油井检泵周期（精选7篇）
油井检泵周期 篇1
0 引言
水驱油田以注水开发为主, 目前已进入中高含水期, 由于油井液面下降、油井开发环境逐年变差, 加之在高含水期油品性质发生变化等因素的影响, 作业检泵主要集中在杆管断脱漏、泵漏、卡泵这三个主要方面[1,2,3,4], 占总检泵井数的80%以上, 其中39%左右抽油机井存在偏磨现象, 偏磨井中有20%口井存在因偏磨导致抽油杆断脱而作业, 严重影响了油井的生产时率。
1 防偏磨综合配套技术的研究与应用
经过近几年的工作实践和不断试验摸索, 2015年对每口偏磨井开始采用井眼曲线三维立体再现分析技术和抽油杆近似等强度组合设计杆柱受力中和点分析技术进行分析, 工具也在不断更新完善, 针对不同的偏磨情况, 目前已有效果较好的几种治理对策 (图1和图2) 。
针对井斜变化较大井, 主要是通过在井斜位置采取措施, 减少杆与管之间的磨损。主要采用耐磨内衬管和双保护接箍式扶正器, 其中双保护接箍式扶正器主要是配合注塑杆用在井斜+挠曲防偏磨井上, 耐磨内衬管主要用来治偏磨疑难井的治理。耐磨内衬管是以聚乙烯为母料加上耐磨材料配比制造壁厚约4 mm复合管, 通过设备复合内衬于油管中, 对油管端部进行处理, 使之密封。具有耐磨性, 同时耐腐蚀、抑制结蜡、防结垢 (图3) 。
2 防泵漏工艺技术原理
由于在地磁场的作用下, 普通金属易被磁化而具有磁性, 井液中一些带金属成分的颗粒被吸附在阀球与阀座上, 导致凡尔关闭不严, 加之硬度不够, 在高速水力的冲击下被切割而失效。该流线型无磁防泵漏固定凡尔总成与普通凡尔相比具有特殊的力学性能, 它利用自身不易被磁化, 以及较强的耐磨性、耐腐蚀性与流线型的通道的结构来延长井下泵的使用寿命。
3 防砂卡工艺
针对出砂油井的出砂情况、出砂程度、出砂影响特征优选防砂措施, 主要是规模应用沉砂型特种泵井筒防排砂技术, 实现出砂油井高效长效生产, 在防砂增油和延长检泵周期方面都取得了较好效果。
4 取得的成果及突破
通过对高凝油区块油井采取综合配套技术后, 油井的生产状况得到改善, 延长了检泵周期和油井和生产时率, 主要取得以下几项成果。
通过油管内衬高密度聚乙烯管, 使油管与抽油杆之间不接触, 而是抽油杆和内衬衬层接触, 减少管杆间磨损, 保护了油管和抽油杆, 同时高密度聚乙烯管耐磨性能好, 延长了油井生产时间。利用绘图软件, 将井斜数据输入其中, 得出直观、清晰的井身轨迹模拟图, 并可实现三维动态的观察, 可视化了油井的井下物理结构, 同时结合中和点的计算和挠曲井段的描述, 为制定防偏磨措施, 提供了准确的依据。
对导致泵阀刺漏的原因分析取得了突破, 在泵阀材料的开发取得了与选择具有了针对性。对泵阀的结构进行了改进, 采用大通道球座、三瓣梅花形阀罩以及流线型结构, 减小了液体进泵阻力, 提高了泵的充满系数。
5 结论与认识
油井杆管偏磨主要是由于井斜、杆柱失稳两个因素造成的, 通过井眼曲线三维立体再现分析技术, 采用内衬管、双保护接箍式扶正器的方式可解决井斜造成的偏磨问题;应用抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术, 选用下加重杆、加长尾管, 下部扶正措施的注塑杆、实心杆扶正器、扭卡式扶正器来解决抽油杆失稳造成的偏磨现象。油井防偏磨工作是一项复杂而且长期的任务, 原来本不偏磨的井会随着油井生产参数的变化而出现偏磨现象, 或者轻微偏磨转为严重偏磨, 偏磨井段也会发生较大变化, 所以油井偏磨也是一个复杂的动态变化过程, 针对每一口的偏磨原因进行治理与预防, 最大限度来延长采油井生产周期。
摘要：水驱油田以注水开发为主, 目前已进入中高含水期, 由于油井液面下降、油井开发环境逐年变差, 加之在高含水期油品性质发生变化等因素的影响, 油井作业检泵主要集中在杆管断脱漏、泵漏、卡泵这三个主要方面, 严重影响了我厂油井的生产时率。经过近几年的工作实践, 不断试验摸索, 对每口偏磨井开始采用了井眼曲线三维立体再现分析技术和抽油杆近似等强度组合设计杆柱受力中和点分析技术进行分析, 工具也在不断的更新完善, 针对不同的偏磨情况, 目前已有效果较好的几种治理手段和方案。
关键词：高含水期,杆管断脱,泵漏,卡泵,偏磨
参考文献
[1]贾宗华.下寺湾油田抽油井杆管偏磨分析与治理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011年06期.
[2]于学信, 吴家松, 魏亚峰, 王观华, 高恒超, 陈文秋, 黄伟.抽油杆防失稳技术[J].石油机械, 2011年07期.
[3]温长飞, 石永军, 叶勇, 曹凤婷, 张晨.一种依靠井内原油润滑的扶正器设计[J].石油矿场机械, 2011年06期.
[4]尹瑞新, 朱国亮, 李彬, 杜丽君, 李凡.新型陶瓷材料扶正器研究与应用[J].钻采工艺, 2011年04期.
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油井检泵周期 篇2
油田生产规模的不断扩大, 老区油井井况日趋复杂, 给油井检泵周期带来了新的课题。通过对井检泵周期变化情况分析, 同时也分析了检泵周期当面前临的主要困难, 确定了今后技术发展方向。随着埕岛油田的开发, 含水日益上升, 井筒开始出现结垢、腐蚀日趋严重等现场, 这些现象的发生严重地影响了埕岛油田的正常生产。经2012年一系列治理, 油水井状况相对比较稳定, 检泵周期达298天, 比2011年延长22天, 创综合效益263.5万元。通过对井筒进行治理并采取配套技术措施, 提高了采油率, 确保原油的正常生产, 延长了检泵周期。
2 总结措施经验, 精细分析, 提高措施制定准确性
针对以往对油井的管理和长寿井的培养模式, 摸索出更加准确的油井管理方法, 即强化措施制定的准确性, 和油井管理细分的模式, 措施制定的准确与否, 关系到油井的生产寿命及生产状况, 强化其准确性, 可以保持油井的最佳生产状态。油井管理细分, 将波动井, 低绝缘井和低产低效油井明确划分开, 针对不同的油井实施不同的管理方法, 不在以往认真监控或者取全取准第一手资料的基础上做文章, 要落实到现场的每一项管理, 真正意义的动手, 动眼;看到位, 摸到位;尤其是针对长寿井和稳升井组, 更是要细分管理, 将以往的一井一策加上单井管理措施栏和单井产量对比栏。使管理人员能够第一时间了解到该井的最新生产动态。
3 埕岛油田结垢腐蚀问题分析
埕岛油田的腐蚀井以内腐蚀为主, 生产层位多为侏罗系延安组中高含水油井, 腐蚀形态大多为点蚀, 井下主要是溶蚀性的硫化氢腐蚀。影响油井结垢的原因是多方面的, 比如地层水在温度、压力等条件变化后发生结垢;地层水自身对温度和压力的不稳定也可以发生的结垢。因此主要影响油井结垢的因素是温度和压力, 在有温度、压力变化的部位, 容易发生结垢。
按照结垢的位置看:近井地带、井筒及地面的压力、热力学条件、流态变化明显的地方。井下结垢如射孔段附近、管柱的眼管和泵体附近等。
根据结垢的成分分类:主要为碳酸盐垢 (碳酸钙) , 其次为硫酸钙钡垢、铁化物等, 通常为混合垢。
随着开发时间的推移套管破损的现象开始日益严重, 油田的开采也已步入中高含水开发期, 井下腐蚀、结垢问题日益突出, 严重影响了油田的正常生产。
我们根据油井结垢程度及结垢周期不同, 针对不同的问题制定了不同的方案, 通过调节加药量及加药浓度, 实现油井的解堵。目前来说我们主要采取一下技术:采用井口添加阻垢剂, 进行油井防垢;定期热洗井筒;根据油井电流资料、检泵情况探索油井结蜡周期, 选择合理的热洗周期, 并对热洗参数进行严格控制, 确保热洗效果。
4 新技术在埕岛油田效果检测
埕岛油田2012年检泵周期为298天, 比去年延长22天, 单井平均检泵井次为1.45井次/口, 比去年降低了0.12井次/口。经济效益评价节约检泵费用94.68万元, 按每口井检泵占时2天, 原油价格3600元/吨计算, 增加收入168.82万元, 综合经济效益263.5万元。随着技术的发展我们绘制了井眼轨迹图, 自己制作的简易加药包进行井口加药, 试用固体防蜡、磁防蜡、机械清蜡等技术, 延长了油井清蜡周期;通过使用防气泵、气锚、套管定压放气阀, 很好的解决气体对抽油泵的影响;强化井下作业监督网络, 减少了无效作业。
通过以上措施, 检泵周期稳步提高, 目前已达到了国内先进水平。延长检泵周期不但能减轻员工的劳动强度, 还能降低原油对设备、环境的污染。
5 总结
影响检泵周期的因素很多, 它体现的是衡量井筒状况的综合指标。要实现检泵周期的延长就要从多个方面配套进行。通过使用成熟的“八防一降”工艺技术对井筒实施综合治理, 投产时就要树立“防患于未然、防胜于治”的观念。新工艺的试验, 要注重入井时的井筒状况, 入井后的效果跟踪以及不同区块应用的适应性, 从而确保新工艺的有效性和适用性。我们在井筒治理中要强化管理, 提高管理人员的工作能力。从而更好的保证新技术、新工艺的应用。
摘要：埕岛油田所处的位置为渤海湾南部的海域, 平均深度小于28米属于浅海海域, 其构造位置为渤中坳陷与济阳坳陷交汇处, 以埕北大断层与埕北凹陷相邻。随着油田生产规模的不断扩大老区油井井况日趋复杂, 给海上油井检泵周期带来了新的课题。通过对检泵周期变化情况分析, 介绍了油井检泵周期的一些新工艺和新技术, 同时也分析了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：埕岛油田,检泵周期,新技术
参考文献
[1]张福仁, 杨同玉, 李维忠.高气油比油藏的油井应用电泵采油的可行性研究[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2002, 26 (3) :44-46[1]张福仁, 杨同玉, 李维忠.高气油比油藏的油井应用电泵采油的可行性研究[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2002, 26 (3) :44-46
[2]王顺华, 赵洪涛, 尚庆军, 等.直线潜油电泵举升工艺技术及应用[J].石油钻探技术, 2008, 38 (3) :95-97[2]王顺华, 赵洪涛, 尚庆军, 等.直线潜油电泵举升工艺技术及应用[J].石油钻探技术, 2008, 38 (3) :95-97
油井检泵周期 篇3
1.1 检泵原因
油井检泵率的高低是衡量采油工程工作水平的一个重要指标, 也是采油工程工作中控制成本的一个有效途径。在油田开发过程中, 抽油的主要方式是采用抽油泵将石油输送到指定位置。因此, 抽油泵是油田生产的重要组成部分。抽油泵由于受各种不利因素造成生产效率下降甚至停产, 或者由于生产条件的变化调整生产参数, 把这种消除故障或者调整生产参数而进行的作业称为检泵。
检泵通常有两种原因, 一种是计划检泵, 一种是无计划检泵, 即深井泵突然发生故障检泵。计划检泵是根据地质要求定期检泵测压, 加深泵挂或上提泵挂深度, 换泵等均需要检泵;无计划检泵, 如:抽油杆断脱、撸扣, 油管变形, 深井泵游动凡尔或固定凡尔被砂、蜡或其他东西卡死, 以及泵漏或其他原因造成的产量降低均要检泵。作业前可通过对扣、憋压、提放负荷等措施进行分析判断, 从而找出检泵原因, 为以后的工序提供依据。
1.2 判断与分析
油井检泵作业施工质量的好坏直接影响到油井的产能, 是影响原油产量的重要因素, 在修井作业施工前对检泵原因进行判断分析, 可以使油井检泵作业施工取得更好的效果, 甚至少修井或简化修井工序及免除修井检泵。抽油井检泵施工工序包括:接井准备、压井、起抽油杆及活塞、起油管、泵及其他井下工具, 地面清洗管柱, 丈量组装新泵及井下工具, 下泵杆, 装井口, 翻驴头, 提防冲距, 试抽油井等。采油301队共管辖油水井141口, 油田均属高含水期, 检泵次数逐年增多, 泵问题井主要集中在活塞和上凡尔罩部分。
活塞磨损属于正常磨损。抽油杆柱下端集中轴向力随冲次、冲程的增加而增加, 杆管偏磨临界轴向力随冲次、冲程的增加而下降, 抽汲参数越大, 杆管越容易发生偏磨。单井产液量较低、含水较高, 待作业时间较长, 热洗不彻底, 容易结蜡, 导致偏磨。
上凡尔罩断也属于正常检泵。因为凡尔罩充当了抽油杆柱与泵活塞的“连接点”, 是包括活塞在内的整个杆体中最薄弱的环节, 是惯性交变载荷产生弯曲应力最为集中的部分, 上游动凡尔球在抽油泵抽汲和洗井过程中不断撞击阀罩, 使阀罩钢体逐渐变薄造成断裂。
卡泵是由于泵质量存在一定问题, 活塞与泵筒间隙过小, 造成活塞运行阻力增大, 导致卡泵。
2 如何降低油井检泵率
为降低油井检泵率, 延长油井检泵周期, 应从检泵原因分析入手, 在油井管理方面采取有效防治措施。引起检泵的因素多种多样, 既有地下因素, 也有地面因素, 既有技术因素, 也有管理因素。各种因素相互影响、相互作用, 任何一个环节出问题都势必造成检泵作业。
2.1 降低检泵率的措施
首先应优选抽油泵。泵问题主要是泵漏失、活塞和上凡尔罩断。低磨阻泵可以降低柱塞与泵筒间的磨阻, 它在柱塞外圆上加工了多个宽度相同的环槽, 通过加环型槽加大了柱塞与泵筒间的间隙, 降低了抽油机井杆柱下行的阻力, 从而减缓了杆管偏磨。闭阀泵可有效的避免凡尔球在抽吸过程中对阀罩的撞击, 从而减少了凡尔罩断的问题。
2.2 加大油管锚应用力度
油管锚是防止管断的有效措施, 它有效的减缓了油管的伸缩变形, 同时进一步改善了油管管柱的整体受力状况, 降低了管断的发生几率, 加大油管锚的应用力度, 锚定泵筒以上油管, 可增加其稳定性, 避免上冲程时泵上油管受压弯曲而使管杆磨损。
2.3 加大抽油杆扶正器应用力度
在检泵中可加大扭卡式扶正器的应用力度, 采取下扶正措施, 强制限定扶正器的窜动区间, 防止扶正器串位, 及时更换偏磨杆管。随着油田含水上升, 控制偏磨井次的增加, 抽油杆扶正装置是目前治理管杆篇磨比较好的措施。
2.4 热洗
对于抽油泵凡尔失灵通常采用热洗、套管加压法或连续碰泵法简便处理。将热洗液打入套管, 憋开凡尔, 然后再开动抽油机, 继续泵入热洗液, 当热洗液从井口返出后, 即可解除凡尔失灵和井下堵塞故障。抽油泵固定凡尔失灵有杂质堵塞时, 可把光杆卡子卡在超过防冲距的位置上, 开动抽油机, 使活塞与固定凡尔罩碰撞几下, 以解除故障。
3 强化油井日常管理工作
为最大限度延长油井检泵周期应掌握预防为主的原则, 首先要做好井下作业的现场跟踪工作, 取得第一手资料, 将憋泵情况和上报作业原因与作业现场实际情况进行对比、分析、验证, 进一步摸索不同泵况所反映出的现场憋泵特征, 以增强自身的分析水平和判断能力, 不断提高检泵井上报原因与实际检泵原因符合率。其次要做好油井日常资料的录取管理工作, 与不定期抽查和定期普查相结合, 确保油井各项资料取全取准, 为准确分析提供可靠依据。
3.1 加强日常管理治理出砂
出砂区域油井在作业探砂及冲砂过程中必须按照方案要求, 在井况允许的情况下将井筒处理完毕。有砂面上涨史的油井, 下泵作业前要求回探砂面。根据出砂区域图对出砂量高, 油层利用率低的油井可根据液面情况下入小泵径特种泵或砂锚、筛管等防砂工具。为强化油井的日常维护, 可根据出砂程度高低, 将超稠油区域油井分为A、B、C三级管理。
3.2 加强油井日常技术管理
合理匹配生产参数。首先要做好地下参数匹配, 确定合理的泵径、下泵深度、杆组合。其次是做好地面参数匹配。在参数匹配上, 尽量采用低冲次生产, 降低循环次数, 减小杆柱的交变载荷, 因为冲程和冲次是影响检泵率的重要因素, 冲程冲次合理匹配, 可提高冲程利用率降低冲次利用率。针对大泵径, 高冲次和沉没度较低的油井可进行调小参数, 保证其较合理的沉没度。
3.3 加强油井热洗质量管理
长期待作业井如条件允许应用高压热洗车加密洗井;严格执行热洗规程;按时录取电流, 做好监控;热洗时一定保证温度、压力达到洗井要求;对于热洗不易洗好的井, 到现场落实, 摸索其热洗规律和提高其热洗质量的方法;加大蜡堵井的考核力度。
3.4 改善油井泵工作环境
延长油井检泵周期, 提高油井生产效率。对油井井筒进行酸洗、除垢、清蜡、冲砂等净化措施, 给井筒“洗澡”。实施井筒防腐、防磨、防蜡、防砂、防垢、防气等“五防”配套措施, 推广多功能悬绳器、扶正防磨等多项井下配套工艺技术, 改善深井泵工作环境, 减少油井治理工作量, 降低作业频次。
总之, 降低油井检泵率是一项长期的系统工程, 它需要杆柱设计、配套工艺、作业施工、质检监督及油井管理等多方面密切协作, 共同实施才能达到较好的效果。“学如逆水行舟, 不进则退”, 采油工艺检泵管理工作, 同样面临这样的挑战。只有扎扎实实做好眼前一点一滴的事情, 才能把检泵管理工作做的更好, 才能为油井的管理工作打下坚实的基础。
摘要：油井检泵作业施工质量的好坏直接影响油井的产能, 是影响原油产量的重要因素。因此, 在修井作业施工前一定要对检泵原因进行判断分析, 并根据不同原因制定出相应的预防治理措施, 以达到降低油井检泵率、提高油井管理水平、节约生产成本的目的, 使油井检泵作业工作取得良好的效果。
关键词：油田井下检泵,原因分析,判断预防
参考文献
关于油井合理检泵时机的探讨 篇4
造成油井检泵的原因很多, 其中因漏失而导致检泵所占的比例较高。但是在实际生产中, 对漏失待检泵作业井的合理作业时机没有明确的计算方法, 具有一定的盲目性, 不利于油田生产目标的实现。
对一口漏失待作业油井来说, 要获得不同的生产目标, 所对应的检泵时机应该是不同的。每一个目标, 都存在一个最佳检泵时机能使目标值最大, 提前或滞后作业, 都会使目标值变小。
一、基本条件的建立
1. 抽油机在漏失的过程中, 油井的产量与时间成减函数关系, 在这里假定为:
上式中:Qt:某一时刻的日产油量;
Q0:正常生产时日产油量;
ΔQ:单位时间漏失量的增加值;
t:漏失时间。
2. 在检泵周期内, 含水率基本保持稳定, 只考虑漏失对油井产量的影响, 而忽略其他因素的影响。
3. 检泵作业时间为已知量TJ。
二、数学模型的建立
1. 产油量最大化模型
由假设条件可以得出:整个检泵周期内的产量为:
加上检泵作业时间, 整个检泵周期内平均日产油量为:
对 (3) 式求导, 求极值可得日产量最大时检泵时机的目标函数为:
从公式 (4) 中可以发现, 当ΔQ增大时, 合理检泵时机将缩短, 反之将延长。
这一模型, 可以使得检泵作业井最大限度的采出, 从而促使原油生产计划的完成。
2. 经济效益最大化模型
在建立模型的过程中, 除了以上三条假设外, 还有以下几项补充:油井日固定费用为CG;每次作业费用为CZ;吨油可变成本为CB;吨油价格为P, 吨油税金为P'。利用目标1中求出的检泵周期内的总产量, 可以得出检泵周期内的总效益为:
令 , 对上式求平均值, 每日平均利润为:Δ
对 (6) 式求导, 求极值可得经济效益最大时, 检泵时机目标函数为:
ΔQ增大, 合理检泵时机将缩短, 反之将延长。
3. 检泵周期最大化模型
条件同上, 根据盈亏平衡分析法, 可以求得盈亏临界点的产量为:
由以上公式计算后可能出现三种情况:
Q0>QBE, 即油井正常生产时的产量大于盈亏临界点的产量, 这时可以由目标函数 (8) 求出油井最长检泵周期T。
Q0
V<0, 即单位可变成本大于税后价格, 该井为绝对的无效井, 从经济利益上考虑应该关闭。
从中可看出, 这一模型不仅可以减少油井作业次数和费用, 而且可以有效的保护资源, 有利于可持续发展。
三、实例计算与评价
假设一口油井漏失前产油量为5t/d, 从一月份开始漏失, 60天后产油量为4t/d, 市场油价为1600元/t, 单位税金为300元/t, 检泵作业时间为2d, CG为600元/d, CB为300元/t, CZ为25000元/口。
根据以上参数可以求出不同目标下的合理检泵时机、对应的油井产量和获得的效益。
由以上可知:Q0=5t/d, ΔQ= (5-4) /60=0.017t/d2, 所以:Qt=5-0.017t
1. 追求产量最大化时
利用公式 (4) 计算出T=32 (d) , 结合公式 (3) 可以求得检泵周期内平均产量为:
利用公式 (6) , 求得平均效益为:
2. 追求效益最大化时
利用公式 (4) 计算出T=62 (d) , 结合公式 (6) 可求得平均每天最大效益为:
3.追求检泵周期最大化
通过计算得知, 追求产量时, 从漏失开始32天就应该检泵, 追求效益时, 从漏失开始62天就应该检泵, 追求检泵周期时, 从漏失开始258天就应该检泵。
认识
1.通过理论分析, 分别得出在追求产量最大化、追求效益最大化和追求检泵周期最大化时对应的三个不同的目标函数
2.各油田可以根据自己的生产实际和需要, 利用不同的目标函数, 可以计算出漏失井合理的检泵周期和检泵时油井的产量, 从而科学的把握检泵时机。
3. 油田获得最大产量的同时并不一定可以获得最好的经济效益, 反之亦然。
4. 油井追求产量最大化和效益最大化时, 漏失量加速度 (ΔQ) 越大, 检泵周期就越短。
5. 生产过程中, 吨油可变成本若大于税后价格, 该井则为无效井, 从经济利益上考虑, 应该考虑关闭该井。
6. 油井产能越低, 则对应的各个目标值越小。
摘要：油井在生产过程中, 由于漏失的存在, 造成泵效降低。为了提高泵效, 增加产量, 需要进行检泵作业。但漏失到什么时候检泵比较合理, 还没有明确的计算方法, 本文针对不同的目标即产油量最大化、经济效益最大化、检泵周期最大化, 确定了不同的检泵时机计算方法, 对漏失检泵合理时机的确定有一定的指导意义。
关键词：漏失,检泵,检泵时机
参考文献
[1]邹艳霞.采油工艺技术.北京:石油工业出版社, 2006.
浅谈如何延长检泵周期 篇5
1 施工质量
1.1 检泵的施工及注意事项
检泵的主要工作内容是起下油管、抽油杆和组配管柱。起下油管和抽油杆, 一般可根据正常起下作业操作要求进行。关键的工作是:要准确计算下泵数据、合理组配油管和抽油杆以及下入洁净、质量合格的抽油杆、油管和深井泵等, 这是提高检泵成功的关键。因此, 检泵作业必须做好一下几方面的工作。
1.1.1 合理组配管柱
对下井油管、抽油杆及下井工具要进行认真细致的数据丈量, 并做好记录, 然后根据工程设计要求进行组配, 计算出各个下井工具的深度数据。
1.1.2 对深井泵的质量要求
深井泵必须有出厂合格证;泵筒内外清洁卫生;泵筒无弯曲、螺纹无损伤、各部螺纹连接紧固;活塞表面光滑、无伤痕, 阀球滚动灵活;活塞在泵筒内转动灵活, 一人拉活塞轻快自如, 无卡阻现象, 用手堵住固定阀拉动活塞手感有明显吸力。
1.1.3 施工质量要求及注意事项
(1) 起下抽油杆的要求:起下抽油杆所用工具必须完好, 规格与抽油杆相符;起油杆时, 遇卡时不能硬拔, 应倒扣起出, 防止油杆产生塑性变形;下井油杆必须符合质量要求, 油杆必须完好、洁净;使用多级抽油杆时, 等级不能混乱, 应采用上粗下细的原则进行组合, 易偏磨部位的抽油杆应加装抽油杆扶正器。
(2) 起下抽油泵的要求:进入井场的泵应平放在至少有三个均匀支点的泵架上, 并将泵的两头暂时堵住, 防止脏物进入泵内;下泵时, 井口周围及所用工具应保持清洁, 以免将泥砂及其它脏物带入泵筒, 影响泵的正常工作;连接泵时, 管钳应咬在泵的工作筒上, 防止咬扁泵筒, 连接泄油器时应缠上生胶带, 保证泵的密封性。
1.2 关键工序重点把关
提高作业质量的效果, 就要全过程进行认真的检查。从作业施工的准备工作到最后的试抽交井都要严格按质量标准进行检查。因为所有作业施工工序象一个环环相扣的环链, 任何一个地方不合质量标准都可能造成施工质量问题, 最后造成施工失败, 从而影响作业施工质量。比如施工准备工作, 若井架没有调正就进行起下油管施工, 就可能造成油管偏扣从而对油管丝扣造成损伤, 若将丝扣受损伤的油管下入井内, 就会造成油管漏失, 最后造成原油生产减产或停产, 从而影响施工质量。
在此基础上, 在作业中要抓住重点, 要进行重点把关。应重点对以下几个工序进行监督检查:
(1) 起管柱前的准备工作是否符合质量要求, 主要检查井架是否调正, 油管抽杆桥是否符合标准;
(2) 对起出的管柱及配件进行监测检查, 主要检查油管抽杆是否偏磨, 管柱工具是否有损伤, 要找出影响产量的主要原因;
(3) 完井管柱的试压情况要严格把关, 试压5-8Mpa, 稳压30分钟压降不超过0.5Mpa为合格, 要符合质量标准后方可下杆;
(4) 试抽敝压情况, 泵效是否符合要求。对这几个关键工序要进行重点把关, 严格按质量标准进行作业, 对不符合质量要求的工序要及时改正。
1.3 科学的作业质量监督方法, 现代化的检测手段
根据目前我队的实际情况, 首先要从人为因素造成的质量问题, 也就是首先要施工人员严格按质量标准去进行操作, 杜绝一切由于操作不当造成的质量问题, 从而改变部分施工人员多年的低、老、坏习惯, 促进提高施工人员的技术素质, 加强施工人员的职业道德教育, 使其增强自身的责任感;其次, 对下井油管、抽油杆、下井工具和配件进行仔细的试验检测, 要杜绝不合格产品下入井内影响作业质量, 只有这样才能提高作业质量。
2 抽油泵的选型
2.1 为了更好的提高单井的检泵周期
抽油泵的类型及技术参数:
抽油泵分为管式泵和杆式泵两大类, 通常, 对于符合抽油泵标准设计和制造的抽油泵称做标准抽油泵, 而具有专门用途的, 如防砂、防气、稠油泵等, 或具有与标准结构或尺寸不同的抽油泵称做特殊用途的抽油泵或专用抽油泵。
针对各井实际情况的不同选用适合该井的泵型、泵径和抽汲参数, 并使抽油泵、抽油杆、抽油机的参数和油井生产参数相匹配, 以便充分发挥整套抽油装备的能力, 延长其使用周期, 从而达到油井高产、高效、低成本生产的目标。对含沙量高及稠油井, 可根据油井生产的不同情况装配不同间隙的抽油泵, 以适用于抽吸不同井深、不同粘度的原油。
在油井生产中由于各井的原油性质等不尽相同, 可根据抽油泵的漏失等级来进行抽油泵的选型, 从而达到油井高产、高效、低成本生产的目标。针对花土沟油田地层温度低、压力系数低、原油粘度较高的特性, 我们可选用不同等级的抽油泵进行生产。
(1) 对含蜡低的井可选用Ⅰ级泵。
(2) 对含蜡高的井可选用Ⅱ级泵。
(3) 对产量低、含蜡高的井可选用Φ38mmⅡ级整筒泵。
(4) 对产量高、含蜡高的井可选用Φ44mmⅡ级整筒泵。
(5) 对产量低、含蜡低的井可选用Φ38mmⅠ级整筒泵。
(6) 对产量高、含蜡低的井可选用Φ44mmⅠ级整筒泵。
以上选择只列举了部分情况, 并且还要根据各井抽油机型号及参数的不同决定泵的长度, 并只限于整筒泵的选择。
参考文献
[1]井下作业乙方施工手册.青海油田井下作业公司[S].
浅谈延长检泵周期措施 篇6
1 电泵技术指标影响因素分析
为了找出造成电泵井检泵周期逐年缩短的原因, 对近几年的生产状况进行了统计分析表明存在以下主要影响因素。
1.1 生产井况日益恶化。
一是注聚区油层出胶导致电泵吸入口胶堵频繁。室内实验研究表明出胶是注聚区特有的衍生物, 特别是转后续污水水驱后最为严重。二是特殊断块油藏出砂、结垢、气体影响比较严重。随着开发, 高含水电泵井越来越多, 但这些油藏物性较差, 出砂、结垢、气体影响比较严重, 产出效益越来越低。
1.2 天气影响, 主要表现是闪电易造成停机, 阴天潮气大、密封
不好、绝缘材料不合格、没按照操作规程操作所造成薄弱点容易击穿, 电流过大、闪停、砂卡、过载、欠载等, 容易造成小扁处被击穿。
1.3 电缆和电泵机组质量差。
1.4 采油工程日常管理不到位。
1.5 修井作业时下油管速度过快影响了电缆质量, 容易造成绝缘性能差。
1.6 下电泵机组时护皮没有安装好, 或者是下油管过程中电缆卡子没有按规程安装。
1.7 管柱漏失。
2 延长检泵周期的措施
2.1 对地层来讲, 选井、选泵是用好电泵的首要条件, 对原油黏
度、出砂量、气液比、含蜡量、产能、井温、井斜都有较高要求, 若措施不合适将会影响电泵机组的使用寿命。
对于出砂严重、采液强度大的电泵井, 主要采用激光割缝管防砂工艺和要求采用小砂比加带压循环充填, 确保各部分充填紧凑采用大粒径充填砂, 提高挡砂层的渗透性。从而提高电泵寿命。
对结垢严重的油井实施针对治理, 控制含水幅度, 抑制自身矿物析出, 二层或以上合采, 水质不配伍, 实施分隔采油, 防止不配伍水质在油管和套管内壁结垢。还可以采用恩曼防腊防垢器治理工艺。恩曼防腊防垢器主要机理:恩曼除垢防垢器通过阻碍固体粒子之间力学上的吸附和聚集来防止和清除蜡、垢和腐蚀产物沉积;无磁、无电、无需添加任何化学药剂;软化和清除已经存在的蜡、垢和锈;抑制藻类生长, 防止新的藻类生成;防止腐蚀的形成;与偶遇整个过程是催化作用, 节省了大量的化学处理费用。与化学除垢工艺对比具有效果明显、无腐蚀、维护管理简单等优点。对气锁严重的油井, 将放气阀打开及时控气, 防气锁。
2.2 技术人员针对动、静态资料综合分析, 再结合产能选择适宜的泵, 从而保证了地层和电泵供排一致。
2.3 在井筒管理上精细入微, 把提高有关检泵作业的管理人员、
技术人员、操作人员综合素质作为检泵质量关键工作来抓, 特别是每位员工的责任心、操作规程、工具原理及结构等。对所有入井工具要有合格证, 有专业人员签定后方可使用。针对电泵作业中下机组、电缆两个关键环节采取专人盯机组盯电缆等作业全过程控制, 并有效地调整电泵井作业施工光油管试压要求;技术管理上, 利用橡胶电缆保护块、不锈钢电缆保护块, 提高电缆保护技术。
2.4 在地面管理方面, 规范电泵变压器, 控制柜、电缆、井口地面设备管理标准, 加强与区地面管理的紧密配合。
电泵井的开井、停井和日常维护是电泵管理的重要环节。根据电泵寿命影响制定了管理措施。包括:严格控制人为停井;调整正常运行参数, 电流的1.2倍、0.8倍为过、欠载电流, 开井后观察运行电流运行是否正常平稳, 若出现异常及时汇报;严格按照一性资料录取规定录取资料, 如果发现液量、电流变化较大及时上报;停井必须及时关生产闸门避免回流;开井必须憋压2~4MPa开机;故障停机必须及时上报, 由专业人员处理。
2.5 构建三层次电泵管理体系, 实现全过程分级管理
2.5.1 作业区策层, 区级管理层以优化设计为重心, 提高电泵运行工况。
包括:强化设计的前期分析和提高设计的针对性以及强化设计的分析论证。加强地质、采油、注水之间横向联系, 增加对油层的认识, 确定出合理的工艺配套措施及沉没度;强化设计的审批制度;加强作业过程中的监督。
2.5.2 队层制定合理的工作制度。
采油队要以单井维护措施制定为重心, 制定不同类别电泵井日常维护管理措施和突发问题应急措施, 并对班组实施情况进行检查。实行资料加密录取制度和旬度分析诊断制度, 对特殊井的电流、液面、含砂等一性资料加密录取分析。每天组织工程、地质、注水技术员进行重点井诊断分析;电泵组以诊断分析为工作重心, 每口停产井都要现场测量诊断, 分析在用机组的运行状况, 为采油队制定维护措施提供依据和指导意见。
2.5.3 班组操作层, 操作层以单井维护管理措施实施为工作重心, 减少躺井。
3 完善两项保障机制。确保电泵管理有效性
为确保把电泵管理工作做到实处, 进一步完善了技术培训机制和激励考核机制。
3.1 完善技术培训机制, 提高技术素质。
主要是加大技术人员的培训力度, 定期邀请厂、局的技术权威和专家现场授课;定期开展诊断分析交流会, 加强技术的横向学习和交流。
3.2 建立双向考核体系, 完善激励考核机制。
横向上根据地质组、采油组、电泵组的职责制定各组控制指标:液面预测准确率、设计合格率、现场诊断和监督到位率;纵向上考核采油队的工作质量情况。主要从四个方面考核:资料全准率;措施实施情况;现场监控到位率;电泵管理水平评价。
3.3 实施效果
冀东油田南堡作业区通过以上措施, 油井检泵周期指标不断提高, 措施26口井目前仍保持高效运行, 已平均正常生产426天, 并且继续有效。与去年同期油井作业减少了6井次, 作业费用减少了1200万元;提高作业区经济效益3000万元。
4 结束语
在电泵井运行过程中, 机械防砂、恩曼防腊防垢器、双分离器是治理电泵出砂、结垢、气体影响的有效措施;分类管理是延长电泵井寿命的有效保证;分层次、分级管理是减少电泵井躺井的有效措施。
摘要：冀东油田南堡作业区海上油井都是潜油电泵井生产。平均检泵周期相对较短, 这给延长油井检泵周期带来了新课题, 本文首先介绍了电泵技术指标因素影响检泵周期短进行了分析, 然后深入的从工艺和管理两方面制定相应的措施达到延长检泵周期。现场应用效果表明:制定的相应措施不仅延长了检泵周期, 增加单井产能, 而且可以减少频繁作业对地层的污染, 减低生产成本, 提高整个作业区经济效益。
关键词：冀东油田南堡作业区,电泵井,检泵周期
参考文献
[1]宋宇波.K油田螺杆泵应用存在的问题及对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (7) .[1]宋宇波.K油田螺杆泵应用存在的问题及对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (7) .
油井检泵周期 篇7
当抽油机井进入平衡状态后, 一般能够保持相对较长时间的稳定期。这期间抽油机井泵况良好, 生产状态稳定, 但抽油机井的地下状况及工作参数等的变化决定了这种平衡是暂时的, 平衡是动态的, 当内在或外在人为因素发生改变时, 这种平衡就会破坏, 在新的条件下形成新的平衡, 原来平衡彻底地破坏而发生泵况变差。
1.1 结蜡影响
油井结蜡既造成管杆负荷增大, 凡尔漏失及偏磨加剧等问题, 从而造成泵况平衡状态被打破。如果漏失轻微油井会自然在新的非正常生产状态下形成新的平衡;如果热洗或加药不够及时, 油井会随着负荷增大, 杆不下或杆管偏磨造成断脱等问题, 最后导致检泵作业。
1.2 参数变化
当油井产量和液面都较高时, 我们多数都以调大参数为主。这样虽然会提高油井的产量, 但同时也使得管杆的受力程度加剧和载荷交变频繁。抽油杆柱下行阻力与冲次的平方成正比, 当冲次较大时, 所受的载荷相应就大。在冲次较高的情形下, 随着杆柱的轴向伸缩和径向上摆动的不断加剧, 加大了抽油杆接箍与油管之间的磨擦, 在短期内使泵况变差。在进行抽油井参数调整时, 还要应考虑到采出液粘度的变化。
1.3 弯曲变形
油井沉没度小, 上冲程井液不能充满泵筒, 在游动阀下面留有气穴, 在下冲程游动阀不能打开, 只有到气穴气体被压缩达到油管中液柱的静压时才打开。在打开的瞬间, 油管中液柱的压力迅速从抽油杆转移到油管上。此时, 柱塞高速运动, 由于突然二激烈的负荷降低, 杆柱受压而弯曲, 这种弯曲可造成杆管偏磨。油套环形空间内的液体就少, 对油管的径向束缚力就小, 油管的径向摆动就会相对剧烈, 易引起杆、管断脱。
1.4 液体浮力
油管在抽油机泵抽吸过程中, 既受到管内液体的重力和摩擦力等交变载荷外, 还要受到油套环形空间液体的稳定浮力影响。这个浮力总是减小油管的载荷, 有利于改善油管的受力条件。
2 现场抽油机井短周期实例分析
2.1 基本概况
N1-6-D41抽油机井是萨动过度带的一口一次加密井, 本井于1987年10月9日投产, 开采层位是萨ⅠⅡⅢ葡Ⅰ, 机型CYJ5-2.5-26B, 泵径∮56, 最大冲程2.5m, 最大冲次16次/n i m, 使用冲程3m, 冲次9次/n i m, 于1991年8月16日换机型, 最大冲程3m, 最大冲次12次/nim, 使用冲程3m, 冲次9次/nim, 在2005年1月检泵时, 按设计要求将∮56的泵换成∮70的泵, 2007年3月份检泵后将冲次9次/nim调到6次/nim。
2.2 问题出现
2.2.1短周期检泵结果及杆管更换过程
本井2005年1月份之前, 是一口长命井, 检泵周期是5794天, 将近16年没有检泵, 在2005年1月检泵时, 按设计要求将∮56的泵换成∮70的泵, 换全井杆管, 还是使用冲程3 m, 冲次9次/nim进行生产, 结果在2005年10月10日就检泵了, 这次的检泵周期是273天, 检泵结果是对接爪损坏, 杆、管没有更换, 倒序使用, 生产参数没有变, 在2006年10月21日又检泵了, 第71-98根扶正杆磨损, 第5根油管下公扣断脱, 第4#-5#、73#-96#根油管丝扣磨损。这次换进φ22mm扶正杆27根, 下井序号为1#-27#长度249.13m。换进φ62mm修复油管27根, 下井序号为71#-97#, 长度247.09m。换进奥维软锚1套。这样生产到2007年3月1日, 又检泵了, 检泵周期是131天, 检泵结果是:第60根杆以下偏磨, 全井扶正器偏磨严重, 第6根油管下公扣断。这次换的是山东九环新φ22mm高强抽油杆101根, 长:918.74m, H级换机厂修复φ62mm磨擦焊油管100根, 长:909.47m。这次检泵后, 我们通过在杆管更换上找原因, 在生产参数上总结经验, 进行了调参, 把9次/nim生产到了6次/nim生产。到2008年5月19日检泵, 检泵周期是445天, 检泵结果是:第97根φ22mm扶正杆中部偏磨断, 第84-100根φ62mm油管内壁偏磨严重, 第84-100根φ22mm扶正杆偏磨严重。换进管厂修复φ62mm普通油管17根, 长146.63 m., φ22mm扶正杆18根, 长145.8m;2011年11月16日检泵, 检泵周期是1030天, 检泵结果是:第113根杆中部磨断。第75-94根管偏磨, 本次换φ76m m摩擦焊油管21根, 累长:201.85m, φ25m m扶正杆40根, φ22mm扶正杆1根, φ25mm高强扶正杆35根, 累长:320.12m, φ22mm高强扶正杆1根, 累长:9.15m,
2.2 实施措施效果与评价
本井在2005年未换泵之前是φ56的泵生产, 冲程3m, 冲次9次/nim生产, 是液面在井口, 功图带喷, 检泵周期是5794天。
在2005年1月份换φ70的泵生产, 生产参数未变, 可是泵况却发生了很大的变化, 检泵周期最短的只有130天左右, 最长的是370天左右。沉没度最低是100m左右。
2007年3月通过分析短周期的原因, 把生产参数降下来, 9次/nim调到6次/nim生产, 沉没度得到了恢复, 恢复到200m左右, 检泵周期得到了延长, 延长到445天, 最后这次检泵已经延长到了1030天。这就说明找到了症结。对症下药了。结合单井实际情况, 及时调整合理的参数, 供排关系得到了改善。同时也减少了杆管的摩擦次数, 为延长检泵周期起到了决定性的作用。
在2010年1月16日, 根据沉没度变化情况, 我们又把参数上调了1次, 由6次/nim调到7次/nim生产, 目前生产状况良好。
3 几点认识
(1) 坚持长冲程、慢冲次原则, 抽油机井冲次同泵径的平方成正比, 在满足产能的条件下尽可能采用小泵, 慢冲次生产;冲次同冲程的平方成反比关系, 在地面条件允许的情况下尽可能采用长冲程, 慢冲次生产, 可改变杆管受力状态。
(2) 对沉没度低的抽油机井, 降低其生产参数, 在确保产液、产油稳定的同时, 可以提高单井的泵效, 降低单井日耗电量, 提高系统效率, 减少生产成本投入。
(3) 调小生产参数的抽油机井, 油管的受力状态得到改善, 载荷比趋于合理, 可以减少生产过程中理。
(4) 今后对于油井的调参应当结合杆管受力状态分析而确定。