理问题94、延长油井检泵周期的防护措施94.1扶正加重技术94.2清防蜡工艺技术104.3防垢配套工艺技术114.4加强作业质量监督114.5提高采油管理水平124.6对检泵中出现的问题进行综合治理12总结14致谢15高89块检泵原因分析及延长检泵周期探讨姓 名：杨光云 专 业：资源勘查 单 位：正东管理区 指导老师：徐 建摘 要有杆泵举升工艺是目前采油方式中应用最普遍最多的一类。随着时间的延长，由于井筒结蜡、具有强腐蚀等介质环境和套变腐蚀井况变差等诸多因素，直接影响着管式泵生产井的平均免修期，进而影响油田开发综合经济效益。本文通过分析了高89块正东管理区引起抽油泵失效检泵的多种因素，认为检泵的主要原因有油井结蜡、结垢及杆柱断脱。通过分析发现引发产生这些问题的原因，既有地层因素、产液因素、井筒状况因素等地下原因，也有地面原因；既有材料质量因素、工艺设计配套因素等技术原因，也有管理因素。各种因素交织在一起，相互影响，相互作用。并针对这些因素提出扶正加重工艺技术、清蜡防蜡工艺技术、防垢配套工艺技术等治理措施，提高抽油泵效工，提高油井开采综合效率。关键词: 检泵周期 管式泵 结蜡 结垢腐蚀151、区块现状高89块2004年投入开发，截止到目前油井33口，注气井4口，油井平均泵深为2315.01m，其中最深高89-3井达到2608.08米，最浅高89-8井也有1996.84米，泵径主要以44mm为主。高89块正东管理区从2007年到2009年6月共作业 60井次，其中措施井25井次；检泵作业井35井次，占井下作业总工作量的 58.3%。统计近年来正东管理区检泵作业由2007年的11井次增加到2008年的14井次，年增长3井次，涨幅27.3%。见表1 正东2007年以来油井作业统计表。表1正东2007年以来油井作业统计表项目时间偏磨抽油杆断脱管泵漏失蜡卡结垢其它原因合计200712132211200823323114200912122210合计47577535以上数据表明：检泵施工在井下作业生产中占相当大的比例，如何提高检泵质量及延长检泵周期是我们目前亟待解决的问题。2、深井泵的类型及工作原理2.1泵的类型、结构原理油田常用的泵主要有：管式泵、射流泵、螺杆泵、电潜泵。本文主要介绍常用的管式泵。管式泵结构：主要由工作筒、固定阀、活塞、游动阀等组成。如图所示： 上游动凡尔活塞泵筒下游动凡尔加长短节固定凡尔上下2.2泵的工作原理上冲程：抽油杆柱带着柱塞向上运动。活塞上的游动阀在自重作用下关闭；由于泵内体积增大，泵内压力降低，固定阀被打开。下冲程：抽油杆柱带着柱塞向下运动。固定阀关闭，泵内压力增高到大于柱塞以上液柱压力时，游动阀被打开，柱塞下部的液体通过游动阀进入柱塞上部，使泵排出液体。柱塞上下抽汲一次为一个冲程，在一个冲程内完成进油与排油的过程。3、检泵原因分析影响检泵周期的因素是多种多样的，既有地下因素，也有地面因素；既有技术因素，也有管理因素。各种因素相互影响、相互作用，任何一个环节出了问题都势必造成检泵作业。根据油井作业现场监督资料累计统计，因结蜡造成检泵作业7井次，占检泵作业工作量的20%，因管泵漏造成检泵作业 5井次，占检泵作业工作量的14.3%，因结垢腐蚀造成检泵作业7井次，占检泵作业工作量的20%，因抽油杆断脱造成检泵作业 7井次，占检泵作业工作量的20 %。具体情况见图1。 图1 正东2007年以来检泵原因统计图通过对该管理区近几年来油井检泵作业的统计数据的分析可以看出，油井结蜡、结构及管柱断脱三大部分是近几年来造成油井检泵周期难以有效延长，而作业修井工作量居高难下的主要原因。3.1检泵原因分类抽油泵失效原因错综复杂，随着油田开发时间的延长，井况越趋复杂，对抽油泵的质量要求越来越高。归纳总结引起高89块检泵的原因有：井筒结垢腐蚀、结蜡问题；管杆偏磨问题；管杆泵问题；作业质量问题；采油管理问题。3.1.2井筒结垢腐蚀、结蜡问题目前高89块油井综合含水3%左右，然而，油井结垢确很严重，引起结垢的原因尚不清楚。垢卡躺井已是影响高89块躺井率的重点，通过高89块高892、高89-10、高891-10、高891-2、高89-7等几口作业时起出的管柱看出：躺井的主要原因之一就是油井结垢卡井。G892测功图杆断，起出抽油杆在第150根，距抽油杆上部结箍6厘米处断裂，起出的206根62mm平管中有100根发现有严重的结垢偏磨现象。通过对管壁的垢片取样化验，高892、高89-10两井主要是碳酸盐垢，高891-2井主要为硫化亚铁垢和部分铁的化合物。 油井结蜡：在油藏条件下蜡一般处于溶解状态，在开采过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解在原油中的石蜡变结晶析出、长大、聚集和沉积在管壁等固相表面上。油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一。油井结蜡会影响流体举升的过流截面，增加流体的流动阻力，从而引起蜡卡现象。油井结蜡是影响高89块油井正常生产的重要因素，通过对高893、高89-1等部分油井原油的含蜡量统计（见表2）。表2 G89块部分油井含蜡量统计表井号G893G89-1G89-5G89-9G891-3G891-5G891-7平均含蜡量19.4315.2719.5611.2511.1935.578.0217.47可以看出该块原油含蜡量较高，平均含蜡量为17.47%，高891-5井原油的含蜡量达到了37.57%。此外，由于高89块油井液面深，井筒脱气严重，使原油更易析蜡。3.1.3管杆偏磨问题管杆偏磨始终是检泵的主要原因之一，在腐蚀因素的影响下，偏磨和腐蚀互为因果相互作用，加快管柱失效的速度。造成管杆偏磨的主要原因有如下几个方面：（1）井身结构是造成管杆偏磨的主要因素。近几年来随着斜井、定向井、侧钻井数的不断增加，直接导致管杆偏磨油井不断增加。而对于直井而言，由于钻井过程中位移和方位角的变化，以及后期注水、各种增产措施等因素，使得老井地层压力不断变化，造成地应力的变化使套管弯曲变形，造成管杆接触偏磨，而这一现象随着油田的深入开发已愈来愈严重。（2）管杆受力运动失稳弯曲，造成管杆接触磨损。G891-12井取出抽油杆发现121205、242272根抽油杆偏磨，100260根油管轻微偏磨；G891-7作业前不出，经检查连续杆下部有弯曲偏磨现象。分析认为抽油杆下冲程时，在中和点以上抽油杆呈拉伸状态，中性点以下的抽油杆受压而弯曲，由于抽油杆弯曲，使抽油杆与油管发生偏磨。此外，由于油井结蜡造成抽油杆下行阻力增大，使抽油杆在下冲程中发生绕度变形，抽油杆接筛或杆体与油管壁产生摩擦，长期作用将油管磨坏或将接筛、杆体磨断。促进抽油杆失稳弯曲导致偏磨现象的发生。而抽油杆在上冲程时，游动凡尔关闭，活塞带动油管内介质上移。由于管内介质的重力、油管与管内介质和抽油杆的阻力作用，使抽油杆拉直，而油管在中性点以下产生弯曲，使管杆接触产生磨损。油管弯曲造成的偏磨主要局限于泵上部附近，即中性点以下到泵位置。另外，使用封隔器也可导致油管弯曲，坐封力越大油管弯曲度越大，杆管偏磨也就越严重。（3）产出液腐蚀介质加剧管杆偏磨。杆管间的摩擦系数和磨损率都随产出液中矿化物含量的增加而增加，当油井产出液含有Cl-、H2S等腐蚀介质时，管杆磨损处将优先被腐蚀，腐蚀使管杆表面更粗糙，加剧了管杆偏磨。偏磨与腐蚀并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，二者结合具有更大的破坏性。3.1.4管杆泵问题管杆泵的主要问题是抽油杆断脱和抽油泵频繁漏失等等。经统计管理区因杆断脱造成检泵7井次，占统计井次的20%；管泵漏失造成检泵5井次，占统计井次的14.3%。3.1.4.1通过现场观察和数据分析，造成杆断的原因主要有以下几个方面的内容:(1)抽油杆超期服役疲劳而断。抽油杆组合不合理或工作制度不合理,由此增加了产生交变载荷的破坏性。(2)由于起下作业频繁，用管钳或液压钳上卸抽油杆扣不当损伤抽油杆。如果将这种抽油杆下入井中，抽油杆在正常工作时，受到冲力载荷、振动载荷以及摩阻等作用力的影响，易从损伤处断裂。(3)由于井斜，抽油杆在井内受偏磨以及各种化学腐蚀，使抽油杆本体变细。(4)抽油杆本身存在的质量问题，如砂眼、裂纹等。由于检测仪器检测范围有限，那么就有可能将有损伤的抽油杆再次下人井内。G891-16转抽的新管在不到70天的时间里，有35根发生粘扣现象，造成了管漏检泵，其主要原因就是油管质量问题。(5)由于管理不善或操作不当，引起抽油杆瞬时增载。如测功图、停电、间抽、抽油机维修等等，或者由于各种原因停抽以后，特别是冬天，井筒内的温度将会很快下降，那么筒内原油处于半凝固或凝固状态，原油粘度增大，结蜡严重，在重新启抽之前，如不采取措施,凝固的原油与油管、抽油杆之间的磨阻增大，当抽油杆上行时，使抽油杆载荷增大，当抽油杆下行时将会发生不同步现象，导致抽油杆断脱。3.1.4.2油管漏失主要在丝扣和本体上，前者占的比例较多，具体有以下几个方面:(1)由子油管长期使用得不到更换，频繁起下作业，使油管丝扣磨损造成漏失。(2)大泵井生产时，由于大泵的震动较大，易把油管丝扣振松，甚至造成脱扣。(3)检泵下油管时，丝扣未上紧，而油井在正常生产时有一定的回压，那么液体就要从未上紧的丝扣处漏失，随着生产天数的增加，漏失量也越来越大。(4)由于井斜，抽油杆与油管摩擦增加，磨穿油管。(5)由于目前油管丝扣检测手段落后，现场只能用目测检查，易把不合格的油管下人井内。3.1.5作业质量问题作业系统剥离主业后，受条件限制，作业监督未能实现全过程质量监控，施工质量无法完全受控于甲方力量之下，部分关键工序不能完全跟踪掌握，这直接关系到修井质量的好坏。如G89-10下完井管柱时，发现新送油管有偏磨腐蚀结垢现象，要求更换油管。完井后不出，连续杆厂家碰泵，无效果。作业队搬上重新检泵，发现泵同内有半块方卡子牙片。主要表现在以下几方面： 下井油管明显存在腐蚀现象。现场条件差与实施把关问题。不清洁的管杆下井导致井筒和井底泥砂沉积、吸附，因为产量低很难随油流排除，洗井时非常容易污染堵塞油层，生产时非常容易造成卡泵，卡凡尔致使检泵周期变断。三级资料不全，原始资料信息准确度不高等；大多数修井小结未描述井下情况。现场操作不规范。如：上卸扣不规范操作对油管杆损伤严重；井口、滑车、天车偏差和起下规范操作对管杆损伤。综上所述，现场管理、修井质量好是检泵一次成功率和延长检泵周期的重要途径。3.1.6采油队管理问题采油队油井免修期高低与管理水平息息相关。首先，热洗等冬季生产管理措施受设备限制未能及时到位，油井清蜡不彻底，导致油井结蜡周期变短、结蜡变严重，出现井蜡卡现象。这将引起一连串的反映：结蜡泵压上升油管漏失增加或泵漏失量增加产量下降；结蜡泵压上升光杆载荷增加杆断脱增加。油井结蜡或清蜡不彻底主要表现出：产量下降，功图反映严重供液不足；上行电流增加或下行电流增加或都增加，产量下降。其次，对腐蚀和结垢严重井，“加药”措施不够到位。另外，采油队应加强作业交井后的管理，及时调整生产参数。综上所述，引起检泵的原因是多种多样、错综复杂的，主要有结蜡、结垢及杆柱断脱三大部分。其相互影响，相互作用，导致油井免修期难以有效延长及作业量高居不下。 4、延长油井检泵周期的防护措施4.1扶正加重技术针对斜井及直井段方位变化引起的杆管接触问题，选择在造斜段或存在方位变化的拐点范围连续配套扶正类工具。G89-6作业前不出，经检查连续杆在1300米处断脱，断口有腐蚀，偏磨痕迹，起到133根时，见到断杆。通过下入导向扶正装置FZ-115FY，M115-62后油井检泵周期由原来的329天延长到549天。针对杆柱失稳的问题，选择加重、扶正综合治理技术，通过底部加重：一方面可以降低中和点位置，另一方面克服抽油杆下行阻力，限制和减小抽油杆下部的弯曲；通过扶正：扶正器外径大，可以看作为杆柱的约束，增加约束以提高其稳定性，从而降低杆柱的交变应力幅度，延长抽油杆疲劳断裂周期。目前在G89块扶正加重技术的应用起到了很好的作用，油井平均免修期在949天，其中G899、G89-9、G89、G891为管理区铜星长寿井。G892通过下入扶正杆+加重杆免修期又原来的423天延长的目前的445天。4.2清防蜡工艺技术针对高89块新油井结蜡严重问题，坚持“以防为主，以清为辅，清防结合”的主导思想，积极探索适合不同油田的清防蜡技术。通过对高89块油井实际结蜡情况的监控和试验，逐步摸索出了对应该块油井结蜡的措施：定期对油井进行融蜡，并配合加清防蜡剂，以减少油井井筒内结蜡量，减小抽油机负荷和防止蜡卡躺井。通过对各井示功图、产量、电流等参数的分析，制定出对应各井的融蜡措施和周期。1）对于液面深，沉没度小且产量低的井，由于热油循环难度大，且用油量较大，一般使用蒸汽融蜡。2）对沉没度相对较大的井，或易结碳酸盐类垢的油井一般使用热油融蜡，特别是对高892、高891-10两口易结垢井由以前的蒸汽融蜡改为热油融蜡，从水的方面防止结垢程度。通过以上措施的实施，其电流有明显的降低（见表3）。高89块油井平均检泵周期由08年677天延长到现在的729天表3熔蜡前后电流对比表井号用油(m3)融蜡前电流融蜡后电流G891-21312.6/10.612.1/10.2G89-71315.5/12.614.2/11.9G89-121316.5/13.515.5/13.2G89-81321.5/13.218/13.4G89-101316.5/13.115.7/12.64.3防垢配套工艺技术针对G89块油井结垢问题，目前主要采取的措施是下入阴极保护器、内外磁防垢器、污物捕集器及定期加阻垢剂防垢，有效的控制了油井结垢，延长油井免修期。G89-10通过下入阴极保护器，油井免修期由原来的223天延长到目前的312天。4.4加强作业质量监督（1）检泵井必须找准检泵原因，采取措施后方能下井。管杆泵入井前进行检查和验收；试压、试抽等关键工序必须盯在现场，严格按要求验收。（2）现场决定需要更换管杆的数量、规格。及时向作业科汇报管杆偏磨腐蚀程度，现场监督防偏磨措施的执行情况。异常情况及时向作业科汇报。（3）检查作业现场规格化执行情况，抽查起下油管抽油杆操作情况。（4）对于腐蚀磨损，要加缓蚀剂，通过缓蚀剂加入到产出液体中，在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，达到保护金属，防止腐蚀的目的，而且在油管表面和抽油杆表面形成较厚的保护润滑膜，既起到润滑作用，又减缓杆管磨损；应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀，降低采油成本；应用新工艺、新技术消除和减少杆管磨损。4.5提高采油管理水平取全取准各项资料，证实确实不出液后再要求上作业检泵；接井后加强管理，定期测试动液面和示功图，分析泵是否工作正常、油管是否存在漏失等现象，根据地层供液情况合理调整工作参数；结合油井结蜡出砂情况定期热洗碰泵等，来保持抽油泵正常生产。对于易出砂结蜡腐蚀结垢等油井，建立腐蚀、结垢和结蜡单井台帐，摸清加药、热洗规律，利用检泵时机进行防蜡、冲砂防砂、除垢防垢等措施，来延长油井的作业免修期。4.6对检泵中出现的问题进行综合治理（1）作业队要经常分析检泵施工运行情况，发现问题及时采取措施。（2）对事故性检泵井（周期低于一个月的检泵井)，及时协调工艺所、工程监督站、作业大队，逐井逐项进行技术分