油井作业原因分析及对策

1、目目 录录二1 1、总体情况、总体情况2 2、偏磨井分析、偏磨井分析3 3、腐蚀井分析、腐蚀井分析4 4、结垢井分析、结垢井分析5 5、其它井分析、其它井分析6 6、现场监督情况、现场监督情况1 1、主要指标完成情况、主要指标完成情况 2012年上半年油井维护86口次，比计划78口次增加8口次（其中返工4口次）；躺井率5.6%比计划指标高0.4%；全年度单井多轮次作业井16口；维护有效率100%。序号序号指标指标6月份月份年累年累计划计划实际实际对比对比计划计划实际实际对比对比1开井数（口）开井数（口）250250025025002油井维护工作量油井维护工作量(口口)1210-2788683躺

2、井率躺井率(%)5.241.25.25.70.54全年度单井多轮次作业井全年度单井多轮次作业井(口口)220121645维护有效率（维护有效率（%）9710039710036油井维护频次油井维护频次0.0520.040.0120.0520.0570.0057措施有效率（措施有效率（%）751001007587.512.5工作量及指标完成情况工作量及指标完成情况上半年主要指标完成情况统计表检泵周期(t)井次比例井号0-901316F128-12(85)、L8-3-12(84)、L78(85)、F23(46)、L228-4(69)、L206C3(泵质量58)、F31-5(75)、F156(77)、

3、L8-3-12(68)、F31-5(58)、F144-8(67)、L8-5C16(82)、L8-7-12(76)91-1801923.5F120-8(112)、F23(112)、F14-14(151)、F15P2(114)、F156(120)、G89-14(171)、L203-10(142)、L8-7-12(174)、F10-602(102)、L212-12(166)、F31-18(117)、L78(101)、C114(112)、L212P1(179)、C113(174)、F143X1(148)F120-8(145)、F144-25(164)、F31-1(138)181-3652632.1F2

4、1-22(184)、F31-1(346)、F31-18(193)、L206C3(287)、L8P1(279)、G89-13(310)、LX203(213)L8-5C16(223)、F31-13(231)、F24-26(212)、L212-19(323)、F143-14(286)、F144-10(327)、F143-8(203)、F15-204(302)、L8-3-11(313)、L8-6-17(351)、F23-1(214)、F14X23(261)、L8-4-1(327)、F154-3(298)、F128-11(254)、F31X4(237)、F31-10(203)F10-602(213)、F

5、143X11(225)366-7301316L228-4(635)、L8-2-2(474)、C110(412)、F21-20(660)、F154-1(453)、C108(433)、F143-12(432)、G891-16(379)、F15-4(528)、L212-18(471)、C115(404)、L203X12(440)、L212X23(381)731-109545F128-16(833)、C113-1(889)、F128-26(901)、F15-22(1028)1096-200056.2 F144-8(1254)、F17-21(1970)、F10-509(1180)、F24-22(1422

6、)、F31X8(1374)200011.214X25(2847)合计86100.0 工作量及指标完成情况工作量及指标完成情况检泵周期90天以下的13井次，占16%。分5中类型：1、偏磨、偏磨4井次：井次： F31-5(75)、F31-5(58)、L8-5C16(82)、L8-7-12(76)F31-5F31-5：2.21-2.25，第73根管有30CM口子，活塞上游动凡尔有20CM内衬管塑料、 22杆本体腐蚀成麻点、19杆本体腐蚀成坑。F31-5F31-5：4.23-4.26，第136根管有10CM口子，19杆52-58接箍磨穿，本体腐蚀； 油管 134.136.138.144丝扣基本磨穿L8

7、-5C16:L8-5C16:19杆第1-13接箍快磨穿，该处将油管第136根下端磨破40CM(未扶正)L8-5C16井现场照片总体情况总体情况 L8-7-12:泵上第20（163）根油管丝扣磨穿、24.25.29.30.33.34.46-48丝扣坏检泵周期90天以下的12口，占16.7%。3、工具质量、工具质量5井次：井次： L206C3(泵质量58) 、F156(泵质量77)、 L8-3-12(泵质量84)、 L8-3-12(修复杆质量68)、 F23(修复杆质量46)2、结垢、结垢2井次：井次： L78(85)、 F128-12(85)L78:L78:固定凡尔结垢严重，球座结垢，泵漏F12

8、8-12:F128-12:凡尔罩不通，气锚刺不通,抽油杆底部19杆本体轻微结垢（15根）4、施工质量、施工质量+管理：管理：F144-8(67)，上次新更换22杆脱扣。2.13-16第一次作业，2*60*24*67=192960 4.22-25第二次作业5 5、油管更换不彻底：、油管更换不彻底：L228-4(69)，油管更换不彻底+偏磨导致管偏磨破均未加药均未加药L8-6-17井生产9天，22杆最下一根丝扣脱。总体情况总体情况 原因分类分析 原因分类原因分类井 号井口数比例（%）油管油管 偏磨破偏磨破F120-8(112)、F21-22(184)、F31-1(346)、L228-4(635)、

9、F31-18(193)、L8-2-2(474)；L8-5C16(223)、F31-13(231)、C108(433)、L228-4(69)、F23-1(214)、F31-5(58)、F31-18(117)、F31X4(237)、F31-10(203)、C113(174)、L8-5C16(84)、F120-8(145)、L203X12(440)、L8-7-12(76)、F31-1(138)2124.4漏失漏失F143-12(432)11.2断断L8P1(279)11.2脱脱F10-603(102)11.2小计小计2427.9 抽油杆抽油杆杆腐蚀断杆腐蚀断F23(112)；F144-8(1254)

10、；G89-14(171)、F144-10(327)L8-3-11(313)、L212-12(166)、F15-22(1028)、F143X1(148)89.3脱脱C113-1(889)11.2疲劳断疲劳断G89-13(310) 、F31X8(1375)22.3偏磨断偏磨断L206C3(287)、F14X25(2847)；F17-21(1970)、F128-16(833)、C110(412)、F21-20(660)、F154-1(453)；F24-26(212)、F15-204(352)、F14X23(261)、F154-3(297)、F128-26(901)1214小计小计2326.7泵泵泵垢

11、堵泵垢堵F15P2(114)、F10-509(1180)、L8-6-17(351)33.5泵垢漏泵垢漏F128-12(85)；L78(85)、LX203(213) 、F143-14(286)、L78(101)、L212P(179)67泵垢卡泵垢卡F143-8(203)、 C115(404)22.3凡尔罩断凡尔罩断泵漏泵漏F14-14(151)；F31-1(返工，19)；G891-16(379)、F154-4(528)、F24-22(1424)55.8小计小计1618.6总体情况总体情况 原因分类分析 地层原因地层原因结垢结垢出砂、泥出砂、泥C114(返工，9)；11.2小计小计11.2卡井卡井

12、蜡卡蜡卡L203-10(142)、L8-4-1(327)、F128-11(254)、L212-18(471)44.7硬卡硬卡L212-19(323)、F156(120) 、F10-602(213)、F143X11(225)、L212X23(381)55.8小计小计910.5作业质量作业质量F144-8(杆脱67)、L8-6-17(9)22.3材质材质新管质量新管质量F31-5(75)11.2试压管质量试压管质量修复杆质量修复杆质量L8-3-12(68)11.2新杆质量新杆质量F23(46)；L8-7-12(174)22.3新泵质量新泵质量L8-3-12(84)、L206C3(58)、F156(

13、77)、C114(112)、F144-25(164)55.8封隔器质量封隔器质量F14-14(返工、40)11.2小计小计1011.6其它其它停产井恢复停产井恢复F18-21；11.2合计合计86100总体情况总体情况 按井下工具分 类别类别管管杆杆泵泵材质材质卡井卡井地层地层作业质量作业质量停产井恢复停产井恢复合计合计井次井次24231610912186比例比例27.926.7 18.611.610.51.22.31.2 100 管、杆、泵问题是造成躺井的主要原因，比例都在20%以上。 油管油管问题发生作业24井次，主要原因是油管偏磨破，共21井次（占87.5%）。 抽油杆抽油杆问题发生作业

14、23井次，其中偏磨断13井次（占56.5%），腐蚀断8井次（占34.8%），是主要原因。 抽油泵抽油泵问题发生16井次，其中因垢引起的泵垢卡、堵、漏为11井次（占68.8%），是造成泵漏的主要原因。总体情况总体情况 按井下工具分 油管问题主要集中在1月、3月和5月（分别占油管问题的33.3%、22.2%和22.2%），抽油杆问题主要集中在2月（占40%）和4月（占25%）；油管和抽油杆导致躺井出现如此状况，在不考虑井况本身条件影响下，认为受天气影响较大。 1月份是天气最冷的时候，3月份受春灌影响是地温较低的阶段，因温度低导致回压高，井筒压力也相应增加，加剧了油管的漏失。 2月份除受气温低影响外

15、，同时受过年影响，部分井的实际热洗周期变化较大，部分井结蜡严重（F128-16、F154-1、F144-8等），更是加大了抽油杆的负荷，因此2月份抽油杆断脱比例较大。类别类别管管杆杆泵泵材质材质卡井卡井地层地层作业质量作业质量停产井恢复停产井恢复合计合计井次井次24231610912186比例比例27.926.7 18.611.610.51.22.31.2 100总体情况总体情况 按井下工具分 材质材质问题10井次，占到11.6%。其中： 新管（内衬管）质量1井次，F31-5为重点偏磨治理井，2010年8月24日更换内衬管，3.21-25作业鉴定为内衬管内衬部分脱落，泵筒内有丝状脱落物，服役2

16、10天，属内衬管质量问题。内衬管不能用融蜡车洗井 新杆质量2井次，L8-7-12生产174天，第161根19新杆本体断；F23井生产46天，直接原因为19杆本体断，该杆为2010年8月31日新换，生产仅159天，均属于新杆质量问题。(F143X14井19新杆节箍竖裂，返工） 修复杆质量1井次，L8-3-12井第一次作业后生产68天，第二次作业现场鉴定为上次更换的22的修复杆本体断，属修复杆质量问题。类别类别管管杆杆泵泵材质材质卡井卡井地层地层作业质量作业质量停产井恢复停产井恢复合计合计井次井次24231610912186比例比例27.926.7 18.611.610.51.22.31.2 10

17、0总体情况总体情况 在一般油层条件下，石油中所在一般油层条件下，石油中所含的蜡处于溶解状态。对于溶有一含的蜡处于溶解状态。对于溶有一定石蜡的原油在开采过程中，定石蜡的原油在开采过程中，随着随着温度压力的降低和气体的析出，溶温度压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以晶体析出。随着温度解的石蜡便以晶体析出。随着温度的进一步降低，石蜡晶体析出量增的进一步降低，石蜡晶体析出量增多，其结晶便长大聚集和沉积在管多，其结晶便长大聚集和沉积在管壁上，即出现所谓的壁上，即出现所谓的结蜡现象结蜡现象。井深(米)油油井井结结蜡蜡规规律律原油原油含蜡量愈高结蜡越严重含蜡量愈高结蜡越严重 稀油稀油一般一般比稠油结蜡严重

18、比稠油结蜡严重 油田开采油田开采初期严重初期严重 高产井高产井、井口温度较高的井结井口温度较高的井结蜡不严重或不结蜡蜡不严重或不结蜡 油井油井见水后低含水阶段油井结见水后低含水阶段油井结蜡严重蜡严重，含水升高到一定程度，含水升高到一定程度时，结蜡则有所减轻时，结蜡则有所减轻 表面粗糙表面粗糙的管杆比表面光滑的的管杆比表面光滑的管杆管杆更容易结蜡更容易结蜡；清理不彻底；清理不彻底的管杆容易结蜡的管杆容易结蜡 自喷井自喷井结蜡严重的地方结蜡严重的地方不是在不是在井口，也不在井底，而是井口，也不在井底，而是在油在油井一定深度上井一定深度上 总体情况总体情况 按直接原因分 类别偏磨腐蚀结垢材质卡井地层

19、作业质量停产井恢复其它原因导致的泵、管漏合计井次338111091211186比例34.48.911.110.129.11.12.21.312.8100总体情况总体情况 目目 录录二1 1、总体情况、总体情况2 2、偏磨井分析、偏磨井分析3 3、腐蚀井分析、腐蚀井分析4 4、结垢井分析、结垢井分析5 5、其它井分析、其它井分析6 6、现场监督情况、现场监督情况偏磨井分析偏磨井分析 1.偏磨井井斜直井斜井总井数(口)偏磨井数(口)比例总井数(口)偏磨井数(口)比例617890514.6553223644.36对纯梁、东辛等三个采油厂的对纯梁、东辛等三个采油厂的11411141口偏磨井分类口偏磨井

20、分类F31-5井陀螺测试结果F31-18井陀螺测试结果因采油矿的油井油层埋因采油矿的油井油层埋藏较深，偏磨井比例至藏较深，偏磨井比例至少在少在60%以上以上2.偏磨位置所占比例15%0-650m5%80%0-400m全井偏磨段(自泵上)3.偏磨部位61%19%12%8%接箍磨本体磨杆断脱腐蚀偏磨偏磨井分析偏磨井分析 1、泵挂加深，大直径抽油泵应用使管、杆的受力状况变的恶劣杆管偏磨原因分析杆管偏磨原因分析 泵挂加深，导致管、杆柱在生产过程中失稳弯曲严重。 44泵，泵深为16002200米（采油矿目前平均泵挂为1835米，10年间加深了100米）偏磨井分析偏磨井分析 杆管偏磨原因分析杆管偏磨原因分

21、析 2、增产措施、地应力的变化使套损、套变井数增加 胜利油田套损井井数以400口井/年的速度增加套管弯曲井占到套管弯曲井占到34%缩径井占到缩径井占到25% 套管的变形、弯曲使得油井井眼轨迹变化造成了油管与抽油杆的必然接触井别井号原因措施油井L212-4套破封井L212C14套破封井L228X7套破封井L8-5-9缩径侧钻转注L212P1缩径F15-12缩径侧钻水井F19-718套破报废F20-24缩径侧钻转注L8-7-17缩径报废F5-13套破大修F5-15套破大修采油三矿近年新增套损套破井统计表采油三矿近年新增套损套破井统计表偏磨井分析偏磨井分析 3、老区调整，加密井网开发挖掘剩余油，水平

22、井、斜井、定向井的比例较大杆管偏磨原因分析杆管偏磨原因分析4、高含水开发期，井筒液体润滑性能变差，偏磨加剧管、杆直接接触面油包水型水包油型含水率74%C1-、HC03-等酸性离子的存在，和H2S等腐蚀性气体的作用破坏了管、杆的表层强度润滑性油腐蚀性水偏磨井分析偏磨井分析 杆管偏磨原因分析杆管偏磨原因分析杆杆 管管 偏偏 磨磨油管抽油杆接触油管抽油杆接触高含水期机采系统高含水期机采系统加速了加速了产生的后果开发特点最终结果偏磨井分析偏磨井分析 防偏磨技术思路管杆表面强化管柱优化配套无杆采油方式减轻偏磨耐偏磨腐蚀无偏磨技术思路使管杆隔离不接触使杆管均匀磨损使杆管不弯曲原理扶正抽油杆转动油管转动抽油

23、杆油管锚定杆柱加重使用工具抽油杆扶正器油管旋转器抽油杆旋转器油管锚加重杆(反馈泵)油管内表面抽油杆表面防腐耐磨、强化处理氮氮化化油油管管内内衬衬油油管管抗磨抗磨接箍接箍减磨减磨接箍接箍偏磨井分析偏磨井分析 匀速运动，减少震动载荷和抽油杆弯曲程度地面配套优化工作制度优化降低冲次1天1月1年0.5次/分1440432005256001次/分288086400105，1200实施间开冲次12小时24小时48小时1.5次/分2160432086402次/分28805760115202.5次/分36007200144003次/分4320864017280提高抽油机平衡率光杆垂直运行井口、悬绳器竖直，减少

24、光杆偏磨（F154-3、L8P1)上提泵挂井筒方面连续杆地下方面提高供液降低含水偏磨井分析偏磨井分析 2012年因偏磨导致直接作业油井分类统计表位置井次井号备注油管本体13F120-8、F21-22、F31-1、F31-18、L8-2-2、L8-5C16、L228-4、F23-1、F31-5、F31-18、C113、L8-5C16、F31-1丝扣8L228-4、C108、F31-13、F31X4、F31-10、F120-8、L203X12、L8-7-12小计21抽油杆节箍12L206C3、F14X25、F17-21、F128-16、C110、F21-20、F154-1、F24-26、F15-2

25、04、F14X23、F154-3、F128-26本体L206C3、F15-204本体磨小计12合计33 其中2000年以后新钻井19口（不包括侧钻井），占总井数28口（2次作业的按1次算）的67.9%，以F31块、F154块、F23块03年综合调整新钻井、F128西扩新钻井为主，其中F31块油井为7口，除F31X8井外，其它井均偏磨严重。偏磨井分析偏磨井分析 F31F31块为块为0404年新建产能单元，年新建产能单元，F23F23块块S3XS3X为为0303年综合调整单元，生产层位均年综合调整单元，生产层位均为为S3X(F31X8S3X(F31X8、F164F164目前为目前为7 7组），目前

26、组），目前合计油井开井合计油井开井1111口，除口，除7 7组的两口井及组的两口井及9393年投产的年投产的F16-17F16-17外，其它外，其它8 8口油井均口油井均偏磨，且今年均因偏磨躺井，其中偏磨，且今年均因偏磨躺井，其中F31-F31-1 1、F31-5F31-5、F31-13F31-13、F31-18F31-18这这4 4口井均口井均2 2次油管磨破。整体呈现逐年增多趋势。次油管磨破。整体呈现逐年增多趋势。井号投产日期200420052006200720082009201020112012合计F31-103.6.3011221121010F31X404.7.3213 3F31-50

27、4.3.1012停井待大修3621414F31X804.11.201113 3F31-1004.4.25123118 8F31-1304.3.2311112121212F31-1804.2.20222123221616F21-2003.2.1821121211010F21-2203.3.1612222211212合计19105912121212171713138888沙三下油井年度维护井次统计表沙三下油井年度维护井次统计表偏磨井分析偏磨井分析 F31-1时间作业队原因描述措施1.1-1.52队油管油管漏漏油管泵上第6、8根丝扣磨穿，油管第99根中下部有一个约20CM的裂缝，约40多根油管内壁结

28、垢严重，凡尔堵，第184根19杆接箍腐蚀磨穿断，活塞上第6根接箍磨穿，19杆有16根（自下往上）本体结垢严重，活塞上4、5、11、12至29有8根接箍快磨穿，且每根带有旋转扶正器。44泵，泄油器，62试压管900米（泵上），19高强度杆460米，22修复杆350米，19扶正器30个，底部10根每根1个，剩余2根1个，22扶正器10个，底部每2根1个1.23-1.282队返工返工活塞有划痕，固定凡尔有碎垢试压管200米6.12-6.16管漏第159根油管磨30公分长缝，抽油杆腐蚀、结垢严重测陀螺，根据结果定防偏磨治理措施偏磨井分析偏磨井分析 F31-1时间作业队原因描述措施1.1-1.52队油管

29、油管漏漏油管泵上第6、8根丝扣磨穿，油管第99根中下部有一个约20CM的裂缝，44泵，泄油器，62试压管900米（泵上），19高强度杆460米，22修复杆350米，19扶正器30个，底部10根每根1个，剩余2根1个，22扶正器10个，底部每2根1个1.23-1.282队返工返工活塞有划痕，固定凡尔有碎垢试压管200米6.12-管漏第159根油管磨30公分长缝，抽油杆腐蚀、结垢严重测陀螺，根据结果定防偏磨治理措施偏磨井分析偏磨井分析 F31-1年份时间内容检泵周期冲次备注20046.30压投11.12-15检泵136220051.30-2.3检泵44211月15日：2120078.20-8.24

30、检泵9289.26-9.30返工3420083.1-3.4检泵1251.31月28日：13 3月20日：31.33.12-3.14返工820098.23-8.30检泵52820101.15-1.20检泵1357月11日：1.3120121.1-1.5检泵34612月1日：121.23-1.25返工186.12-6.16检泵13821.51.4冲次偏大是加冲次偏大是加速偏磨，导致速偏磨，导致检泵周期下降检泵周期下降的最主要原因的最主要原因之一之一1.81.7偏磨井分析偏磨井分析 F31-5时间作业队原因描述措施2.21-2.259队管破管破泵漏泵漏22、19杆（ 1300M）每根一个抗磨接箍、活

31、塞上游动凡尔有20CM内衬管塑料、22杆本体腐蚀成麻点、19杆本体腐蚀成坑。管第73根试压有30CM口子。62试压管900、22修复杆670、19新杆4904.23-4.261队管破管破19杆52-58接箍磨穿，本体腐蚀，活塞拉杆本体偏磨，22杆第24根本体偏磨，全井带128个双向接箍。起管：10.12.15-17.24偏磨严重，134.136.138.144丝扣基本磨穿、136下部10CM口子，本次全井换管。89新管550、73内衬管1000,、73氮化管x10、25修复杆150、22修复杆750、19新高强杆500、25双向接箍55、22双向84、19双向55,泵挂上提50m（1750）F

32、31-5井陀螺测试结果偏磨井分析偏磨井分析 F31-18F31-18井陀螺测试结果时间作业队原因描述措施1.5-1.92队管破管破油管第121根下部有25公分裂缝，泵上13根丝扣腐蚀，抽油杆22第21-77偏磨，从第47到77有10根接箍快磨穿.62试压管400米（泵上），新管300米，19新杆150米，22新杆640米，22扶正器20个，对应偏磨杆，19扶正器10个，补充脱落4.28-5.3华3管破管破杆：19带卡套59,本体结垢腐蚀严重、成蜂窝,22杆带17(2x1)扶正器、60-70没扶正接箍偏磨、该处第60-65将油管第129根磨破（中部10厘米口子）新管新管、33-35、52、59、

33、62接箍偏磨，油管：泵上5.6丝扣坏、25丝扣腐蚀、74.78.97.126.130丝扣基本磨穿。试压管800、新管200、25修复杆200、19新高强杆500、19扶正器30（将原井好的卸掉19杆1x1)、22扶正器50底部30（1x1）余2x1偏磨井分析偏磨井分析 偏磨原因分析及其防治措施防治措施 F31X4时间作业队原因描述措施4.30-5.59队管破(脱)19杆原井带37卡套2x1，53-58没加接箍磨穿、加重杆接箍偏磨、本体全部腐蚀成坑、22杆自下而上8.11.27.31.49.51接箍偏磨严重、11.49+上11接箍磨穿、第2.3 本体腐蚀成坑、27-40将油管92根公扣磨穿脱落井

34、，起管：91带接箍、92以下落井、打捞起出发现全部弯曲、挑好的10根做尾管62试压管700、新管400，22修复杆200、22接箍30（替换偏磨）19新杆550、22扶正器50（底部40、1x1、余2x1）19卡套50（底部40、1x1余上部2x1）偏磨井分析偏磨井分析 其它偏磨严重井分析其它偏磨严重井分析 井号时间检泵周期描述措施管偏磨破F120-81 2 . 2 2 -12.27112油管第206根中部有40cm裂缝，管壁64-77内部结蜡严重，凡尔座内壁轻微结垢，抽油杆22有30根本体结垢，19杆有12根本体偏磨在22杆上加扶正器20个F120-85 . 2 1 -5.25145杆：19

35、第19根本体腐蚀成坑、22接箍腐蚀成坑、19杆37.38.43-45接箍磨穿、22杆6-12带蜡棒、第88本体腐蚀严重、固定凡尔结垢严重、管：泵上第27根丝扣磨穿、57-63+尾管结垢严重、有碎垢。73试压管800、新管200、25修复杆200、22修复杆400、19新高强杆500、19卡套50（1x1）22扶正器20底部2x1。C1135.9-5.4174杆：22杆有20个接箍磨穿、60-90本体结垢、19第1.3.6.8下端有1米蜡棒、第30根节箍偏磨严重.管：第113.136丝扣磨透、136磨出25CM口子、84.96.105.148丝扣快磨透73试压管700、新管200、25修复杆15

36、0(加重）22扶正器40，换30个新卡套，22修复杆300。杆偏磨断F154-34.19-4.24297杆:138根（19杆）节箍穿断，22杆72-74,93-97节箍磨穿，80-113+19杆本体结垢，活塞卡入泵筒，19杆锯掉30根，尾管严重结垢，固定凡尔结垢严重，管62:132.153丝扣磨穿。2试压管600、22修复杆400、19新高强杆450、22扶正器20、19卡套40，25修复杆150（加重）F14X234.8-4.14261原井56泵，加深200米44泵，22杆自下而上第5根丝扣磨穿断，2.4.5.21节箍基本磨穿，管150-153丝扣坏，3根刺不通62试压管500米，新管200

37、米，19新高强杆400，22卡套40、22扶正器20、19扶正器20、19卡套20L206C31 2 . 2 2 -12.27287油管第137、144、145丝扣磨穿，抽油杆第144根22杆节箍磨透断，22杆从63-97根节箍偏磨严重，19杆43根本体偏磨严重，呈椭圆状，并带有扶正器，两根一个。62试压管800米，19高强杆400米，22修复杆400米，本次将19杆扶正器卸掉下井，底部10根1根一个，上部每两根1个，22杆扶正器20个，自下而上2根一个。偏磨井分析偏磨井分析 防治措施防治措施 一是优化工作制度一是优化工作制度区块井号冲程冲次泵径泵深液面沉没度日液日油含水下步建议F12F14X

38、234.21.34416001570303.71.168.1间开F14X2532.3441673166673.70.974.4间开F17-214.22441600159557.90.396F15S2F23-131441600测不出2.70.580.5间开F15-2044.23.556150514505515.14.569.8下调冲次到2-2.5次F31F31-142 24417521691611.71.417.3下调冲次到1次F31X43.60.944180316441595.60.373间开F31-53.61.4441799149930061.967.8F31X841.54417931788

39、52.82.59.7间开F31-1031.5441898189262.31.438.2F31-133.61.64414141413140.391.1间开F31-184.21.84417561706503.62.5 29.5下调冲次到1次F120F120-83.61.944199718141832.10.766间开F154F154-17144209920851421.4 31F154-360.94420872056311.30.7 47间开L8L8-2-24.2344175117302110.98间开L212L228-42.7256115754061715.32.9 81L8-5C164.22.

40、344184517001453.91.8 55下调冲次到1.5L206C34.23.74417511733185.83.7 36下调冲次到2次CWC1083.624418001756440.60.3 44间开C11370.8441800179824.31.6 62C1104.21.544180015912091.61.5 6.5间开部分偏磨井工作制度优化措施部分偏磨井工作制度优化措施二是完善井网加强注水，提高供液减少干磨、增加润滑二是完善井网加强注水，提高供液减少干磨、增加润滑防治措施防治措施 三是测陀螺针对偏磨段重点治理三是测陀螺针对偏磨段重点治理 在上半年测试5口井，并有针对性采取措施的情

41、况下，下步将对偏磨严重井、频繁作业井逐步实施陀螺测井，根据测试结果加大和作业科、工艺所结合力度，采取有针对性措施。四是加大扶正、内衬、连续杆、抗磨节箍等一系列防偏磨工具四是加大扶正、内衬、连续杆、抗磨节箍等一系列防偏磨工具 根据管杆偏磨情况、陀螺测试情况，有针对性采取措施：全井偏磨严重井：内衬管+抗磨节箍、内衬管+连续杆局部偏磨严重井：内衬管+抗磨节箍、加厚(氮化管)管+扶正器(套)、 油管锚定、底部加重、上提泵挂防治措施防治措施 腐蚀原因分析及其防治措施 年份井次井号200916F15-23、F10-602、F10-605、F21-22、F31-13、F31-18、F23、F31-10、F1

42、28-16、F128-22、F128-23、L212-12、L212-19、L8-8-18、L8-4-1、L203X12201017F120-1、F120-9、F20-724、F128-20、F143X1、F156、L212-12(2次)、L212-19、L8-5C16、L8-6-17、L8-8-18、L230(2次)、L8-4-1、L8-6-4、L210X3201124F14X23、F10-602、F22-22、F24-24、F31-10、F31-18、F120-1、F128-5、F128-10、F128-12、F143-3、F143X14、F143-15、G89-14、F144-2、F15

43、6、L212-12、L212-19、L8-5C16(2次)、L8-8-18、L8-2-2、C113、C115201201-0635F15-4、F15-22、F23、F21-20、24-26、F31-1(2次）、F31X4、F31X8、F31-10、F31-18、F10-602、F120-8、F154-1、F143X1、G89-14、F144-8、F144-10、F156(2次)、L212P1、L212-12、L212-19、L8-6-17、L8-5C16、L8P1、L8-3-11、L8-3-12、L8-4-1、L8-6-14、L8-7-12（2次）次）、L203X12、L78、C113-1合计

44、91 从年份上来说，2008-2012年腐蚀井和因腐蚀导致抽油杆断而直接作业的井均呈逐年增多趋势，且2012年成倍增长，反映出对腐蚀井治理的必要性和紧迫性。采油三矿采油三矿2009年以来腐蚀井统计表年以来腐蚀井统计表（按年份）（按年份）腐蚀井分析腐蚀井分析 单元开井数腐蚀口数比例井号F129111.1 F14X23F158337.5 F15-4、F15-22、F15-23F2319736.8 F20-724、F21-20、F21-22、F22-22、F23、F24-24、F24-26F319666.6F31-1、F31X4、F31X8、F31-10、F31-13、F31-18F293625.6

45、 F10-602、F10-605F1209333.3F120-1、F120-8、F120-9F12816637.5 F128-5、F128-10、F128-12、F128-16、F128-20、F128-23F14320525.0 F143X1、F143-3、F143X14、F143-15、G89-14F14421419.0 F144-2、F144-8、F144-10、F156、F144-25(轻微）F1546116.7 F154-1L21223626.1 L8-5C16、L8-6-17、L212P1、L212-12、L212-19、L230L8S4201260.0 L8P1、L8-2-2、L

46、8-3-11、L8-3-12、L8-4-1、L8-6-4、L8-6-14、L8-7-12、L8-8-18、L203X12、L210X3、L78C外7342.9 C113、C113-1、C115合计2035929.1备注：红色的为2011年井，加粗带下划线的为因腐蚀造成杆断脱井 统计统计08年以来腐蚀井，共年以来腐蚀井，共59口，占采油矿目前开井数的口，占采油矿目前开井数的近近30%，分单元来看，腐蚀井涉及到采，分单元来看，腐蚀井涉及到采油矿除油矿除F15S2外的所有单元，反映出油井腐蚀的普遍性。但腐蚀程度差异较大，其中外的所有单元，反映出油井腐蚀的普遍性。但腐蚀程度差异较大，其中L8S4、F3

47、1块超块超过半数井腐蚀过半数井腐蚀，F15、F23、F128、F143、C外超过外超过1/3井腐蚀井腐蚀，F120、F143、L212超过超过1/4井腐蚀井腐蚀。采油三矿采油三矿2008年以来腐蚀井统计表年以来腐蚀井统计表（按单元）（按单元）腐蚀井分析腐蚀井分析 腐蚀原因分析腐蚀原因分析 腐蚀多发生在1700米以上井段，特别是10001500米之间尤为明显。腐蚀部位点蚀或坑蚀明显，点蚀区内充满黑色腐蚀产物，用盐酸处理放出臭鸡蛋味气体。抽油杆、油管本体抽油杆、油管本体深井泵凡尔罩、凡尔深井泵凡尔罩、凡尔接箍、丝扣部位接箍、丝扣部位管杆的腐蚀、偏磨协同作用加速了管杆的损坏管杆的腐蚀、偏磨协同作用加

48、速了管杆的损坏发发生生部部位位F31-10L8-7-12F143X1腐蚀井分析腐蚀井分析 腐蚀原因分析：地层水分析地层水分析 由于具有腐蚀作用的地层水与金属的接触面积和时间增加，发生电化学腐蚀的倾向增加，对采油管线和设备的由于具有腐蚀作用的地层水与金属的接触面积和时间增加，发生电化学腐蚀的倾向增加，对采油管线和设备的腐蚀日益严重。通过现场挂片检测，采出液对井下设备的平均腐蚀率为腐蚀日益严重。通过现场挂片检测，采出液对井下设备的平均腐蚀率为0.2mm/a超出标准（超出标准（0.076mm/a）1.6倍。倍。油田单元井号K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-总矿水型PH含水大芦湖F1

49、5F15-225763.2 30.4 42.6 7533.1 2605.6 15974.9 NaHCO37.891F23F234393.0 4.6 27.6 4998.5 12.1 2959.5 12485.1 NaHCO37.894.2F24-2410994.9 22.8 288.1 16796.2 60.0 939.2 29216.7 NaHCO3840.2F128128-128171.3 15.2 274.1 11964.4 1995.4 22420.3 NaHCO3753128-235553.9 21.3 83.7 7533.1 24.0 1769.6 15147.7 NaHCO39.

50、563.2F154F154X65192.3 15.2 80.2 7480.0 1220.4 13988.0 NaHCO3737F31F31-1317896.3 158.3 646.1 28448.6 89.3 1159.4 48398.0 48398.0 CaCl26.56.585.4F120F120X48305.9 22.8 175.3 12233.7 60.0 1434.0 22291.8 NaHCO37.337F120-937.2 1002.0 7444.5 60.5 1311.9 14280.8 CaCl288正理庄F143F143X1111229.8 45.6 355.7 17317

51、.3 60.0 1098.4 30166.8 30166.8 MgCl272F144F144-1810570.2 91.2 167.8 16395.6 60.0 713.9 27998.8 27998.8 MgCl27F159F159-114694.1 91.6 668.8 23343.8 60.0 1037.3 39985.4 39985.4 CaCl2738小营L8S4L8-2-219734.0 212.8 2150.0 34573.5 244.0 57034.0 57034.0 CaCl27 711L8-4-113598.8 35.0 501.0 21128.2 150.1 1220.4

52、 36633.4 36633.4 CaCl26.56.574L212S2L212P121924.8 805.3 6162.3 46794.0 120.1 274.6 76081.0 76081.0 CaCl26.26.259L212-1215513.7 1094.0 1212.4 26321.6 9.6 436.9 44588.7 44588.7 CaCl26.56.541L212-1915234.6 266.0 1290.1 26151.8 30.0 640.7 43613.2 43613.2 CaCl26.86.860纯化CWC11311774.3 74.5 303.1 18044.1 1

53、360.8 31646.731646.7 NaHCO36.86.862腐蚀井分析腐蚀井分析 腐蚀原因分析：溶解气分析溶解气分析 层位单元井号甲烷乙烷丙烷丁烷N2COCO2 2+H+H2 2S SS2F15S2F15-20477.479.948.384.18F120F120-690.013.041.855.095.092F128F128-1885.827.134.512.5342F12F17-2161.720.5717.72F16-1583.672.572.613.477.687.6843F29F6-1271.5711.499.926.230.6343+4F10-366.619.537.785.

54、4110.6410.6445F8-1873.210.415.882.750.587.137.135F10-50977.9511.776.811.372.11F15F15-1578.158.885.891.852.69F15-1865.45.948.142.361.8616.2816.287F15-166.069.459.094.348.998.99F15-2281.169.475.39F23F2367.643.383.383.7711.2711.27F21-72081.657.216.191.220.97S3X21-2065.2211.718.775.448.82F31F31X472.8815

55、.7311.37S4F143G891-980.5710.29.21F147F147-279.547.1710.053.223.22备注：F143、F144及小营油田缺资料未统计腐蚀井分析腐蚀井分析 腐蚀原因分析：原油分析原油分析 油田井号比重粘度(mPa.S)含蜡(%)胶质(%)含硫(%)含盐(mg/l)大芦湖大芦湖原油大芦湖原油普遍含硫普遍含硫，最高，最高F12-18F12-18井达到井达到0.720.72，一般在，一般在0.1-0.30.1-0.3之间之间小营L206-30.880521.655.0518.550.250.25L212-40.861117.40.30.33045.19L21

56、2-70.837329.50.420.42L8-5-90.867930.20.310.31202.49L8-5-140.835733.80.790.79L2270.857111.40.260.26173.57细菌分析细菌分析 通过对部分油井采出水的细菌分析发现，采出水中通过对部分油井采出水的细菌分析发现，采出水中SRBSRB菌含量较高菌含量较高，一般，一般为为250-600250-600个个/ml/ml。细菌的腐蚀产物硫化亚铁细菌的腐蚀产物硫化亚铁的稳定性好，它与的稳定性好，它与有机物和其他一有机物和其他一些杂质混合形成垢些杂质混合形成垢，常附着于泵筒的管壁上，常附着于泵筒的管壁上，形成一个适

57、于形成一个适于SRBSRB菌生长的封闭菌生长的封闭区，加剧了油管和泵筒的腐蚀，进而形成严重的坑蚀或局部溃殇腐蚀区，加剧了油管和泵筒的腐蚀，进而形成严重的坑蚀或局部溃殇腐蚀。腐蚀井分析腐蚀井分析 腐蚀原因分析：偏磨和腐蚀的协同效应偏磨和腐蚀的协同效应 腐蚀加速了油管穿孔或抽油杆断裂。腐蚀加速了油管穿孔或抽油杆断裂。 偏磨和腐蚀不是简单的叠加，而是偏磨和腐蚀不是简单的叠加，而是相互作用、相互促进，二者结合具有更相互作用、相互促进，二者结合具有更大的破坏性大的破坏性。 含水上升导致管杆腐蚀偏磨加剧含水上升导致管杆腐蚀偏磨加剧。当产出液含水大于。当产出液含水大于74%时，产出液转相，时，产出液转相，由

58、油包水型转为水包油型，管杆表面失去了原油的保护作用，使磨损加剧。由油包水型转为水包油型，管杆表面失去了原油的保护作用，使磨损加剧。 油井腐油井腐蚀的主蚀的主要原因要原因n采出水具有较强的腐蚀性；采出水具有较强的腐蚀性；n采出液中含有较高的采出液中含有较高的COCO2 2、H H2 2S S和和SRBSRB菌；菌；n油井的偏磨引起腐蚀。油井的偏磨引起腐蚀。腐蚀井分析腐蚀井分析 年份日期原因具体原因检泵周期(天)服役时间(天)备注20083.9投产3.30自喷转抽20093.11-3.15泵垢卡固定凡尔座、卸油器结垢严重，活塞垢卡入泵筒3465.14-5.18管偏磨破第116.117.118.13

59、4.135.136管丝扣偏磨穿6041020103.5-3.12杆腐蚀断第23根19杆本体腐蚀断29135535511.16-11.21新杆质量第4根19新杆墩粗变口处段23823820116.7-6.11管偏磨破第152根管偏磨10厘米的长缝1994519.30-10.7泵砂卡泵筒内2米砂，经常卡11111.18-12.17补孔压裂转抽20125.14-5.18杆腐蚀断19杆第12根下端腐蚀断1482192192011年10月份新杆F143X1F143X1井作业简史井作业简史 共维护共维护7次，其中泵垢卡次，其中泵垢卡2次、管偏磨破次、管偏磨破2次、杆腐蚀断次、杆腐蚀断2次，且腐蚀越来越严重

60、次，且腐蚀越来越严重(355天下降到天下降到219天天)腐蚀井分析腐蚀井分析 井号时间作业队原因描述措施G89-143.10-169队连 续 腐蚀断连续杆1700处断，腐蚀0、5*350，活塞上下凡尔罩结垢拉杆下端1米结垢成圆筒状，油管100-170内壁严重腐蚀，105、106丝扣处能捏掉，170-240偏磨-210有7根丝扣快磨穿。 44特长泵、销泄，62试压管1000米，一级新管500米，等径拉杆1根，连续杆22修复320米（修复杆）F144-103.16-2212队1 9 杆 腐蚀断19杆*93,1-22根腐蚀结垢严重，成沟槽，-93本体偏磨，69-73偏磨严重，管对应19杆约760米偏