采油三厂油田延长油水井免修期的做法及配套工艺技术

前言青海油田采油三厂所属的三个油田七个泉油田、狮子沟（浅层）油田、红柳泉油田均为低难采油田。

2001年全厂开井数110口，维护作业157井次，平均免修期256天。

这严重的影响了油田生产的经济效益。

为了延长油水井免修期，从作业原因分析和井下作业管理入手，采取有效措施，优化工艺方案，延长油水井的免修期。

针对低类难采油田特点，在管理上逐年台阶，在工艺上年年进行工艺调整，配套相应的工艺做法，取得了明显的效果。

第一章影响油水井免修期的主要原因一、油井油田开发过程中油层压力下降及油井含水后流压上升造成生产压差减小，就必须采用人工举升的方法，将地层原油采出地面。

目前所采用的人工举升方法主要有：气举、有杆泵采油、无杆泵采油。

有杆泵采油常用的有抽油机有杆泵和地面驱动螺杆泵。

目前我厂的采油方式全部采用的是抽油机有杆泵采油。

1、有杆泵井各部件的工作特点1．1油管的工作特点油管通常是自由悬挂在油管头上的或在油管头处悬挂并在尾管底部附近锚定。

它具有拉伸性和弹性，因此易受其上载荷变化的影响和抽油杆运动的摩擦作用。

如下部为锚定，在活塞上冲程时下部将是弯曲的，并且会在活塞下冲程时承受井液载荷，从而产生循环交变应力，使其管体或接头与接箍断裂。

此外，如井斜过大及井液的腐蚀性强，还会造成油管漏。

1．2抽油杆的工作特点抽油杆工作时承受着按大拉、小拉规律变化的交变循环载荷，其上部应力也按σ大——σ小——σ大的规律随时间周期变化。

在这种交变载荷、井斜和腐蚀等因素的作用下，抽油杆往往不是由最大拉应力而破坏，而是由金属的腐蚀疲劳和磨损破坏。

现在又由于采用大泵，高抽汲速度和抽汲深度，泵充不满而引起的液击、油稠及抽油机平衡不良的影响，又使得抽油杆上附加作用着较大的弯曲载荷和振动载荷。

从而使其工作条件更加恶化，大大增加了故障频率。

1．3抽油泵的工作特点抽油泵是在油井内含砂、蜡、水、气和硫化氢的条件下工作的。

因此其零件极易遭受腐蚀、冲蚀和磨损而失效，从而使泵的排量降低或完全失效。

特别是在深抽时，泵内的压力会高达10~20MPa，就会使泵的漏失急剧增大。

由此可见，抽油泵在井下工作时，会受到制造质量、安装质量和上述不利因素的影响，极易使泵的零件损坏和泵卡阻，造成泵漏甚至使其不能正常使用。

2、有杆泵井井下故障的类别及产生原因2．1抽油杆断脱⑴脱扣。

产生的原因：①抽油杆的上扣力矩不够，或因接头有碰伤、端面有赃污和接箍中的丝扣未挤出，致使连接端面压不紧；②在抽稠油、冲程较大、抽汲速度大、泵径较大或产生液击时，杆柱受力不均匀，产生弯曲变形。

⑵断裂。

产生的原因：①在卡泵或杆柱组合不当时，杆柱承受的最大应力超过充许值；②二氧化硫或硫化氢气体腐蚀以及地层水腐蚀，使杆体表面形成脆层、裂纹等，致使抽油杆腐蚀疲劳；③杆体表面有凹痕、磕碰、褶折等应力集中源，造成应力集中；④大泵径、抽稠油或液击时，使抽油杆抽到弯曲应力的反复作用。

⑶螺纹牙损坏。

产生的原因：①杆接头的最末一个螺纹牙型不规则，形成应力集中；②接箍丝扣的最里一扣应力集中，或接箍丝扣中未加缓蚀剂。

⑷接箍断裂。

产生的原因：①上、卸抽油杆时操作不正确，主要是敲击；②井身弯曲，抽油杆下行时弯曲或油管弯曲，使抽油杆与油管磨擦；③抽油杆受到腐蚀介质的作用。

2．2抽油泵漏失产生原因：⑴油管丝扣未上紧、腐蚀穿孔、制造缺陷及卸油器不严密等。

⑵活塞与泵筒间的配合间隙过大。

⑶活塞与泵筒磨损，凡尔球与凡尔座磨损或被卡等原因使泵的零件磨损。

⑷井内的地层水或硫化氢气体强烈地腐蚀着泵零件，尤其是凡尔球和凡尔座。

⑸油井出砂造成凡尔球和凡尔座磨损。

⑹油井结蜡，井不断沉积在泵的进口吸入口内，蜡或其它赃物也可能沉积在凡尔球和凡尔座上。

⑺井身弯曲，抽油杆偏磨油管，金属碎屑下落凡尔座上，垫住凡尔球，也可使活塞和泵筒偏磨，而且偏磨侧的间隙不断增大。

2．3固定凡尔失效⑴井液中的砂、蜡或其它赃物，将固定凡尔卡死。

⑵油井的油气比过高形成气锁。

⑶油井的供液能力太差。

2．4油管漏失⑴井身弯曲使抽油杆接箍摩擦油管，这时如井液的腐蚀性大，极易造成油管漏失。

⑵丝扣油不合规定或使用不当，丝扣脏或丝扣防腐涂料受污染。

⑶管扣上的过紧或过松，或者丝扣磨损，上扣时不小心使丝扣损坏，丝扣油不合规定或被稀释。

⑷敲击接箍，使接箍上出现凹坑或管柱上拔过重。

⑸油管使用次数过多或油管已受腐蚀。

二、水井当地层能量降低时，为了提高采收率，采用注水、注气、注聚等进行地层能量补充和原油的驱替。

目前我三个油田均为注水开发油田。

1、注水井注水工艺注水开发工艺通常采用的是混注和分层配水配注。

对于多油组且层间矛盾突出的油藏注水井通常采用的分层配水配注；对于油组少且层间矛盾不突出的油藏通常采用的是混注。

分层配水配注一般采用的是，封隔器、配水器、单流阀注水管柱。

目前我厂七个泉油田主要采用的是分层配水配注工艺，狮子沟和红柳泉油田采用的是混注工艺。

2、影响注水井免修期的主要原因影响注水井免修期的主要原因是开发油田层间矛盾突出、水驱效果不理想而进行的频繁层间调整、套管损坏、封隔器失效、油管漏失、水井管理不当。

2．1层调当注水井吸水达不到分层配水配注要求时，注水效果不理想，因此进行层间调整作业可以改善吸水剖面，提高水驱效果。

2．2套管损坏由于每口井的井身结构、深度、地层的不同、以及不同的生产方式、不同的作业内容等。

油层套管损坏的原因也千差万别，但大体可分为以下几种：[1]地质因素1）断层附近的井易发生套管损坏。

在构造顶部套损井多而集中，在构造翼部少而分散，在断层发育地区多，一般地区少。

2）地层倾角越大的井越易发生套管损坏。

3）射孔井段部位易发生套管损坏。

4）泥岩部位易发生套管损坏。

泥岩层段在注入水的侵泡作用下产生膨胀，呈可塑性状态。

当泥岩膨胀和塑性移动的挤压力大于套管抗挤压强度时，套管就会变形，引起套管损坏。

5）井筒周围地应力分布不均易发生套管损坏。

注采不平衡，高压注水、转抽，钻调整井，关注水井等情况，都会使原来暂时处于平衡状态的地应力重新分布，造成某些井点压力高或特高，而这些井点的井身就成为地应力作用的对象，当井身抵抗不住应力的作用就会发生套管损坏。

6）井壁坍塌，油层出砂易发生套管损坏。

地层胶结疏松，出砂严重造成井壁坍塌。

当挤压力大于套管抗压强度时，套管就会弯曲变形。

[2]工程因素1）套管质量不好。

套管本身质量差、强度低，承受不了长期生产过程中复杂多变的内外作用力，导致套管损坏。

2）固井质量差。

由于套管外水泥环分布不均匀或无水泥环，高压层与低压层串通形成孔道，导致套管外侧向压力不均匀。

套管受单向挤压易变形、弯曲。

3）油水井工作制度不合理和各类措施作业。

在某些情况下由于处理不当或出现意外事故，是造成大批油水井套管损坏的重要原因。

第一，注采比不合理，或强采强注，造成套管内外压差过高产生套管挤压变形；第二，油水井强化性的技术措施，如：气举排液、酸化、压裂等，不断的使套管膨胀、回缩。

反复的加压与卸载，加速了套管损坏。

特别是注水井在修井作业前若快速放溢流，使地层与套管内短时间形成很大的压差，这种压差反复多次极易造成套管缩径，破裂。

4）修井作业中，一些措施对套管造成直接的破坏。

①质量差的射孔弹，会造成套管裂纹、破损、减弱其抗外挤强度，缩短套管使用寿命。

②在向井内打入高压液体（如压裂砂、注水、重钻井液压井）时，因管柱丝扣不密封或管柱本身有孔洞、裂缝，液体在高压作用下从丝扣、孔洞、裂缝处漏失，并射向套管内壁，在很短时间就可将套管穿孔或割断。

③修井作业中发生顿钻、溜钻时，若掉落有伤害性的工具，也会损伤套管。

④在修井作业中大量的使用对套管有伤害的工具，会使套管受到不同程度的损坏。

如：磨鞋、套铣筒、胀管器、铣锥、钻头、钻杆接箍等，这些工具在井下长时间旋转，其钢体外圆周面与套管壁产生磨擦，磨损套管。

⑤既无表套又无技套或油套完井时，悬挂负荷太小，都将造成套管在水泥返高以下的井段内弯曲。

[3]腐蚀。

套管受地层水、作业液体中的酸碱盐等物质腐蚀或电化学作用而引起的钢质破坏，造成套管穿孔、破裂。

2．3封隔器失效。

2．4油管漏失。

2．5水井的管理不当。

第二章作业原因调查及分析1、作业原因的调查1．1油井作业原因调查我厂所属的三个油田七个泉油田、狮子沟油田、红柳泉油田均为低类难采油田。

地层压力系数低、油藏物性差、单井产量低、采油成本高。

由于低类难采油田自身开采成本就大，因此我厂的检泵均为趟井检泵。

从2002年到2005年累计躺井检泵416井次，趟井的主要表现形式是干抽和卡泵。

对4年来的躺井检泵进行统计分类（见表1），发现造成我厂油井免修期低的主要原因是：1．油井含蜡高、清蜡不及时、不彻底造成油井结蜡凡尔漏失、蜡卡频繁检泵；2．管杆设计设计不合理和新旧油杆混用造成抽油杆断脱频繁；3．斜井管杆和扶正器设计不合理造成的偏磨严重；4．随着油田的注水开发，地层出砂的情况，也是造成检泵的主要因素。

5．管理监督强度不够和作业队伍人员素质差异大，造成重复作业。

表1 检泵作业统计对比与分析表1．2水井作业原因调查随着我厂各油田的注水开发的不断完善，我厂这几年来的注水井的维护作业井次也逐年增多。

2002年至2005年累计注水井维护作业51井次（见表2）。

这几年为了改善七个泉油田的水驱效果，对七个泉油田进行了多次层调作业；七个泉油田注水井套管损坏现象比较严重，我厂采用了强制换封措施，这是影响我厂注水井免修的主要原因。

表2 注水井维护统计对比与分析表2、油井作业原因的分析2．1 结蜡2．1．1 我厂油井的结蜡的情况1．原油含蜡特征根据以前对七个泉油田原油含烃气相色谱分析，七个泉油田原油主峰碳为nC18，最长正构碳为C37，碳数分布最长链在C36-C38，原油蜡的分布从C12-C45之间，具有两个峰值，分别为C19、C30，且C19所占比例大，C20以前为普通蜡，C20-C30之间为高碳蜡，因此七个泉油田原油含蜡主要为普通蜡。

通过以前实验做得的七个泉油田的原油析蜡点28-32℃，熔蜡点为43℃，原油含蜡量为10-20%。

狮子沟油田和红柳泉油田的油质,虽比七个泉油田的油质好,但是结蜡也比较严重。

2．采油井的生产及结蜡情况目前我们厂各油田采油井均为机械举升方式，即抽油泵采油方式。

油井平均单井产油量2.7t/d。

生产油管主要采用2½″油管，抽油杆一般组合为¾″和7/8″两级及5/8″和¾″组合，抽油泵为Ф44mm、Ф38mm整筒泵，平均沉没度为17m。

结蜡造成的凡尔失灵和蜡卡是影响我厂免修期的主要因素。

2004年至2005年上半年，有111井次因结蜡引起的凡尔失灵干抽和蜡卡造成的维护作业，占总维护作业量的72%。

因此清防蜡仍是提高免修期工作的重中之重。

对最近几年的作业进行了统计，因结蜡频繁检泵的井有33口井，分别是：七个泉：七3-3、七3-9、七3-4、七4-6、七4-8、七5-10、七5-13、七5-2、七5-3、七5-6、七5-8、七6-12、七II3-9、七II4-10、七II5-11、七II5-9、七II6-8、七评3、七中22、七中19、七中23、七3-10、七3-6、七4-10、七6-13，25口井。