采油厂检泵分析.ppt

采油厂检泵分析,2010年3月,汇报提纲,检泵原因分析,下步建议,一,1、2006-2008年与2009.5.26-2010.2.25日油井检泵对比简述2、2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析3、2009.12.26-2010.2.25日修前的生产周期分析,一、检泵原因分析,为深入研究我厂油井检泵原因，作业管理中心对全近几年的躺井进行了原因调查和分析，下面对检泵原因从2006-2008年、2009.5.26-2010.2.25日二个时间段进行统计分析，并提出下步建议，其中对2009.5.26-2010.2.25日检泵情况进行了重点分析。,（一）二个时间段的油井检泵分析对比简述,采油厂通过提升泵的耐用质量、增加管杆更新率、加大防偏磨治理措施力度，将在减少躺井数量方面具有非常大的挖掘潜力。,汇报提纲,检泵原因分析,下步建议,一,1、2006-2008年与2009.5.26-2010.2.25日油井检泵对比简述2、2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析3、2009.12.26-2010.2.25日修前的生产周期分析,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,油井检泵原因按月度变化趋势图,泵问题方面，10、11月份下降幅度较大，主要受维护工作量下降，措施工作量增多的影响，泵问题没有改善，在本月度躺井总量中仍占最高比例。,泵问题按失效部位（起出原井的结果）分析：,泵损坏与管式泵基材、结构、地层产出液流体性质（化合物成分、矿化度、粘度、含砂气）、工作环境（井斜、泵深、工作参数）、泵使用时间等因素有关。,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,282口，占泵原因的55.7%。胜岛产的管式泵，其固定凡尔材质为不锈钢，具体阀球材料为9Cr18Mo，硬度58HRC65HRC，阀座材料为6cr18Mo，硬度52HRC56HRC，阀球的硬度要大于阀座，性能上具有较强的抗腐蚀、抗磨损性，在材质上，该材料目前国内广泛应用于抽油泵阀球及阀座；在有效使用时间方面，平均在一年左右。2010年12月份躺井统计中，固定凡尔最短失效井为KXK71-123井，仅生产16天后泵漏，起出发现固定凡尔阀球上出现许多麻点；从现场看，由于受产出液流体性质及恶劣的井下工作环境影响，在液气流（含砂）的交变压力及腐蚀造成的，特别是高含水、含聚合物、高矿化度的情况下，损坏加剧。,建议：改进的关键还是从固定凡尓的材质上入手，采用抗腐蚀、抗磨损性能更高的材质替代当前固定凡尔材质。在结构上，前期曾应用过双固定凡尓泵，但从使用效果看并没有改善，因此建议仍保留现在的单固定凡尔结构。,1、泵固定凡尓漏,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,160口，占泵原因的31.6%。胜岛产的管式泵，其柱塞表面采用Ni60A合金粉末喷焊处理。喷焊层厚度要求单边在0.21mm以上，表面硬度在53HRC以上，心部硬度在185HBW240HBW，在结构上外壁带防砂槽，其基材是45号碳素钢，综合性能好，但硬度不高，抗腐蚀性差，柱塞阀球及阀座使用材质为不锈钢，具体材质与固定凡尔的阀球及阀座相同。柱塞上下阀座压帽、及上凡尔罩基材为45号碳素钢。,活塞外壁损坏：占泵原因的10.4%，主要表现在划痕、腐蚀（自内向外），这与液体出含砂，以及流体腐蚀性有关。如GD1-6P615井，2009年11月份检泵后，2010年1月份躺井，起出发现原井70泵柱塞外壁划痕严重，这与生产后期该井含砂量增多有直接关系，生产后期含砂量达0.1（正常应小于0.01）；同时柱塞内表面没有喷焊或电镀涂层，导致所用的45号碳素钢直接裸漏，在柱塞外壁损坏中，有40是由于柱塞本体穿孔所致。,2、管式泵柱塞坏,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,柱塞下游动凡尓坏：45口，占泵原因的8.8。主要表现在柱塞下压帽脱（23口），占泵原因的4.5%，柱塞下凡尓刺漏（22口），占4.3%。从现场看，柱塞下压帽脱主要集中在原泵改期间应用的双凡尓泵，由于该泵的柱塞无上游动凡尓（将上凡尓移至活塞下部，形成下部双游动凡尓），因此造成柱塞下压帽脱的现象非常严重；同时由于柱塞下压帽采用45号碳素钢，并直接裸漏，导致柱塞下凡尔因腐蚀及磨损发生刺漏现象比较严重（22口）。目前活柱塞改为上下游动凡尓后，下凡尓损坏情况有所减少，但是柱塞损坏的问题又集中到活塞上凡尓上。,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,柱塞上凡尓坏：62口，占泵问题的10.2。主要表现在柱塞上凡尓罩断（33口），占泵问题的6.2%，以及上压帽脱(29口)，占4.0%。柱塞上凡尓罩断几乎都是发生在凡尓罩顶部，由于柱塞受交变负荷的影响，以及液流直接刺向凡尓罩顶部造成该部位腐蚀、磨损。上压帽脱，主要是由于柱塞受横向及纵向力的作用，销钉受力被剪断，并出现倒扣现象，造成柱塞上压帽脱开。,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,如GD1-14X1井，2009年10月躺井，起出发现56泵柱塞的上压帽脱，2010年2月份再次躺井，起出发现56泵柱塞上凡尔罩断；胜岛管式泵柱塞上压帽及上凡尔罩全部采用45号碳素钢，并直接裸漏，材质适应性差，是导致柱塞上凡尔损害的主要原因之一。,柱塞改进建议：首先要在结构及材质上进行改进。在材质上，务必对柱塞内壁进行喷焊或电镀涂层，增强防腐性；对柱塞上下阀座压帽、及上凡尔罩所用材质，由45号碳素钢提升至不锈钢材质，增强抗腐蚀、抗磨损性。,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,在结构上，对柱塞上凡尓罩，要加大凡尓罩上部与连接件的接触面积，减低单位受力面积，增加凡尓罩出液槽数量，增加支撑筋数量和支撑筋厚度，在上下凡尓连接上，对限位顶丝进行改进以及丝扣连接的紧固上进行改进，减少上下压帽脱扣现象。,（二）2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析,3、泵筒本体坏：,21口，占泵问题的4.4%。胜岛管式泵的泵筒，其基材也是采用45号碳素钢，从现场看，主要表现在泵筒本体因腐蚀出现孔洞，如GD1-9-502井，2009年7月下入83泵，2010年1月躺井，起出发现83泵本体腐蚀穿孔。建议：进一步改善泵筒内涂层的质量和工艺，增强抗腐蚀性能。以上对管式泵的改造建议也是同胜岛机械厂共同商议的结果。,汇报提纲,检泵原因分析,下步建议,一,1、2006-2008年与2009.5.26-2010.2.25日油井检泵对比简述2、2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析3、2009.12.26-2010.2.25日修前的生产周期分析,（三）2009.12.26-2010.2.25日油井修前生产周期分析,1、油井修前生产周期分析,为了更好地评价井内管柱自身质量水平，在剔除新井等无修前生产史的油井后，对2010年12月份396口油井生产天数进行了统计分析，平均生产周期336天，按时间段看整体呈不规则正态分布，峰值出现在180生产天数365天之间，119口，占油井总量的30.1。,1、油井修前生产周期分析,5个主要躺井原因中，在失效时间段上的分布统计。,抽油泵失效出现的最大峰值在180生产天数365天之间，占泵问题的38.3，90天内出现泵问题的仅8口，占泵问题总量的6.7，可以说抽油泵在90天内失效的概率很小，但90生产天数180天之间失效达31口，失效数量明显增加，占泵问题总量的25.8。,抽油杆断脱出现的高点在90生产天数180天；值得关注的是在30生产天数90天之间有11口，占抽油杆问题总量的25.8。,出砂问题发生在90天内的井，是我们今后重点研究和改进的重点，应努力减少这部分躺井的发生，对30天内出砂的躺井分析，将在后面阐述。,油管脱漏问题的最大峰值在180生产天数365天之间，有13口，占油管脱漏总量的28.9，但半年内出现油管脱漏井18口，占油管脱漏总量的40，比重过大，特别是90天内出现油管脱漏井达9口，占总量的20。,油稠问题的最大峰值在366生产天数730天之间，有13口，占油稠躺井总量的36.1，但30天内出现油稠躺井过多，达4口，占油稠总量的11.1，这类井应尽量避免。,1、油井修前生产周期分析,2、2010年12月份30天内躺井检泵分析,2、2010年12月份30天内躺井检泵分析,出砂因素造成生产不足30天的主要原因是方案设计不符合。10口出砂躺井中有6口是由于检泵作业后导致出砂，说明检泵作业时该井已经出砂，但是在方案论证及整个作业过程中，方案设计人员、作业监督、作业施工人员都没有及时发现存在的隐患，问题检查不细，导致作业后不成功，属人为因素造成的；对老井来说，前期更换了防砂管柱，但在30天内又造成出砂躺井，更多的是作业施工工序质量不高造成的。,油管脱漏因素造成的作业不成功井。主要是由于带伤油管在下入井内时，虽然能够经受下泵试压的检验，但是由于油管本身已存在偏磨老化现象，在短期生产中再次腐蚀、偏磨导致油管漏失躺井。由于油管内壁的磨损情况现场难以判断，因此建议采油厂对出现抽油杆偏磨严重的井，全井油管都要强制回收进行修复检验，以保证下井油管的质量。,油稠因素产生的4口不成功井，是方案设计不符合造成的。方案设计人员没有及时采取转周或合理的降粘措施，导致方案严重不符合，这部分不成功井应坚决杜绝。,汇报提纲,检泵原因分析,下步建议,一,1、2006-2008年与2009.5.26-2010.2.25日油井检泵对比简述2、2009.5.26-2010.2.25日油井检泵原因分析3、2009.12.26-2010.2.25日修前的生产周期分析,二、下步建议,除了在前面提到的对泵结构、泵材质的改进外，还要在泵的选型方面需完善：由相关科研单位负责完善泵型的选型工作。根据产出液的物性、矿化度、油井见聚浓度的不同，划分腐蚀等级。逐步配套完善以下泵型：,（一）加大泵、管杆的改进,1、泵的改进建议。,防砂卡泵：对出砂治理难度大的井，下相应等级的防砂卡泵。,防腐泵：对矿化度高、见聚浓度高的井，下相应等级的防腐泵；,斜井泵：对斜井，根据泵深及斜井斜度综合考虑，下相应等级的斜井泵；,抽稠泵：根据稠油等油藏类型，选用不同等级的抽稠防砂泵；,防气锁泵：对产气量大的井，要下相应的防气锁抽油泵；,对管式泵的泵级方面。综合考虑到孤岛油田油藏出砂特点，仍推荐使用目前的2级间隙管式泵，对垦利等外围区块，对沙河街组及东营组等出砂很少、液量较低的油井，推荐开展杆式泵或1级间隙管式泵的应用实验（对井温低，易结蜡井要做专门处理），并加强效果跟踪和总结。,（一）加大泵、管杆的改进,管式抽油泵行业标准,金属柱塞与泵筒的配合间隙,（一）加大泵、管杆的改进,2、管杆使用的改进建议。,修复管杆,按照产品质量周期的等寿命理论，追求产品价值最大化，在管杆投入方面：,管杆修复使用多次，因管杆问题时常造成躺井的，或查不出躺井原因的井，建议原井管杆全部强制更换，以保证下井管杆质量。,普通新管杆,特种材质管杆,目前油井老井的油管、抽油杆更新率保持在4；更新率仍较低，建议适当增加管杆更新率。,对防腐、防偏磨及高强度管杆，应用在相应的油井。,如特种油管使用方面：对腐蚀性强、偏磨的油井，推荐使用内覆或内衬耐腐蚀抗磨合金复合油管；对偏磨严重的油井，建议继续开展防偏磨治理措施；对螺杆泵井，前期应用内衬油管使用效果较好，建议继续扩大聚氯乙烯内衬油管的使用（井内温度应小于60度），但是前提必须要解决内衬油管修复重复使用的问题，因为目前曾发生过多起内衬油管的内衬层破损，造成碎片卡泵的现象。对悬重负荷大、地层防砂或压裂井，建议广泛采用N80级油管，实现性能的大幅提高，而二者在价格上相差不大。,（一）加大泵、管杆的改进,2、管杆使用的改进建议。,（二）建立躺井原因分析及对策常态机制,建立和广泛开展采油厂躺井原因分析及对策常态机制。通过厂级、三级、四级三个层次的躺井原因分析，从油田、单元、井组、单井的不同层次进行宏观及微观分析，开展“一层一策”分析，将躺井原因的分析理念植入每一名技术及管理人员心中，找准问题，制定对策，提高方案符合率，减少短期躺井数量，延长油水井生产周期。,加强基础资料采集的真实性、准确性。狠抓作业、采油基础资料的采集管理，杜绝“假资料，真分析”情况的发生，建立和加大基础资料的月度考核力度。如本次躺井分析中的方案设计GDD11N3井，该井原井管柱是筛管、封及丝堵的报大修完井管柱，井内没有泵及抽油杆，而方案却为：检泵、补孔、丢封、下滤，不知泵是如何来的，作业解剖是泵固定凡尔漏，数据之假可见一斑。,强化作业设计分级审批。依托网上作业设计分级编审管理制度，进一步规范方案设计编审流程、审批权限，严把审核关，对数据不全、上修原因不明、井控措施不到位以及主材超预算指标等方案坚决予以返回设计方，切实从源头做好方案设计的审批工作。,（4）建立作业生产及效果分析系统平台。以源头数据库为数据来源，充分发挥信息系统的数理统计分析功能，编制指导作业生产及效果评价体系的作业信息系统软件，该软件应填补“采油工程决策系统”、“开发业务平台”及“作业运行系统”等应用软件的不足，实现功能互补的作用。目前作业管理中心已经与信心（档案）中心对接完毕，将该系统的开发纳入今后的软件开发日程中。,（三）建立多轮次作业及低效井专项管理机制,08、09年我厂多轮次作业井分别占总工作量的30.4%，29.4%，因此优化方案，压减多轮次作业井工作量势在必行，同时压减潜力非常之大，开展得力将明显延长我厂油水井生产周期，降低躺井总量。低效井也是制约采油厂油井上产的关键因素，统计2010年1.1日2.10日作业的措施井，严格达到增油效果的仅占43（修后日增油大于1吨）。因此建议对多轮次作业及低效井建立预警及控制机制。具体措施如下：,治理规定。首先建立采油厂多轮次及低效井治理规定，制定组织结构、运行程序、职责和治理工作目标；,运行流程。2010年针对一年作业三次以上（含三次）的井，由信息（档案）中心通过程序处理，自动提报井号，作为重点跟踪对象，当再次发生躺井时，将躺井井号提报至多轮次井治理机构。治理机构对提报上来的躺井井号，随时躺井随时组织讨论会，及时进行方案讨论，制定出最优化方案。若经集中会诊，当前工艺水平没有好的治理措施或经济效益极差，应果断采取停修处理，以集中有限施工能力保其它修后效果更佳的作业井。,效果跟踪。要定期组织会议，总结前一段时期内多轮次作业及低效井的治理效果经验，部署下一阶段的治理安排，通过成功及失败案例分析，为下步多轮次及低效治理提供扎实有效的指导；要努力查找和消除影响多轮次作业及低效井的关键因素，通过“一层一策”的治理模式，提高治理效果。,考核机制。通过建立对多轮次作业及低效井治理不同层级的考核，从制度上实现有效控制。,（四）其它建议,1、采油管理方面作业开井前，采油应提前做好地面维护保养工作。抽油机维护、地面管线流程的检查工作，杜