锦16块延长检泵周期实施方案

1、地质概况

锦16块是被两条近东西向三级断层所夹持的一东西长8.0km，南北宽1.2km的断鼻构造。开发的目的层为兴隆台油层，含油面积3.92km2，石油地质储量2523×104t。

2、油藏基本特征

2.1构造特征

断块是由两条近东西向三级断层所夹持的一个南倾断鼻构造，东西长8.0 km，南北宽1.2 km，地层倾角5°～7°，圈闭面积8.4 km2，闭合高度200m。

2.2储层特性

油层埋深1255～1460m，具有两套油水组合，共分3个油层组，17个砂岩组，33个小层。油层有效厚度36.2 m，单层最大厚度20.8 m，一般为5.0 m左右。

有效孔隙度29.1%，空气渗透率2201×10-3μm2，有效渗透率为750×10-3μm2，泥质含量12.4%，碳酸盐含量4.5%，粒度中值0.218，分选系数1.76，层间非均质系数1.31，渗透率级差1.87，变异系数0.31。岩石胶结类型以孔隙式胶结为主，接触式次之，胶结物以泥岩为主，固结程度差，比较疏松。

2.3流体性质

2.3.1原油性质

地面原油密度（20°C）0.9317 g/cm3，粘度（50°C）72.78 mPa.s，凝固点-21 ℃，含蜡量3.48 %，胶质加沥青质18 %～21 %；地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，体积系数1.1037，原始气油比42m3/t。

2.3.2地层水性质

原油性质：地面原油密度（20°C）0.9311g/cm3，粘度（50°C）

67.7mPa·s，胶质+沥青18.90%，凝固點低，平均为-18℃。地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，原始气油比42 m3/t。

地层水性质：地层水阳离子以Na++K+为主，阴离子以HCO3-为主，总矿化度5230.79mg/L，水型为NaHCO3型。

2.3.3天然气性质

原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。

2.4地层压力与温度

2.5油藏类型

锦16块兴隆台油层分布受构造和岩性双重控制，全区有两套油水组合。兴Ⅰ油组有一套油水组合，油水界面在-1330m左右，兴Ⅱ～Ⅲ油组油水界面在-1460m左右，在欢气5附近的微构造高点附近在-1460m以下有零星油层发育。油藏类型按圈闭类型划分为岩性构造油气藏，按驱动类型划分为层状边底水油气藏。

3.目前存在问题

3.1.检泵周期及维护作业近5年统计情况

2021年发生检泵71井次，影响锦16兴检泵周期的主要因素有4个方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是现场管理因素；四是注水管理因素。

4.油藏管理因素

4.1出砂严重

目前有出砂井47口，开井43口，日产液2145t/d，日产油97t/d；2021年出砂检泵29井次，检泵周期为227天。

4.2出蜡严重

延长油井检泵周期的探讨

延长油井检泵周期的探讨 1 影响油水井免修期的主要因素分析统计大芦湖油田2012-2021年共有维护井检泵作业215井次，平均免修期338天。通过对大芦湖油田最近三年检泵井原因分析，偏磨、腐蚀、结垢导致作业井数占总井数的71.1%。（1）偏磨原因：由于油井液含水大幅度上升，杆管之间的润滑环境逐渐恶化，侧钻井、斜井的增多等多种因素的综合作用，使得偏磨现象越来越严重，且偏磨井数呈逐年上升趋势，管杆偏磨造成油井生产周期缩短。2012-2021年因偏磨造成管漏、杆断井71口，占躺井总数的33.0%。（2）腐蚀原因：油田进入开发中后期，原油含水上升，产出液中矿化度升高，采出液中含有多种离子，如：K+、Na+、Mg2+、Ca2+、CI-、SO42-、HCO3-等，使采出液中导电性增强，加速了电偶腐蚀、电化学腐蚀进程。导致金属腐蚀的因素很多，如：矿化度、温度、PH 值、溶解气、硫化氢、二氧化碳等。2012-2021年因腐蚀造成管漏、杆断井49口，占躺井总数的23%。（3）结垢原因：随着油田开发的不断深入，结垢井逐年增加，成为油井躺井的主要因素之一。油井井筒结垢严重，造成泵卡、泵漏、油管杆腐蚀；地层、射孔部位结垢，造成油井减产。目前，油井结垢类型是碳酸盐垢、硫化物垢、铁化合物垢及混合垢。2012-2021年因结垢躺井32口，占躺井总数的15.1%。 2 延长油水井免修期的具体办法和措施 2.1 分段治理、防治结合，提高偏磨治理效果。 ①对一般偏磨井分段治理，使用碳纤维扶正器局部对应治理模式，主要配套碳纤维扶正短节、扭卡式扶正器等，其中扭卡式扶正器可在单根油杆上滑动，起到清洗油杆功能，单井使用20-40件不等。②对中度偏磨井，使用局部对应内衬管+抗磨接箍治理模式，单井使用内

油井检泵原因和延长检泵周期的措施分析

油井检泵原因和延长检泵周期的措施分析油田开采是一项很重要的工作，近几年来，开采任务不断加重，工作量进一步增大，这就对油井检泵质量提出严格的要求。油井检泵周期关系到油田开采工作效率和质量，为了有效延长油井检泵周期，就需要了解影响周期的原因，仔细分析，才能做到对症下药，采取合理措施延长检泵周期。 1影响油井检泵周期的原因 1.1地质原因 1.1.1供液量不足影响电泵机组正常运行在油井开采工作中，时常会出現油井供液量小于电泵机组采液量的问题。一方面是由于设计方案不完善，另一方面是受限与技术条件。长此以往，必然会影响电泵机组正常运行。如果电泵机组含液量不能达标，就会导致机组内的温度不平衡，对机组性能会造成不利影响，降低没备运行效率和使用寿命。 1.1.2油井采出液含有过多砂量油井工作会面临非常复杂的环境，含沙量会超标，影响电泵正常运行，这样不仅会缩短电泵的使用寿命，对电泵质量造成伤害，还会影响油井开采工作顺利进行， 1.1.3大量沉积物的影响随着油井开采工作不断深入，许多沉积物会因此而形成。这些沉积物如果没有得到有效处理，随着时间的不断推移，就会在较高温度和压力下不断变硬，形成结垢，这样就会影响设备正常运行，甚至诱发故障。 1.1.4接触到腐蚀性液体油井工作时面临的环境十分复杂，还会接触到腐蚀性液体，机组会因此而遭到腐蚀，无法正常运行。 1.2油井自身与泵组原因

有的油井有弯曲或者倾斜现象，这样就会造成油井管道和抽油杆之间的接触面积增大，提高二者摩擦力，造成设备进一步磨损，影响油井检泵周期，甚至酿成比较严重的事故。在油井正式投入使用之前，如果泵组的组装与设计不合理，就会使得组合存在比较严重的安全隐患，造成组件破坏，不利于油井检泵周期延长。 1.3工作制度与人为操作原因在油井开采工作中，如果制度不完善，就会使得检泵的维护保养措施不到位，对检泵的质量造成很大的影响，影响检泵周期。工作人员在操作时，没有遵照要求进行，同样会影响油井检泵的性能与周期。操作人员素质有限，技术水平不足，缺乏专业的培训，在操作时就无法完全按照要求进行。有的工作人员缺乏责任感，在操作时粗心大意，这样必然会影响油井检泵周期。 2延长检泵周期的措施 2.1全面、多元化进行监督，建立完善预警体系为了进一步延长检泵周期，要建立完善的质量监管体系，对油井开采工作进行全方位、立体式监督，对泵组的运行情况随时掌握。将责任落实到每个人身上，明确责任制度，一旦发现问题就对相关人员追究责任。建立跟踪监督体系，对设备的运行状态与工作人员的行为进行监督，一旦发现问题，可及时纠正和调整。建立完善的预警体系，对可能发生的问题及时警报，使相关人员能够在第一时间内处理。 2.2合理选择检泵，优化作业首先，要加强对油井的地质条件、环境情况进行勘察和了解，明确相关影响因素。第二，合理选择检泵，保证其质量符合要求，确保检泵正常运行。第三，加强监督力度，对老化的管道进行改造或者更新。加强对管杆质量的检查与验收工作，避免管杆老化造成不利影响。第四，检查完毕后，可将管杆正式入井，不断优化组合。第五，保证抽油机平衡，明确各项参数。第五，如果油井不垂直，就要合理使用井下扶正器与防脱漆，减少设备磨损。 2.3有效预防油井出砂，合理使用工具

延长检泵周期

黄251区块延长检泵周期前言湘阴作业区黄251区块目前油井总数272口，计划开井272口，实际开井272口，油井利用率100%；日产液量1110m3/d，日产油817t/d，是我区生产开发的两大主力区块之一。该区块油井投产时间较长，井筒状况日趋复杂，因此摸清区块井筒状况、制定合理的治理措施，对我区的产量稳定和降低生产成本具有现实的意义。

选题理由：检泵周期是机械采油中一项重要的综合性经济技术指标, 目前我区两大主力区块是黄251区块和罗一区块其中罗一区块为09年的产建区因此影响我区整体检泵周期水平的区块是黄251区块。但在黄251区块油田开发过程中，油井因结蜡、出砂、偏磨等原因导致油井管、杆、泵故障频呈上升趋势，油井开井时率低，检泵周期较短，在一定程度上影响了原油生产。我区09年正处在上产阶段，为完成全厂09年突破200万吨的原油生产任务，就必须延长油井检泵周期，降低检泵井次，提高采油时率，所以QC攻关小组选择了“强化井筒管理，重点落实“五防配套”实施方案，推广应用新技术、新工艺，延长油井检泵周期”为课题的活动。三、现状调查黄251区块井现有油井272口，其中200口投产于2008年以前，自2008年8月起黄251区块维护性作业分类统计表如下：通过上表可以看出2008年至2009年上半年随着油井生产时间的延长，油井维护性作业井次逐年上升，因断脱、漏失导致的修井井次

不断增加，偏磨现象逐渐严重，但油井结蜡、结垢情况基本保持稳定。通过以上检泵原因的统计，可以看出黄251区块的结蜡和结垢现象不是很明显，并不是造成躺井的主要因素，因此QC攻关小组将重点加强卡泵、断脱及漏失的治理和管理，从而延长油井检泵周期。四、活动目标 1、确定目标：根据现状调查，结合目前实际，根据井筒的不同状况,确定了本次活动的目标：黄251区块油井检泵周期要增长18%（由原来的410天增长到480天以上），全区块预计更换油管8000米，抽油杆10000米，更换以及增下多功能扶正器150个，井筒热洗15井次，最终使整个区块的检泵周期达到480天以上。

浅谈如何提高抽油机井泵效延长检泵周期

浅谈如何提高抽油机井泵效延长检泵周期发表时间：2019-04-30T17:59:34.890Z 来源：《基层建设》2019年第6期作者：姜松1 谢仕洪2 宋晶鑫3 [导读] 摘要：本文针对抽油机井冲次快慢对抽油杆、油管、抽油泵使用寿命有哪些制约关系，从而得出降低冲次是延长检泵周期的途径之一；其次针对调整抽油机井冲程大小，观察产量，功图的变化，从而达到提高泵效的目的。 1大庆油田有限责任公司第五采油厂第一油矿九区一队；2大庆油田有限责任公司第五采油厂生产维修大队加工车间；3大庆油田有限责任公司第五采油厂第二油矿摘要：本文针对抽油机井冲次快慢对抽油杆、油管、抽油泵使用寿命有哪些制约关系，从而得出降低冲次是延长检泵周期的途径之一；其次针对调整抽油机井冲程大小，观察产量，功图的变化，从而达到提高泵效的目的。关键词：提高；泵效；延长检泵周期 1：抽油机井冲次与检泵周期的关系抽油机冲次是指抽油泵活塞在工作筒内每分钟往复运动的次数。目前抽油机井冲次多为4次\分，6次\分，8次\分，其它有9次\分。从定义上可以推算，以8次\分为例，理想状态下（无其它因素影响），1分钟活塞在泵筒内往复8次，一天为8×1440=11520次\天，一年为11520×365=4204800次\年，所以冲次越快，活塞往复次数越频繁，设备磨损程度越严重，检泵几率越高，检泵周期越短。检泵原因主要为杆管偏磨断脱，油管漏失，抽油泵漏失。下面结合实际针对快冲次（8次\分以上）的井对杆、管、泵有哪些影响进行分析。 1.1.抽油杆抽油杆位于油管内，连接活塞，与它同时做上下往复运动，将液体抽到地面，在此过程中，造成抽油杆杆断偏磨主要有两个力的影响，一个是抽油杆本身的弹性力。由于抽油杆是一种弹性体，当驴头开始上行时，游动阀关闭，液柱载荷作用在柱塞上，使抽油杆发生弹性伸长。下冲程开始时，吸入阀立即关闭，液柱载荷由抽油杆柱逐渐移到油管上，使抽油杆缩短。因此抽油杆在这种伸长-缩短-伸长的变化过程中，容易出现杆断脱现象，冲次越快，这一过程越频繁，断脱的出现几率越高。另一个力是抽油杆在上下行过程中存在法向力。抽油杆随着活塞向上下运动时，游动凡尔打开，固定凡尔关闭，由于抽油杆线性运动，抽油杆会向油管一侧移动，造成杆管偏磨。同样，冲次越快，抽油杆往复次数越频繁，抽油杆柱上的法向力也越频繁，检泵次数也频繁，周期越短。 1.2.油管油管上接油管挂，下连接抽油泵，起到密闭液体的作用。在抽汲过程中，油管本身及各连接处必须是密封完好，否则液体会在漏失处流出，就是所说的油管漏失或断脱。其原因有两点，一是上面提到的，下冲程开始时，吸入阀立即关闭，液柱载荷由抽油杆柱逐渐移到油管上，油管伸长；相反上冲程时，油管缩短。油管频繁的伸长-缩短-伸长，增加了断脱几率。二是受到抽油杆对油管壁的磨损，造成管壁越来越薄，最终磨漏。所以，油管的漏失、断脱仍与冲次快慢有直接关系。 1.3.抽油泵抽油泵位于杆管的最下部，可以作为抽油机井下部分的心脏。它通过固定阀、游动阀交替开关完成进液和排液过程，使液体源源不断的流向地面。固定阀和游动阀主要由钢球、球座组成，每次开关，钢球都会撞击球座一次，活塞完成上下往复运动一次。长时间的撞击，钢球与球座就会不密封，球座会出现麻点和小坑，使得泵漏失越来越严重。 2：抽油机井冲程与泵效的关系抽油机冲程是指抽油机工作时，光杆在驴头的带动下作上、下往复运动，光杆运动的最高点和最低点之间的距离。也可以理解为活塞在泵筒内移动的距离。如果不考虑杆管的伸长，活塞在泵筒内移动的距离和光杆运动的最高点和最低点之间的距离是相等的。但是一般情况下柱塞冲程小于光杆冲程，它是造成泵效小于1的重要因素。抽油杆柱和油管柱的弹性伸缩愈大，柱塞冲程与光杆冲程的差别也愈大，泵效就愈低，这是影响泵效的原因之一。原因之二：多数油田在深井泵开采期，都是在井底流压低于饱和压力下生产的，即使在高于饱和压力下生产，泵口压力也低于饱和压力。因此，在抽汲时总是气液两相同时进泵，气体进泵必然减少进入泵内的液体量而降低泵效。当气体影响严重时，可能发生“气锁”，即在抽汲时由于气体在泵内压缩和膨胀，使吸人和排出阀无法打开，出现抽不出油的现象。通常采用充满系数β来表示气体的影响程度，充满系数β表示了泵在工作过程中被液体充满的程度。β愈高，则泵效愈高。泵的充满系数与泵内气液比和泵的结构有关。因此，在保证柱塞不撞击固定阀的情况下，尽量减小防冲距，以减小余隙。所以抽油机尽量满足满冲程，提高泵的充满系数，提高泵效。 3：结论 3.1.抽油机冲次是否合理，直接关系着检泵周期长短。特别是冲次超过8次/分（包括8次/分）的抽油机井，很容易出现杆管偏磨断脱，泵漏，首先我们要分析好每次作业跟踪结果，及时做好参数调整工作，避免出现多次返工作业。 3.2.对于目前冲次高于8次/分（包括8次/分），作业特别频繁、杆管问题多的抽油机井，首要工作应下调一级冲次。 3.3.针对抽油机井提高泵效而言，首先要考虑调大冲程，减少冲程损失，减少气体影响，增加泵的充满系数，达到提高泵效的目的。

影响油井检泵周期的具体分析

影响油井检泵周期的具体分析油井检泵是为避免因油井管杆、泵以及地层等因素而导致石油产量下降的必要措施。但是，检泵作业的进行必然会影响到原油生产效率和生产成本，并进一步影响到企业的经济效益。因此，石油企业必须加强对影响检泵周期因素的研究和分析，并且采取一定的措施最大限度消除这些因素的影响，延长油井检泵周期，最终达到降低成本、提高原油生产经济效益的目的。一、影响油井检泵周期的因素分析（一）油井结蜡油井结蜡是稠油造成、石油生产生产过程中较为常见的影响检泵周期的因素之一。该问题主要出现于抽油机井。在具体的生产过程中，若出现稠油，石油生产过程中的含蜡量就会大幅度提升，并且在石油抽取的过程中，原油从地下输送到地面，其温度会迅速下降，原油中的腊质会逐渐集结并析出，并且当蜡质集结到一定程度之后，就会导致输油管道出现内壁蜡质附着现象，这样就会严重的影响生产过程中油田的生产产量，严重的会导致油管堵塞。出现油管蜡质堵塞采取相应措施无效的时候，就要进行油井检泵工作，这样能够较为有效地处理油管蜡质堵塞问题，提升油井的生产产量。（二）油井出砂油井出砂现象抽油机井和电泵井中都会出现。在利用抽油机井进行石油生产时，裹挟在原油中的粉细砂会集结于防砂管的缝隙或孔眼处，并且当粉细砂集结到一定程度时就会堵塞防砂管，并进一步影响抽油机井的产量。冲洗虽然能在一定程度上减少粉细砂的集结，但是当防砂管堵塞严重时，冲洗效果并不佳，需要工作人员进行检泵作用。而当抽油机故障停抽时，由于砂子在泵筒中沉淀，会造成开抽时不同程度的砂卡，当强行开抽时，会造成抽油杆被拉断现象。油井出砂还能产生对电泵轴承的磨损，导致电机及保护器的密封件发生泄漏，使

延长抽油井检泵周期的技术措施及应用

延长抽油井检泵周期的技术措施及应用项目开展初期，为维护油井的正常生产，百口泉油田稀油区抽油井年检泵工作量约460井次，每年需要支付大额的工序劳务费用和消耗大量的井下材料，如何实现本油田低耗、高效开发，降低井下作业成本是关键。该文从影响油井检泵周期各类主要因素入手，实际操作过程中对单井分别实施有针对性的解决方案，用以延长油井检泵周期，以达到油田“降本增效”的目的。统计2006-2021年检泵频次最高的40口油井207井次检泵情况，检泵原因分类如下（见表1）： 1 减缓举升系统管、杆磨损对策 1.1 井眼轨迹三维视图的应用依据井斜角、方位角等静态测试数据，运用Origin软件绘制单井三维井眼轨迹视图（见图1），分析确定井筒“拐点”位置、“狗腿”井段，为制定扶正防磨优化措施提供直观、科学依据，对后续工作具有指导意义。 1.2 内衬抗磨耐腐油管的应用据百口泉油田油井管、杆磨损部位分析，磨损严重井段大部分均集中于泵筒以上400 m区间以内；可利用HDPE管材优良的弹性、柔韧性、抗磨性等物理特性、耐H2S、CO2、酸、盐等化学稳定性和动摩擦因数、绝对粗糙度相对较低等特性，用以改善管、杆磨损、腐蚀状况。实施情况如下：⑴鉴于内衬油管较普通油管投资高，考虑只在磨损严重井段选择性配下，使用量大于偏磨井段100 m，内衬油管单井平均入井长度为506 m/口；⑵为减少投资，部分内衬油管选用本油田清洗修复油管来委托承揽方加工生产；⑶将内衬层耐温能力由80 ℃提高到110 ℃，并制定井下作业施工操作规范，解决了前期试用期间出现的补贴层空鼓、脱落现象；⑷累计应用95口井，用量约***** m，可评价62口井，平均检泵周期由213 d增至334 d，延长了121 d。

检泵周期与配注合格率

一、检泵周期 1、单井检泵周期（天）： ◆ 定义：油井上次检泵开抽之日到最近一次检泵停抽之日的累计生产天数。 ◆ 因主客观原因停产而未及时上修的井，停产之日即为本周期截至之日。 ◆ 油井不出油而未及时作业检泵的井，不出油之日即为本周期截至之日。 ◆ 间歇抽油井的检泵周期按开井生产的实际天数计算，全天关井的天数扣除。 ◆ 新井开抽和自喷转抽井，到统计之日为止仍继续正常生产的井，检泵周期统计方法：开抽之日起至统计之日，若连续生产天数大于作业区平均检泵周期，则该连续生产天数即为该井的检泵周期；若连续生产天数小于作业区平均检泵周期，则该井不参加统计。 ◆ 对隔采井，检泵周期应单独统计。 ◆ 凡已进行过检泵作业的井，若到统计之日止仍继续生产，其检泵周期统计方法： a) 截至统计之日，连续生产天数大于上一次检泵周期的，则该连续生产天数即为该井的检泵周期；反之，若本次连续生产天数小于上一次检泵周期的，则上一次的检泵周期即为该井的检泵周期。 b) 凡进行措施如压裂、酸化、防砂、卡堵水、换泵、补孔或新工艺新技术试验等，到措施之日，若本次生产天数大于该井上一次的检泵周期，则本期生产天数即为该井的检泵周期；若本次生产天数小于该井上一次的检泵周期，则上一次的检泵周期即为该井的检泵周期。措施之后开抽的日期即为下一检泵周期的开始。 c)措施作业和起泵测压，同时进行检泵换泵者，按检泵算，起泵之日即为检泵周期终止之日；否则检泵周期按延续计算。 d)凡进行解卡、捞光杆、对扣、加深、动管柱测压等非换泵原因作业的，检泵周期的统计按开井生产的实际日历天数顺延计算，累计关井天数应当予以扣除。 ◆责任返工井，不计算本次检泵周期，下次检泵周期统计起始日从本次正常开抽之日算起。 ◆抽油杆断脱、油套串、光杆断等原因检泵，但未动管柱井，不参加本次统计，下次检泵周期从本次的前一次算起。 2、作业区、全厂平均检泵周期（天）二、配注合格率配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。计算公式：配注合格率（%）=（注水井合格井数/注水井开井总数）X100% 说明: （1）单井月平均注水量按配注计划的90-110%为配注合格井。（采油二厂：日配注＞30m 3/d,±10%之内合格；日配注＜30m 3/d, ±5%之内合格；油田公司没有明确要求。）（2）月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 ∑∑统计井数（口）单井检泵周期（天）（天）＝T

延长螺杆泵检泵周期

延长螺杆泵检泵周期一、问题的提出 2021年底，大宛齐全油田实际产液量为3470吨/天，随着油田开发进入中后期油井出砂和含水上升，在生产过程中出砂，油管、泵、抽油杆结垢问题日益突出 2021年，大宛齐油田原油生产任务9.8万吨，假如使螺杆泵检泵周期延长10%，即可提高单井产液量同时降低作业井成本支出。油井出砂、结垢对螺杆泵影响——对出砂、结垢影响原因进行分析，并采取相应措施，以达到延长螺杆泵井检泵周期二、改进思路及方案实施目前大宛齐油田开发进入中后期，含水率进入中一高期，油田油藏埋深度浅，地层疏松，胶结程度差，大部分油井均有不同程度的出砂，生产过程中油管、泵、抽油杆结垢和出砂问题日益突出。导致流通管径缩小，油井泵效降低，螺杆泵无泵效，抽油杆断脱、卡泵、原油输送能力降低，腐蚀输油管线和采油附件，严重时导致管线穿孔和砂堵。随油田开发时间的延续，结垢油井数量还将逐年增加。由以上分析，结合装置设备、人员等因素，小组成员认为对大宛齐油田各生产单井的运行参数进行优化以及对单井的监测和调整需要一个摸索过程，将大宛齐油田延长螺杆泵井检泵周期的目标值设定为320天。（一）原因分析原因一：巡检不到位，井下管柱结蜡严重，造成蜡卡分析：现大宛齐作业区采油队分105片区、109片区、1片区、111片区巡井区块，每月对所有单井排查泵效两次，每日按计划进行取样、计量。新井、措施井等重点井加密巡检，能够确保单井的及时巡检。原因二：油井伴生气很大时、造成液面被伴生气压下去

分析：油井出气量较大，与出砂、结垢对抽油泵的影响并无直接关系。原因三：井下出砂严重，易造成砂埋、泵效降低分析：大宛齐油田含油层位为疏松砂岩油藏，油井在生产中易出砂，应低转速运行（60转），否则会造成定子转子之间砂磨现象发生，使两者之间的间隙加大，降低泵效。原因四：作业时抽油泵柱塞未下到位分析：作业中作业人员测量下井抽油杆时出现偏差，使抽油泵柱塞未下入抽油泵桶内，柱塞未下到位与出砂、结垢对抽油泵影响并无直接关系。原因五：抽油杆断裂分析：因抽油杆材质问题或选配不合理，造成抽油杆断裂。抽油杆断裂与砂、垢对抽油泵的影响并无直接关系。原因六：油田含水逐年上升，结垢严重，易造成垢卡分析：大宛齐油田油井综合含水已达到80%以上，且矿化度较高，井下管柱易结垢，会影响抽油泵的工况，甚至造成垢卡。原因七：螺杆泵转速调正不合理分析：对油井资料和采油数据分析不到位，未注意液面的跟踪即及时测液面，造成供液不足，烧泵。（二）确定要因制定对策 QC小组成员针对要因，讨论制定相应的对策，并制定负责人，进行实施。要因一：井下出砂严重，易造成砂卡对策：安装复合防砂管、割缝筛管进行防砂，降低砂影响;措施：在新井投产、油井措施作业、检泵作业前，针对该井的井下情况进行预判。3-4月要因二：油田含水逐年上升，结垢严重，易造成垢卡对策：在井下管柱增加防垢器，降低垢影响;措施：降低管柱结垢速度5-6月

锦16块延长检泵周期实施方案

锦16块延长检泵周期实施方案 1、地质概况锦16块是被两条近东西向三级断层所夹持的一东西长8.0km，南北宽1.2km的断鼻构造。开发的目的层为兴隆台油层，含油面积3.92km2，石油地质储量2523×104t。 2、油藏基本特征 2.1构造特征断块是由两条近东西向三级断层所夹持的一个南倾断鼻构造，东西长8.0 km，南北宽1.2 km，地层倾角5°～7°，圈闭面积8.4 km2，闭合高度200m。 2.2储层特性油层埋深1255～1460m，具有两套油水组合，共分3个油层组，17个砂岩组，33个小层。油层有效厚度36.2 m，单层最大厚度20.8 m，一般为5.0 m左右。有效孔隙度29.1%，空气渗透率2201×10-3μm2，有效渗透率为750×10-3μm2，泥质含量12.4%，碳酸盐含量4.5%，粒度中值0.218，分选系数1.76，层间非均质系数1.31，渗透率级差1.87，变异系数0.31。岩石胶结类型以孔隙式胶结为主，接触式次之，胶结物以泥岩为主，固结程度差，比较疏松。 2.3流体性质 2.3.1原油性质地面原油密度（20°C）0.9317 g/cm3，粘度（50°C）72.78 mPa.s，凝固点-21 ℃，含蜡量3.48 %，胶质加沥青质18 %～21 %；地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，体积系数1.1037，原始气油比42m3/t。 2.3.2地层水性质原油性质：地面原油密度（20°C）0.9311g/cm3，粘度（50°C）

67.7mPa·s，胶质+沥青18.90%，凝固點低，平均为-18℃。地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，原始气油比42 m3/t。地层水性质：地层水阳离子以Na++K+为主，阴离子以HCO3-为主，总矿化度5230.79mg/L，水型为NaHCO3型。 2.3.3天然气性质原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。 2.4地层压力与温度原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。 2.5油藏类型锦16块兴隆台油层分布受构造和岩性双重控制，全区有两套油水组合。兴Ⅰ油组有一套油水组合，油水界面在-1330m左右，兴Ⅱ～Ⅲ油组油水界面在-1460m左右，在欢气5附近的微构造高点附近在-1460m以下有零星油层发育。油藏类型按圈闭类型划分为岩性构造油气藏，按驱动类型划分为层状边底水油气藏。 3.目前存在问题 3.1.检泵周期及维护作业近5年统计情况 2021年发生检泵71井次，影响锦16兴检泵周期的主要因素有4个方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是现场管理因素；四是注水管理因素。 4.油藏管理因素 4.1出砂严重目前有出砂井47口，开井43口，日产液2145t/d，日产油97t/d；2021年出砂检泵29井次，检泵周期为227天。 4.2出蜡严重

延长油井检泵周期的认识及对策

延长油井检泵周期的认识及对策随着港西油田的开发，油田含水上升、偏磨、结垢、结蜡、腐蚀等问题日趋严重，导致检泵作业在采油厂的油井作业量中占有较大的比重。每年用于检泵作业的费用是采油厂生产成本的主要支出费用之一，并严重影响了油田正常生产。因此，有必要分析了解造成油井检泵作业的主要原因，并采取有针对性技术措施，努力延长油井检泵周期，这对降低采油成本、提高采油收益具有积极的现实意义。 1 2021年1-6月份油井检泵作业现状 1.1 按作业周期分类 1-6月份检泵作业井的平均检泵周期401天，其中，小于180天的有53井次，占比34%；180-360天的有30井次，占比19%；360-720天的有48井次，占比31%；大于720天的有24井次，占比15%。 1.2按作业原因分类，实际生产中砂埋卡、杆管问题及结蜡结垢，占检泵作业的主要工作量。 2.检泵原因分析 2.1砂埋卡原因分析 2021年1-6月份油井检泵作业因砂埋卡原因作业40井次，占总维护性作业工作量的26%，平均免修期380天。 2.1.1低液量因素日产液30m3的砂埋卡作业井25井次，占总数的63%，检泵周期仅有268天，随着液量的增加，检泵周期逐渐增加。油层能量低、油井产液量低，井筒中的液流速度慢，不利于携砂而造成砂卡砂埋停产。 2.1.2 停抽因素因港西油田油层埋藏浅，部分油井因意外停电等因素发生停抽，造成井筒及油管内地层砂沉积，出现砂埋油层、砂卡泵，1-6月份砂埋卡井中在上修前发生停抽的有3井次，占出砂总井数的8%。

2.2 杆管问题原因分析 2021年1-6月份油井检泵作业因杆管问题造成杆管偏磨25井次、油管漏失10井次、杆断脱17井次，合计52井次，平均周期578天。主要因偏磨造成，杆管的老化、腐蚀及施工质量等也占有一定的比例。①井斜因素；1-6月份油井因杆管问题上修井斜角大于20°的井有18口，占总上修井数的14%。偏磨严重的油井大多数为斜井或定向井，由于受井深结构的影响，油管在入井后随着井斜或套管的变形形成拐点，进而在拐点处产生弯曲，造成油管和抽油杆之间的接触而发生摩擦。油井平均检泵周期为401天，井斜角大于20°的油井平均检泵周期为304天，检泵周期随井斜角变大有变短趋势；②杆柱失稳；杆柱失稳是偏磨的主要原因。上冲程，杆柱受拉力，基本上呈直线拉伸状态，中和点以下杆柱在各种力的作用下，发生摆动，与抽油杆接箍产生偏磨。下冲程，中和点以上杆柱始终处于拉伸状态，中和点以下杆柱受压，当压力增大到一定程度时，杆柱失稳，发生弯曲，进而导致杆管接觸而产生偏磨；③产出液腐蚀介质；我厂有腐蚀现象的油井近30口，生产过程中油井产出液含有H2S、Cl-等腐蚀介质时，杆管磨损处将优先被腐蚀，使杆管表面更粗糙，机械摩擦、液体冲刷、腐蚀介质的综合作用，具有更大的破坏性，加速了杆管的腐蚀程度； ④检泵周期过长；1-6月份因杆管问题上修的50口井中，周期大于720天的11口，周期在360-720天的20口，总共占杆管问题上修井的60%。检泵周期过长，杆管反复受应力造成疲劳上修，致使杆管偏磨、断脱。 2.3 结蜡结垢原因分析 2.3.1 油井结蜡在油藏条件下，蜡一般处于溶解状态，开采过程中，随着压力、温度的降低和气体的逸出，蜡的溶解能力不断降低，破坏了蜡在原油中的溶解平衡，致使蜡不断析出结晶，长大、聚集和沉积在管壁等固相表面上，影响流体举升的过流截面，增加流体的流动阻力，从而引起蜡卡现象。

《如何延长螺杆泵井检泵周期》

《如何延长螺杆泵井检泵周期》【摘要】螺杆泵作为一种机械采油设备，具有其它抽油设备不能替代的优越性，它适用于稠油、含砂、高含气开采；它体积小、安装方便、设备结构简单、操作方便、能耗低及系统效率高的优点，在国内外油田已日益成为一种较重要的机采手段。但螺杆泵井的检泵周期并不长，检泵率高。随着螺杆泵大面积应用，管理好螺杆泵井、延长螺杆泵井检泵周期，是我们油田一线技术人员所面临的重要课题。【关键词】延长;螺杆泵;检泵周期 1、螺杆泵的工作原理及组成 1.1螺杆泵的工作原理：螺杆泵采油是单螺杆式水力机械的一种，是摆线内啮合螺旋齿轮副的一种应用。螺杆泵的转子、定子副是利用摆线的多等效动点效应，在空间形成封密腔室，并当转子和定子作相对运动时，封密腔室能作轴向移动，使其中的液体从一端移向另一端，实现机械能和液体能的相互转化，从而实现举升作用。 1.2螺杆泵的组成：（1）地面部分。包括减速箱、皮带传动、电机、支撑架、盘根盒、方卡子等。（2）井下泵部分。包括螺杆泵定子、转子、延长管、油管扶正器、限位销等组成。

（3）电控部分。包括电控箱、电缆、变频器等。（4）配套工具部分。包括防喷装置、防蜡器、特殊光杆、抽油杆扶正器、油管防脱装置、封隔器等。 2、影响螺杆泵井检泵周期的主要因素分析经过在工作中不断摸索、分析和研究总结出影响螺杆泵井检泵周期的主要因素主要有四方面。下面逐一进行论述： 2.1螺杆泵井主要工作参数的选择螺杆泵能否正常工作、寿命的长短、效益的高低与螺杆泵合理工作参数有着直接的关系。由螺杆泵理论排量计算公式q=5760edtn 式中：e—转子偏心距，m; d—转子外径，m; t—定子导程，m; n—转速，r/min; q—泵的理论量m3/d 由上式可知，在螺杆泵结构参数e、d、t确定后，排量q只与转速n成正比。因此需要实现较大排量或较小排量只需调整转子的转速。螺杆泵转速越高，理论排量越大，在供液能力充足的情况下，泵效越高。但转速不宜过快，过快会大大加速转子与定子之间的磨损，因转子在定子内旋转时，定子橡胶受到周期压缩，产生摩擦面的自动升温和疲劳，在井温比较高的情况下，既加速降低了定子金属套与橡胶结合面上粘结剂的强度，也加速了定子橡胶的老化，从而缩短螺杆

锦州油田延长检泵周期示范工程实施方案

锦州油田延长检泵周期示范工程实施方案摘要：随着锦州油田和延长油矿生产规模的不断扩大，老区油井井况日趋复杂，给延长油井检泵周期带来了新的课题。通过对机采井检泵周期变化情况分析，介绍了为延长油井检泵周期的一些新工艺和新技术，同时也分析了延长检泵周期当面前临的主要困难，确定了今后技术发展方向。关键词：油藏管理；检泵周期；方案实施；效益分析 1.目前油田存在的问题 1.1井筒管理因素 1.1.1管杆断检泵油井管杆使用时间过长，部分管杆本体表面氧化腐蚀及结垢严重，导致其疲劳强度降低，造成管杆断脱；2012年断脱井发生检泵9井次，检泵周期为218天。 1.1.2泵漏、管漏检泵油井泵、管由于使用时间过长，油井出砂出蜡，或泵和管本身质量等问题，造成泵、管漏失油井不出；2012年泵、管漏检泵11井次，检泵周期为262天。 1.1.3管杆偏磨检泵区块井斜10度以上的38口井，由于部分井含水高、平均动液面浅、油层供液能力充足，稀油开发后期，为了达到提液增排的目的，油井工作参数普遍较高；2011年因高负荷运转导致管杆偏磨检泵12井次，检泵周期为437天。 1.2现场管理因素因区块设备老化、管网腐蚀严重等原因，造成油井停井36井次143小时，检泵5井次，

影响液量421t，检泵周期为344天。 1.2.1设备老化严重有采油站6座、油井168口，由于部分井站出现配电系统老化、设备使用时间过长、新工藝新技术应用规模小等地面设备问题，不能在最短的时间内完成油井设备保养、更换皮带、调参等工作，造成停井时间过长。 1.2.2集输管网腐蚀严重在外输管线方面，锦16块有3条外输干线输往欢三联（43号站、4号站、6号站），目前投运时间较长，管线腐蚀严重，多次穿孔，2012年已经造成污染赔偿7.9万元。 1.3注水管理因素 1.3.1部分单层注水不合格对37口分注井进行分层测试，有17口注水井18个单层注水不合格，没有达到方案配注要求。 1.3.2部分井组注水不见效共有注水井组36个，7个井组增油，22个井组保持平稳，仍有7个井组调整注水后对应油井不见效。 2.工作部署 2.1解决油井井下管柱因素的方案 ① 优化方案设计实施优化方案设计15井次。 ② 优化泵型组合优选13台泵效高的泵进行生产，实验化学驱防垢减摩泵5井次。 ③ 应用防偏磨接箍、扶正器

笔架岭油田延长检泵周期工艺技术及应用

笔架岭油田延长检泵周期工艺技术及应用 1 笔架岭油田概况笔架岭油田位于辽宁省盘山县大凌河入海口，这里地势低洼，潮起潮落，沟渠纵横。笔架岭油田目前平均日开井23口。该区块采用丛式井开发方式，平台面积小、布井较多，钻探时采用绕障设计，井眼轨迹复杂。因此，油井具有大井斜、大位移、造斜点高、井眼螺旋弯曲等特点，管杆偏磨情非常严重。另外，笔架岭区块现已进入油井开采后期，油井高含水、供液不足等问题日益严峻，导致油井检泵频繁，严重影响油井正常生产。如何延长油井检泵周期，提高综合开发效益，是笔架岭区块亟需解决的问题。 2 影响影响笔架岭油田检泵周期的原因分析 2.1油井井身斜度大，井下工具偏磨严重，降低了油井检泵周期笔架岭区块由于油井井斜度普遍较大（最大为69.30°，平均38°，全角变化率最大为5.3°），在开发管理中暴露出了以下矛盾：一是抽油井管、杆偏磨较严重，增加了抽油杆在井筒中的运行阻力和抽油杆的疲劳应力，导致抽油杆断脱，发生检泵作业；二是大斜度井因管、杆偏磨造成的铁屑易聚集在一起造成卡泵或使凡尔漏失，导致检泵作业；三是管、杆偏磨易使油管被磨漏，导致检泵作业，降低了检泵周期。 2.2低压、低渗、低产井较多需深抽，深抽井检泵周期相对较短该区块油井由于长期无效注水，靠天然能量开采已达20多年之久，导致油井供液能力日益变差，表现在动液面不断下降，泵效低、需深抽（平均泵挂2068米，最大泵挂达到2420米），而深抽井的检泵周期平均低于正常井40天左右，降低了区块的平均检泵周期。 3 延长检泵周期工艺技术 3.1 防偏磨工艺技术 3.1.1 注塑杆防偏磨原理及特点

注塑杆把每根抽油杆作为一个防偏磨单元来考虑，根据井斜数据、油井生产参数、现场偏磨情况，在抽油杆上直接注塑或安装两套或两套以上高分子纳米材料螺旋扶正器，以此来防止抽油杆柱在上下冲程中与油管直接接触，从而避免管杆磨损问题。 3.1.2 滑动式扶正器防偏磨原理及特点滑动式扶正器采用了固体润滑技术，是对液体润滑不足的一种补充，它利用物理化学作用将固体润滑剂附着在扶正器表面，使相互摩擦的接触面上出现一层固体润滑保护膜，在接触摩擦过程中，使摩擦只发生在固体润滑保护膜内，有效避免管杆磨损。 3.1.3 内衬管防偏磨原理及特点内衬油管是一种油管表面处理技术，它高密度聚乙烯内衬油管其中，能起到很好的防偏磨防蜡的作用。 3.1.4 内涂层油管防偏磨原理及特点内涂层油管是一种油管表面处理技术，它采用具有超强防腐耐磨效果的碳锆合金粉末涂层，在高温条件下对油管内表面进行涂敷。这种油管在油井应用中，能起到很好的防腐防偏磨作用。 4 现场应用效果评价笔架岭区块大多数油井在生产过程中管杆偏磨问题及油井结蜡情况都比较严重。2021年以来，为同时解决这两大问题，先后在油井偏磨严重井段使用注塑杆、内衬管、内涂层油管，并配套使用滑动式扶正器；并配合油井加药装置做到防蠟的效果。这些工艺技术的应用显著改善了油井健康状况，有效减小了油井检泵频率，大大延长了油井检泵周期。4口井典型井在配套应用了延长检泵周期工艺技术后，检泵周期都大幅提高。4口井中，检泵周期最多延长了383天，最少延长了97天，平均延长了285天。同时，目前还有架607区块的架607、架607-3-3、架607-1-3、架607-1-5、架607-H1、架611x这些新井，陆续从2021年开始开采，全部使用的是内涂层管加滑动扶正器的工艺技术，架607井目前检泵周期已经长达1231天之久，可见，延长检泵周期工艺技术应用效果显著。