一工区2010年工程年报.ppt

2011年采油工程总结,第三油矿作业一工区二一一年十二月,目录,一、2011年主要机采指标完成情况二、2011年重点工作完成情况及效果三、作业井情况四、采油工程技术管理所做的工作五、存在问题及下步打算,（一）机采指标完成情况,参数偏大区比例(%),平均泵效(%),2010年,2011年,18.04,18.75,0.71,6.17,33.33,27.16,2010年,2011年,机采指标,（二）生产指标完成情况,2010年,2011年,2010年,2011年,检泵周期(d),检泵率(%),835,29.5,28.1,2010年,2011年,2010年,检泵周期(d),835,29.5,28.1,2011年,2010年,检泵周期(d),18,835,29.5,28.1,检泵率(%),2011年,2010年,检泵周期(d),1.1,1118,18.4,19.5,井下作业指标,1100,目录,一、2011年生产任务和主要指标完成情况二、2011年重点工作完成情况及效果三、采油工程技术管理所做的工作三、存在问题及下步打算,1、重点工作完成情况,（1）油井方面,补孔压裂1口井,转向压裂7口井,油井堵水2口,检泵17口井17井次,调参22井次，其中下调冲程5井次，下调冲次17井次,（1）油井方面,更换新式电机共17台,安装节能测试仪81件,2、应用补孔压裂技术，完善加密井区注采关系，提高储量动用程度,目前日增油1.0t，累计增412t。,2011年3月19日10C94-FS28补孔压裂，该井补孔油层2个，平均连通厚度由补孔前10m增加到补孔后的19.8m。该井措施前日产液1.6t，日产油1.3t，含水22.3%，措施后初期日产液2.4t，日产油2.0t，含水15.0%，目前日产液,2.5t，日产油2.3t，含水10.0%。有效期249天，目前功图不足，沉没度24.2m。,（一）压裂,（一）压裂,1、应用重复转向压裂技术，提高油井产量,今年11月提前压裂2012年计划井6口。平均单井有效厚度13.8m，连通厚度8.6m，改造厚度10.1m。截止12月底井口累积增油641t。,2、主要措施及其效果,3.2,0.6,0.7,2.6,3.0,2.5,4.2,1.7,2.7,1.0,措施前,初期,目前,措施前,初期,目前,平均单井日产液(t),平均单井日产油(t),应用油井堵水技术调节层间矛盾，降低油井含水率，提高采油效率,（二）堵水,2011年5月对10C103-23实施机械堵水作业。措施前日产液3.29t，日产油0.18t，含水94.4%，目前日产液1.5t，日产油0.8t，含水47.8%，累积降液468.3t，累积增油95.6t，堵水效果明显。,2011年10月对10C99-25实施化学堵水，效果不明显。,治理低效井，挖潜增产资源,（三）低效井检泵,10C103-15，2005年10月投产，投产初期日产液4.9t，含水100.0%，2007年12月暂关，2011年7月该井检泵启抽，目前日产液3.5t，日产油1.4t,含水61.0%。,214.5t,累计增油,日增油,1.4t,目录,一、2011年主要机采指标完成情况二、2011年重点工作完成情况及效果三、作业井情况四、采油工程技术管理所做的工作五、存在问题及下步打算,三、作业井情况,1、油井作业情况,今年检泵井中因卡泵检泵井的比例比去年多8.6个百分点，造成卡泵的直接因素是污垢进入泵筒导致活塞卡死在泵筒，主要原因是地层污染和管杆结垢。,目前我工区共有油井96口，计关9口，实开81口。截止11月底我工区油井检泵作业17口井，上检率19.5%，平均检泵周期1118天。,三、作业井情况,1、油井作业情况,卡泵检泵6井次，占总检泵的35.3%，平均检泵周期1080天，检泵原因主要是泵筒内结垢。,漏失检泵有8井次，占总检泵井的47.1%，平均检泵周期1100天，主要原因是管、杆的偏磨和腐蚀,杆断检泵3口井，占总检泵的17.6%，检泵周期1962天。影响主要因素是管、杆材质。,三、作业井情况,1、油井作业原因分析,三、作业井情况,造成油井检泵的原因主要有以下两大类：,检泵原因分析及治理措施,一是因偏磨检泵10井次，占总检泵井次的58.8%,客观因素是一些生产井自投产至今未检泵，材料自然老化磨损导致；直接因素是井底油杆在惯性力下曲变造成其接箍长期磨损油管内壁造成油管磨漏；二是因垢检泵，占总检泵井的23.5%,原因是井底垢进泵筒致使凡尔不严导致漏失或直接进入活塞卡死。,三、作业井情况,抽油杆扶正技术与生产参数优化相结合，防、治并重,直井,定向井,泵上50%范围内抽油杆扶正,全井抽油杆扶正,治理11井次，应用扶正器196个,生产参数大,优化生产参数,参数下调17井次,治理原则:,1、偏磨治理,三、作业井情况,2、结垢治理,治理原则:,抽采取井筒化学清防垢为主，井下点滴阻垢技术、井下固体防垢技术等为补充的综合治理方式。全年采取井筒化学清防垢措施35口井，用除垢剂13.3t。,一般结垢井,化学清防垢药剂,全年加药420井次,垢卡井,井下点滴阻垢器&固体防垢管,点滴器2套，阻垢管1套,三、作业井情况,3、杆管问题及治理,今年因管杆问题检泵3井次，分别有以下原因：1，管杆老化，管杆使用超过8年的井13口；2，管杆质量差，有磨损；3，管杆配比不合理。,杆管现状,管杆质量差,更换磨损管、杆,更换油管总长度706m,超龄管杆,全井更换,更换油管总长度789m,管杆配比不合理,1619换为1922,更换油杆总长度902m,三、作业井情况,1、水井作业情况,三今年无返工作业井,一、2011年生产任务和主要指标完成情况二、2011年重点工作完成情况及效果三、采油工程技术管理所做的工作三、存在问题及下步打算,目录,三、采油工程技术管理所做的工作,围绕泵筒做的工作：,（1）结蜡治理,（2）结垢治理,表3.1结蜡井维护方案,表4.2结垢井维护方案,三、采油工程技术管理所做的工作,1、热洗清防蜡,围绕泵筒做的工作：,（1）合理井筒维护计划，保证井筒畅通,2011年通过对我工区单井进一步分析，在掌握了各井的地层情况、出油含水情况、泵况后，针对含水、液量等参数的动态变化，总结以前的热洗加药规律，及时对油井热洗周期进行合理调整：,2011.12,2011.1,90天热洗周期,13口,35口,22口,6口,8口,2口,10口,9口,19口,2011.12,2011.1,2011年,2011.1,30天热洗周期,月热洗井次,三、采油工程技术管理所做的工作,延长了热洗周期，优化了加药方案：,350,56,72,280,70,2011.1,2011.12,2011.1,2011.12,16,月热洗井次,热洗周期（d）,从目前的测试等来看，油井的电流载荷等参数未出现大的波动，计划调整没有影响泵筒的维护。通过不断地摸索结蜡结垢规律，及时地调整维护方案，进一步合理了井筒维护措施，减轻了热洗对地层的污染，也节省了人力财力。,共计节约用油（t）,3.5,朝98-8单井分析,使用前,使用后,加药周期和加药量调整,热洗周期调整,（2）引用新技术，使用新工艺综合治理结蜡、稠油井,（二）热循环管柱,朝98-8单井分析,C98-8措施前后电流对比:,C98-8在7月份更换热循环管柱后,上下电流明显下降,我们在七月份将原来的加药周期由30天变为120天,延长了热洗计划周期(从30天延长到90天),测试结果功图不足，沉没度平均35米,电流仍然保持在较低水平.,三、采油工程技术管理所做的工作,2、井筒清防垢,三、采油工程技术管理所做的工作,1、更换节能电机,围绕节能做的工作：,安装后,安装前,平均泵效（%）,5,12.8,7.8,3.3,16.4,20.3,2011.12,2011.1,实耗功率KW,今年4月份我工区安装了6台常州市博能节能科技有限公司生产的BN-97-4.5-7.5型节能电机，通过节能设备的更换，淘汰了一批老旧、高耗能、危险系数大的电机，有效地降低了实耗功率，节约了能耗，保护了电路，优化了系统效率。目前电机和配电箱运行平稳，各项参数正常。,今年10月份我工区安装了11台渤海石油装备承德石油机械有限公司生产的YCHD225-12/8型节能电机。,三、采油工程技术管理所做的工作,围绕节能做的工作：,2、抽油机调参,90.1%,99.3%,调前,调后,9.2%,平均泵效,平衡率,2.1m,9.1m,17.6%,21.8%,4.2%,11.2m,针对沉没度长期低于40m、具有可调整抽汲参数的抽油机井，我们下调了抽汲参数，优化了举升统、延缓了有偏磨油井的偏磨,减轻了皮带磨损，提高了泵效。通过抽汲参数的调整，虽然理论排量略有降低，但平均沉没度变化不大，没有影响产量。,调前,调后,调前,调后,下调冲程,三、采油工程技术管理所做的工作,3、新技术介绍：抽油机伺服控制器,1、可实现工况相同条件下的节能2、降低抽油机冲次3、调整上下冲程速度4、电容补偿5、软启动节能,目前我工区共有大丰配电箱和非一体配电箱14台，建议明年更换为伺服配电箱,三、采油工程技术管理所做的工作,围绕资料管理所做的工作：,针对资料管理，严格按照今年油公司下发的资料管理规定实施。除每月正常的周期资料录取外，我们对现场和后线资料每月进行核对，不和格的要复录取。对问题井、作业井、措施井、新投产井、换电机井等重点井的资料如油、套压，电流、功图、液面、冲程、冲次、系统效率的录取要求及时准确有效。对载荷头飘移的标定、更换，压力表、温度计、气表等测试仪器和计量设备要严格按照周期校验。,三、采油工程技术管理所做的工作,新技术实验：,液面恢复法量油,依据抽油井动液面在某一段时间内（几小时到十几小时）应该保持相对稳定，说明从地层中流入井筒的流体体积（可换算成地面体积）与地面采出流体体积是相等的。即可在停机状态下在一定时间测试出液面增长的体积，再将该体积换算成油井的日产液量。,计量原理：,三、采油工程技术管理所做的工作,液面恢复法量油,液面恢复法量油液面恢复曲线,三、采油工程技术管理所做的工作,液面恢复法量油,2011年12月份我们对12口井进行了实验，其中数据合格上传33井次。采点间隔时间设定为3min，液面恢复时间为30min。从量油结果与报表对比看，误差在0.5t之内的有14井次，占实验的42.4%；误差在0.6-1.0t之内的有10井次，占实验的30.3%；误差在1.0t以上9井次，占实验的27.3%。误差偏大的原因有：一，报表报的比实际值偏低。如朝102-18，报表报产液2.89t/d,三次试验量油为：5.43t/d、5.48t/d、5.43t/d；二，油井间出。如朝100-20，模拟回压量油值为1.63t/d,四次实验量油值分别为：0.01t/d、0.17t/d、0.85t/d、1.24t/d。三，假液面影响或工人操作失误。,三、采油工程技术管理所做的工作,液面恢复法量油,两次量油平均数据与模拟回压、报表产量对比：,一、2011年生产任务和主要指标完成情况二、2011年重点工作完成情况及效果三、采油工程技术管理所做的工作三、存在问题及下步打算,目录,三、存在的问题及下步工作安排,1、加强油井防偏磨工作,右图是朝100-20泵上第5根杆接箍磨透，2011年我工区因偏磨导致检泵8口，占检泵井的53.3%。我们采取多种措施对偏磨进行治理，然而偏磨检泵仍然是一工区检泵的主要因素，随着油田不断开采，井下情况越来越复杂，寻求新的工艺措施，细化偏磨井的管理，优选防偏磨措施，降低偏磨井上检率将是泵筒管理的重点。,三、存在的问题及下步工作安排,2、采取“防、治相结合”降低垢对井筒的影响,右图是朝103-17作业时油管外壁结垢，目前我工区结垢井点已达30口井，占油井开井数的37.5%,09年因垢检泵2井次，占总检泵13.3%。可见油井结垢严重地影响着油井正常生产,给井筒管理带来了很大难度。,三、存在的问题及下步工作安排,3、抽油机井结蜡的综合治理,在今年对井筒维护及个单井情况掌握的基础上,根据今年的热洗及加药计划,进一步细化各单井的加药和热洗计划,对做出的计划一定要科学合理的安排,严谨细致的规划,认真负责的落实,确保井筒畅通.,三、存在的问题及下步工作安排,4、运用新技术、新工艺，加大对偏磨井的治理力度