【强化油井工况分析_提高管理水平

1、汇汇 报报 提提 纲纲 一一基本概况基本概况孤一区注采101站一、一、基本概况基本概况孤一区注采101站注采管理101站2013年抽油机工况分析汇总表年月总井数上图井数上图率合理参数偏大断脱漏失参数偏小待落实泵效大于100%井井数百分比井数百分比井数百分比井数百分比井数百分比2013017560802948.33152546.6711.671118.337201302755978.783152.541525.4258.4723.38610.168201303736082.230501321.6758.3323.331016.676201304706288.573454.831217.1445.

2、7123.23108.576 注采管理101站目前管理着74台抽油机，4月在用抽油机70口，其中1口计划关井，3口限液关井。4月抽油机井工况统计井数70口，上图井62口，泵效大于100%井6口，上图率88.57%。一、一、基本概况基本概况孤一区注采101站汇汇 报报 提提 纲纲 一基本概况孤一区注采101站合理区合理区偏大区偏大区漏失区漏失区 偏小区偏小区待落待落实区实区 抓整改抓整改 提措施提措施 动态调整动态调整持续跟踪持续跟踪抓治理抓治理 定措施定措施勤谋划勤谋划 20132013年以优化设计为牵引，谋划年以优化设计为牵引，谋划孤一区注采101站1 1、参数偏大、参数偏大区（供液不足区）

3、：区（供液不足区）：定措施，勤谋划定措施，勤谋划 由于中一区后续水驱由于中一区后续水驱馆馆3-63-6单元单元、馆馆1+21+2单元单元油藏发育差和井油藏发育差和井网不完善网不完善的特点导致的特点导致PEOfficePEOffice下的宏观控制图中下的宏观控制图中1212口油井沉没度口油井沉没度测不出，入口流压为约测不出，入口流压为约0MPa0MPa，即：，即：该区域大部分单井地层能量无该区域大部分单井地层能量无法保障建立稳定、有效的产量与流压关系法保障建立稳定、有效的产量与流压关系，从而在宏观控制图中，从而在宏观控制图中表现出表现出油井工况位于参数偏大和待落实区井比例偏大油井工况位于参数偏大

4、和待落实区井比例偏大。 通过以上对参数偏大区的认识，以及根据特高含水后期单元通过以上对参数偏大区的认识，以及根据特高含水后期单元的开发特点，我们牢固树立科学开发、优化开发理念，继续开展的开发特点，我们牢固树立科学开发、优化开发理念，继续开展以以注采调整、低液井治理和优化设备管理注采调整、低液井治理和优化设备管理为主的参数偏大区精细为主的参数偏大区精细调整工作。重点从以下三方面开展工作：调整工作。重点从以下三方面开展工作：孤一区注采101站措施一措施一：加强注采井网的监控调整加强注采井网的监控调整改善供液条件改善供液条件 2012-20132012-2013水井措施表水井措施表序号井号方案类别井

5、别措施内容设计日期完工日期1GD1-5NB5措施水井化学防砂(覆膜砂防砂)2012-6-262012-8-52GD1-5NB5措施水井分注细分层2012-6-282012-7-133GD1-0-504维护水井注水井换管柱2012-7-252012-8-104GD1-3NB7维护水井注水井换管柱2012-7-252012-8-205GD1-5N5维护水井注水井换管柱2012-9-122012-9-296GD1-3N9维护水井注水井换管柱2012-9-252012-10-257GD1-1-504维护水井注水井换管柱2012-10-252012-11-28GD1-2-206维护水井注水井换管柱201

6、2-11-132012-11-279GD1-7-51维护水井注水井换管柱2012-11-302012-12-1810GD1-5-506维护水井注水井换管柱2012-12-32012-12-1611GD1-3X03维护水井注水井换管柱2012-12-142012-12-2412GDX2-200维护水井注水井换管柱2013-1-2213GD1-3-504维护水井注水井换管柱2013-1-292013-4-514GD1-3NB7维护水井注水井换管柱2013-3-272013-4-261 1、参数偏大、参数偏大区（供液不足区）：区（供液不足区）：定措施，勤谋划定措施，勤谋划 水井治理方向为治理欠注水井

7、水井治理方向为治理欠注水井层，层，改善注采对应关系，从根本改善注采对应关系，从根本上解决工况偏大区井偏多现状。上解决工况偏大区井偏多现状。孤一区注采101站GD1-1-504井组月度生产曲线 以1-504井组为例： 该井组于2012年上半年出现油井液量下滑，含水上升，动液面下降现象，并逐渐滑向参数偏大区深处。1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站液量下滑含水上升动液面下降GD1-1-504井区连通图GD1-0-504月度生产曲线月度生产曲线GD1-1-504月度生产曲线月度生产曲线GD1-1-504分层流量曲线图分层流量曲线图分析认为：井组分析认为：井组内水井单层吸水内水井单层吸水能

8、力下降。对能力下降。对1-1-504504、0-5040-504水井水井换管住。换管住。GD1-0-504GD1-0-504分层流量曲线图分层流量曲线图换管柱换管柱换管柱换管柱1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站 我们对井组内油井我们对井组内油井0X30X3分析认为：去年实施的间开不能分析认为：去年实施的间开不能从根本上解决问题。该井低液量原因除对应水井导致外，该从根本上解决问题。该井低液量原因除对应水井导致外，该井地层需处理并井地层需处理并进行进行再次再次次次防砂。防砂。1 1、参数偏大区、参数偏大区 GD1-0X3月度生产曲线月度生产曲线孤一区注采101站综合上述，我们对综合上

9、述，我们对GD1-0X3GD1-0X3利用软件进行优化设计：利用软件进行优化设计：冲次-井下系统效率曲线从节点分析可以看出，该井冲次是5次时系统效率最高。以以GD1-0X3GD1-0X3为例为例1 1、参数偏大区、参数偏大区产液量敏感性参数曲线产液量-敏感性参数表序号冲次Ql-Para,冲程=3.00mEff-Para,冲程=3.00m177.8315.8526.57.7716.67367.7217.65457.5619.84547.2918.58636.8317.79孤一区注采101站 该井于该井于20122012年年8 8月检换月检换4444泵拔割缝筛管混排分层腹膜砂。以优化数据开井泵拔割

10、缝筛管混排分层腹膜砂。以优化数据开井后液量上升明显，供图饱满，百米吨耗大幅下降。后液量上升明显，供图饱满，百米吨耗大幅下降。 GD1-0X3月度生产曲线月度生产曲线1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站 从井组的效果来看：从井组的效果来看：通过水井换通过水井换管柱，管柱，改善改善分层分层层吸水情况层吸水情况。通过。通过油井采取防砂、增强了井底渗流，油井采取防砂、增强了井底渗流，通过优化设计，合理开发，降耗明通过优化设计，合理开发，降耗明显，并且对应油井向合理区转化，显，并且对应油井向合理区转化，提高工况合格率，促进油水井管理提高工况合格率，促进油水井管理水平的不断提高水平的不断提高。

11、1-5041-504井组油井措施表井组油井措施表措施前措施后对比井号措施内容日液日油泵效日液日油泵效日液日油泵效GD1-0X3拔割缝,泡沫混排,分层腹膜砂，优化参数1.50.72.933.93.588.332.42.885.4GD1-1X501检换防腐泵，优化参数380.64951.70.55113.7-0.12GD1-2X04下绕丝管，检换泵，优化参数5.50.618.922.7142.717.20.423.8GD1-0N4检换泵，探绕丝，加深泵挂52.41.775.158.11.8835.70.17.9GD1-2-503检换泵，探冲绕丝，加深泵挂13.60.931.729.84.483.9

12、16.23.552.2GD1-0-503检换泵，探冲绕丝，加深泵挂11.40.545.237.60.579.126.2033.91 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站措施二：加强低液井的治理措施二：加强低液井的治理参数偏大区油井集中在低液井，按低液井成因主要实施了改层、酸化、解堵、防砂等措施分类对其治理，2013共实施措施4口，1井次转为合理区，3井次有效的改善了供排关系，累积增加日液，日油。低液井治理措施表低液井治理措施表序号井号措施日期措施内容措施前措施后日液日油日液日油1GD1-6-906 2013-01-06滤砂管防砂,换小泵，加深泵挂7.040.7712.080.272GD

13、1-0-506 2013-03-07覆膜砂防砂2.520.7413.332.713GD1-5-505 2013-03-27砾石充填防砂,加深泵挂59.961.882.765.994GD1-0XN52013-04-04绕丝筛管防砂8.594.0617.584.781 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站GD1-1NB3以以GD1-1NB3GD1-1NB3为例为例GD1-1NB3GD1-1NB3现现况：况：7070* *3 3* *5 5，泵，泵挂挂803803米，米，液面液面850850米，日液米，日液26t26t，泵效，泵效25%25%。 分析认为该井地层能量不足，鉴于分析认为该井地层

14、能量不足，鉴于目前供液能力差，决定对该井重新防目前供液能力差，决定对该井重新防砂砂，优化参数。，优化参数。通过节点分析，方案为：下56防腐泵，加深至1050米，参数3*5。1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站日期泵径泵深泵效冲程冲次动液面套压液量油量耗电量mmm%m次(转)/minmMPam3tkW.h201304 70 803 22 3 7 8110 26 1 180 201305 56 1049 75 3 5 9990 40 1 120 1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站 20132013年初与山东金力达公司年初与山东金力达公司签订的开关磁阻调速电机实验项签订的开

15、关磁阻调速电机实验项目作为试点，我站至今共实施目作为试点，我站至今共实施1616井次。井次。磁阻电机优点：磁阻电机优点：1、节能2、启动力矩大,避免对电网的冲击3、调速范围宽，冲次大小任意调节措施三：低冲次下的电器设备应用措施三：低冲次下的电器设备应用1 1、参数偏大区、参数偏大区孤一区注采101站措施三：低冲次下的电器设备应用措施三：低冲次下的电器设备应用1 1、参数偏大区、参数偏大区调速直流电机节能效果对比表序号井号安装日期安装前安装后对比液量m3能耗kW.h液量m3能耗kW.h液量m3能耗kW.h1GD1-5-812013-1-7108.66175.4115.77169.5-7.115.

16、92GD1-6-62012-12-13119.34169.6120.04174.1-0.7-4.53GD1-7-412013-1-1813.5213811.0681.692.4656.314GD1-6-9072012-12-21138.62249125.25202.513.3746.55GD1-4-092013-1-1814.349415.979.9-1.5614.16GD1-5-612012-12-20152.06195.8146.41945.661.87GD1-5-9062012-12-25164.22188153.513810.72508GD1-6-82013-1-2922.3272.6

17、21.4832.50.8440.19GD1-4J62013-1-2928.149827.72880.421010GD1-7X9042013-1-1734.41145.530.72133.43.6912.111GD1-5-622012-12-1574.1718681.58178.3-7.417.712GD1-6-9062012-12-258.7143.98.05124.70.6519.213GD1-4-9092013-1-1793.71121.595.25101.8-1.5419.7孤一区注采101站1 1、参数偏大区、参数偏大区通过变频柜的应用，达到降低冲次的目的。通过变频柜的应用，达到降低冲

18、次的目的。措施三：低冲次下的电器设备应用措施三：低冲次下的电器设备应用孤一区注采101站1 1、参数偏大区、参数偏大区措施三：低冲次下的电器设备应用措施三：低冲次下的电器设备应用6464.56565.56666.52012年1-4月份2013年1-4月份 泵效泵效同期对比图同期对比图泵效变频柜和直流调速电机的应用，起到了即保证低冲次下的较高泵效，又降低了能耗的目的。孤一区注采101站2 2、断脱漏失区：抓治理、断脱漏失区：抓治理 月度月度PEOfficePEOffice下的宏观控制图直观呈现单井逐渐流压轴滑下的宏观控制图直观呈现单井逐渐流压轴滑落及井号入区变化大（作业几率大）两个特点，对应的地

19、质特落及井号入区变化大（作业几率大）两个特点，对应的地质特点反映为单井地层能量可以保障建立稳定、有效的产量与流压点反映为单井地层能量可以保障建立稳定、有效的产量与流压关系。因此，通过对断脱漏失区关系。因此，通过对断脱漏失区单井强化日常维护和作业管理，单井强化日常维护和作业管理，实施分级、分层次的动态管理，对相关实时调整、持续跟踪，实施分级、分层次的动态管理，对相关实时调整、持续跟踪，必要时机措施并举，必要时机措施并举，可以在最大程度上保持单元的稳定高效开可以在最大程度上保持单元的稳定高效开发。发。孤一区注采101站断脱漏失区断脱漏失区泵漏管、杆漏失断脱分析原因措施一：措施一：碰碰泵、热洗泵、热

20、洗孤一区注采101站20132013年碰泵、洗井措施效果表年碰泵、洗井措施效果表单位井号措施内容实施前生产情况实施后生产情况备注日液(t)日油(t)日液(t)日油(t)101GD1-4-504碰泵、洗井35.80.452.40.9101GD1-4N8碰泵007.80.3后续上作业101GD1-5-203洗井45方0000后续上作业101GD1-0XN5洗井30方0000后续上作业101GD1-0C4吊车解卡0000后续上作业101GD1-5-505洗井90方0000后续上作业断脱漏失区断脱漏失区泵漏管、杆漏失断脱分析原因措施二：检泵措施二：检泵 GD1-2-51（3 3）措施效果对比：）措施效

21、果对比：GD1-2-51GD1-2-51井于井于20132013年年1 1月月2020日进日进行检泵探冲砂，泵效上升行检泵探冲砂，泵效上升至至90.7%,90.7%,在合理区范围。在合理区范围。GD1-2-51井生产曲线孤一区注采101站断脱漏失区断脱漏失区泵漏管、杆漏失断脱分析原因措施三：掺缓蚀剂措施三：掺缓蚀剂孤一区注采101站2012年以来，我们对5口井采取环空掺缓蚀剂措施，采用“定流量”方法，部分井防腐效果明显，免修期延长。整体效果需作业后分析。0100200300400500600700GD1-4-09GD1-5-907上一次生产天数本次生产天数单井免修期对比图20132013年实施

22、年实施3 3井次，实施前后对比日增井次，实施前后对比日增液液182.9182.9吨，日增油吨，日增油4.84.8吨，平均泵效由吨，平均泵效由42.0%42.0%提高到提高到66.8%66.8%，使，使3 3口油井由潜力口油井由潜力区转化为合理区。区转化为合理区。对合理区的油井为提高对合理区的油井为提高开发管理水平，主要实开发管理水平，主要实施油井检换大泵、调参施油井检换大泵、调参等措施等措施潜潜力力区区井号措施内容实施前生产情况实施后生产情况差值日液(t)日油(t)含水(%)日液(t)日油(t)含水(%)日液(t)日油(t)GD1-4-20457*2.1*6-57*2.1*829.10.598

23、.432.70.798.53.60.1GD1-6-8调参3.0*3-3.0*523.50.299.339.30.399.315.80.1GD1-4-50470*3*9-95*3*741.71.197.4150.75.696.3 108.34.52013年1-4月主要增油措施潜力区油井由于地层供液能力优于举升系统抽吸能力，表现为泵潜力区油井由于地层供液能力优于举升系统抽吸能力，表现为泵效高、沉没压力大两大特点，功图常显示正常或连抽带喷。效高、沉没压力大两大特点，功图常显示正常或连抽带喷。3 3、潜力区：定措施、潜力区：定措施孤一区注采101站GD1-4-504井：结合地质资料，该井位NG7-10

24、，72-82,地层连通性较好，砂体连通性好，有效厚度大，地层供液充足，现场生产中该井井口温度高，液面到井口，出套管油。具有提液潜力。7 72 2层平面图层平面图20654600206548002065500020655200206554002065560020655800206560002065620020656400206566002065680020657000206572002065740020657600206578002065800020658200419160041918004192000419220041924004192600419280041930004193200 4-90

25、9 5-905 6-906 6-9070-060-3110-40-50-5030-5040-5110-60-70-80-90C40C80N40N5110N70N80X050X0610X090X411-01110-20710-30710-40510-5071-0710-71-0910-90810N71-1111-11-1211-411-4111-511-5111-70511N111N111N411X0211X211X90312-212-40712-512-50512-50712-712N512X112X112X4021-313-313-413-40613-513-613-70313N31-414

26、-514-50814-50914G614X114X9051-51-5021-5041-71-91C91N111N31N91NB31NB41X5012-2042-2062-2072-2072-32-42-52-5032-5042-512-62-72C32C52N32N52N72X042X2083-073-093-5023-5033-5043-73-9073N33N73N93NB73X034-074-094-104-2044-2064-2104-2104-54-5044-5054-5064-74-814-94-914G124J64N64N85-065-2035-2045-35-45-5045-50

27、55-5065-65-615-625-75-715-815-9065G95N55N75NB55X9086-2086-56-5056-5066-66-616-626-76-716-86-9056-916N5056N626X056X9087-037-047-0417-47-417-427-57-517-77-9037C037N047N37N417X9048-038-28-2048-38-3098-318-48-48-418-428-58-5038-518-618-9048X0218X0318X2029-049-2049-39-3099-319-49-419-5029-5039-519-619-90

28、49N39N59X03N12-0N12X0N13X0N14-0N14N0N15-01N15-1N15N1N16-0N16-01N16-02N16-1N16-200N17-1N17X0N18-0N18-1N19-1N19-2N19-200N19-201N20-1N21-1N21N1N22-1N22N1Q0-71Q3-5Q3N5Q4-8QX1-3X1-03X1-05X1-07X1-10X1-111X1-2X1-201X1-7X1-9X1N1X1N10X1N5X1N9X1X203X1XN1X2-0X2-01X2-07X2-1X2-10X2-101X2-2X2-202X2-21X2-3X2-31X2-4X2-41X2-5X2-51X2-6X2-61X2-71X2-8X2-81X2-91X2N1X2N41X2N6X2N7X2N8X2N97 72 2层含油饱和度层含油饱和度孤一区注采1