孤东油田短命井躺井对策研究

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探讨油田油井躺井的原因及治理措施

探讨油田油井躺井的原因及治理措施作者：伍光怀周俊海王平来源：《中国科技博览》2013年第06期[摘要]胜利采油厂所辖区块已进入特高含水开发后期，躺井率呈上升趋势，已严重影响了油田的生产。

其原因主要在于各类生产设备进入加速淘汰期、精细管理程度不够、生产参数高，油管和抽油杆磨蚀加剧等因素，必须加强油田单元的综合调整，强化技术推广应用，加大专项治理的资金投入，建立躺井预警机制，才能有效控制躺井率，增强稳产基础，实现老油田生产的良性循环。

[关键词]油田；油井躺井；精细管理；措施中图分类号：S157.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0085-01前言随着油田开发程度的深入，尤其是进入特高含水开发阶段以后，躺井居高不下，已经严重的影响了原油的稳产。

究其原因一是老油田地层能量逐年下降，井筒技术状况日益恶化；二是难动用储量开发与疑难生产井比例逐年增高，油井躺井频繁；三是油井产出液中含水上升，生产参数高，油管和抽油杆磨蚀加剧。

2011年油井的月躺井数占正常生产井的5%左右，油井躺井后所花费作业成本，最低限度的检泵约3-8万元，本文通过探索油井躺井的原因，寻找有效治理途径，为改善油田开发效果，降本增效提供有力支撑。

一、生产设备老化造成躺井增加躺井最直接的原因体现在设备上，根据2011年调查采油厂躺井情况，主要原因是杆断脱、管漏、电缆击穿和泵漏。

（1）井下设备技术状况成为油井正常生产的重要因素。

一是管、杆超期服役现象严重，引起杆断脱造成躺井。

二是油井管、杆偏磨，造成管漏躺井。

三是抽油泵不匹配，增加了油井凡尔漏失现象，导致泵漏躺井。

（2）地面抽油设备与油藏特点不匹配，结构性的矛盾突出。

高压低渗油藏增多，地面设备老化，无法与油藏地层相匹配的现象增加。

（3）复杂结构井致使躺井增加。

斜井、侧钻井的抽油杆偏磨严重，电泵机组故障率高。

主要是斜井井身结构的影响，造斜点以下抽油杆弯曲，虽设计安装了扶正器，出现扶正器磨损、抽油杆偏磨断脱现象。

短命井论文：短命井原因分析及治理措施

短命井论文：短命井原因分析及治理措施【中文摘要】胜利采油厂胜坨宁海油田经过四十多年的勘探开发,胜坨、宁海油田进入高含水开发后期,由于受高含水、高含砂、高矿化度介质,以及泵挂深,井况差等因素的综合影响,导致油井免修期短,部分井频繁作业,严重制约着油田开发,综合经济效益的提高。

近年来,通过细化技术管理,加强技术改进,油井免修期下滑的趋势得到了较好的控制,油井免修期逐年延长,但仍然没有大的改变。

因此,必须采取综合措施治理“短命井”,以达到提高经济效益的。

本文通过对抽油杆偏磨的治理,从造成油井杆管偏磨的原因：管柱结构、生产参数、泵挂深度、产出液性质、井况等五个方面进行了详细地分析。

管柱结构方面：当总成锚定时容易引起管柱弯曲,导致杆管偏磨；管柱上封隔器的级数越多,偏磨越严重。

生产参数方面：相同泵挂下,生产参数越大,抽油杆柱惯性载荷和振动载荷越大,对抽油杆稳定性的影响越大,发生杆管偏磨的频率越高。

泵挂深度方面：当生产参数一定时,泵挂越深,抽油杆柱也越易失稳发生弯曲偏磨。

产出液性质方面：产出液粘度越大,液体通过游动凡尔的摩擦阻力越大,越易造成杆柱弯曲发生偏磨；产出液含砂量越大,柱塞与泵筒间的摩擦力越大,从而造成杆柱下行阻力越大,加剧偏磨的发生。

井况方面：方位角和座标变化大的井,容易造成杆管接触发生偏磨；泵挂深度超过斜井拐点,泵挂越深,偏磨越严重。

然后通过基础资料和现场资料分析判断出因杆管偏磨引起的躺井,找准主要原因后结合现有的工艺技术,给与针对性的工艺措施治理。

对腐蚀程度高引起的偏磨,实施定期加缓蚀剂,在油管表面和抽油杆表面形成较厚的润滑膜,既降低腐蚀作用,又起到润滑作用,减缓杆管偏磨。

针对井况引起偏磨的工艺技术：使用双向保护抽油杆接箍、抗磨副抽油杆、抽油杆自动旋转装置等先进工艺,减缓杆管偏磨,给偏磨短命井的治理指明了思路。

出砂是油田开采过程中砂粒随流体从油层中运移出来的现象,是油井生产中所面临的困难之一,出砂不仅会导致油井减产或停产以及地面和井下设备磨损,而且会加剧套管损坏、严重时可能导致油井报废,因此进行出砂预测及治理方案研究就显得尤为重要。

躺井分析及控制措施

石油地质
曩种技２１年第３工０２期
躺井分析及控制措施
荆、超
胜利石油管理局孤东采油厂采油三矿２７３山东东营５２７
摘要因管杆老化和水质变差使管、杆、泵造成躺井的比例逐年增大，给控制躺井工作带来了很大困难，这成为制约原油生产
和延长油井免修期的瓶颈。本文就目前躺井问题，提出了控制躺井、延长油井免修期的建议。关键词躺井免修期参数优化防砂１采油５队油井生产现状调查
采油５目前油井有９，开井７Ｅ，其中抽油机井６Ｅ，平均队１ｌＥ２ｌ４１冲程３１、冲次６次，泵挂８９，动液面５５，检泵周期７３，．米．２２米６米４天泵效７．４％。躺井控制工作的好坏及油井免修期的长短，直接反映一４个队的管理水平。２１年采油５０１队共躺井２Ｈ，其中免修期在９天以内的有５，５０口免修期在９～８天之间的有４０１０Ｈ，免修期在１０３０８～６天之间的有９口，合计免修期在一年之内的有１１，占躺井数的７％，免修期较短的现象８１２２普遍存在。
孤东油田是典型的疏松砂岩油藏，经过长期高效强注强采，原油物性发生变化，油井含水逐年升高，地层流体流速加大，土矿物膨粘胀、剥落、分散、运移严重，地层骨架砂遭到破坏，出砂１益加剧。３在开发过程中发现，因管杆老化腐蚀和水质变差使管、、泵造成躺杆井的比例逐年增大，给控制躺井工作带来了很大困难，这成为制约原油生产和延长油井免修期的瓶颈。躺井解剖的主要原因是抽油杆、油管设计不合理，偏磨导致的抽油杆断、、塞上凡尔罩断以及泵本体漏、油管漏等。脱活井下工具质量差导致油井检泵周期缩短。主要是脱节器和泵质量问题，由于质量问题导致躺井５井次，均检泵周期为１０平４天。大泵生

油藏经营管理区控躺管理模式的探讨

油藏经营管理区控躺管理模式的探讨采油管理的最终目的是实现“油藏经营目标”，提高采油管理水平是油藏经营管理的客观要求，提高采油管理水平的落脚点是控制躺井，进而实现油井生产状态最佳、生产周期延长、投入产出比合理、效益最大化。

控躺是采油管理的主线，围绕这一主线，建立以“隐患”为核心的控躺管理工作模式，将控躺管理工作分为三个环节：地面隐患治理环节、井筒日常维护环节、作业过程治理环节。

每个环节制定相应的手段，实现节点控制，从而实现三个明确：一是明确控躺每个环节具体责任主体；二是明确每个环节的管理目标与制度标准；三是明确具体环节工作措施。

最终各环节执行情况，以责任考核为手段，确保工作到位。

最终体现于控躺管理水平的提升。

实现“两降一延长一提高”（两降：降低油井单耗、降低单井维护费用，一延长：油井免修期，一提高：机采系统效率）。

一、地面隐患治理环节1.区、组、站（井）三级隐患查改制度1.1制定“油井异常情况及时发现奖励办法”，达到激励现场员工，强化现场控制的目的。

制定了“油井异常情况发现申报奖励办法”，充分调动的井站的每一位员工检查躺井隐患的积极性，通过对躺井隐患的的及时处理，有效的避免了躺井的发生，其中典型问题如：油井产量下降、电流变化大、井高回压变化、出砂、负荷重、冲次变化等；1.2制定了“油井隐患分级管理考核管理制度”，根据查出隐患的情况，将躺井隐患分为：及时整改隐患、计划整改隐患、长期隐患，制定不同级别隐患的整改办法，确保将隐患整改从日、周、月的日常工作开展起来。

2.井、站故障处理手册为提高现场职工技能水平，对油井、设备出现问题后能够及时分析处理，我们有针对性的从“采油工岗位练兵问答”中选择了五个部分的100余道问答题，发到各单井人员的手中，并规定每周掌握那些内容，从而提高现场职工的岗位技术水平。

3.井、站人员停躺井隐患检查内容及标准3.1制定了油井现场停躺井隐患查找范围、部位我区单井职工技术素质参差不齐，地面隐患查找的支撑主体又要依靠全员，首先要实现让单井职工知道地面隐患是什么，地面隐患查找那些部位，因此我们将第三个节点定为明确简单易懂的地面隐患查找范围、部位、查找标准，通过查找范围和标准的制定、下发、培训，为本节点控制打下基础。

降低管杆偏磨躺井节约作业费用

（％）４＿４６
７４５８．６８９．５１ｌ００
在调查的３６１８１井中，因抽油杆和油管偏磨问题而造成躺井的油井有５２１９井次，其中管漏１９１井次，杆断脱１２７井次。
由于油管漏、杆断脱，这部分油井在短期内重复上修，造成作业检泵工作量的增加，使大量油管、抽油杆报废，大大增加了作业成本。据统计每次作业更换油管与抽油杆给油田生产造成大量的管材浪费，作业费用大大提高，经济效益受到影响。其中每年因油水井腐蚀造成的油管报废更换数量￣ｏｏ多米，抽油杆数量３ｏｏｏｏｏｏ￣米，直接经济损失３００多万元。
１偏磨类麓井原因分析
我们对孤东近几年的偏磨类油井的井况、作业现场检泵解剖资料和偏磨治理过程做了仔细调查。我们对３６８井次的现场资料进行了统计分析，对存在问题进行了调查分类。具体情况见表ｌ。表ｌ频率表
序号问题频数累计频数频率累计频率
关键词偏磨类躺井；治理；节约作业费用
中朋分类号Ｔ３文献标识码ＡＥ文章编号１７—６１（０９１２０２— １６３９７一２０） —０７０２
随着油田开发进入中高含水期，抽油机井的井况不断恶化，油井生产中杆管偏磨、老化问题越来越严重，导致杆管磨损、油管磨穿、抽油杆磨断等偏磨类躺井不断增加，统计２０、２０、２０年偏磨类躺井分０６０７０８别分别为９、９、１２ｌ８０井次，占年总躺井的２．％．按单井作业费用按６０２万元计算，偏磨类躺井的检泵作业劳务费用每年在６００万元以上，此外，单井日油按３ｄ作业周期按５ｔ，／天计算．因作业占井周期影响的原油产量为１３吨，按吨油２０￣ｉ－５０００－ｇ，则原油经济损失３６］Ｊ０万元，偏磨类躺井的加剧，既增加了作业劳务成本，也严重影响了采油厂原油产量。因此，减少偏磨类躺井刻不容缓，此类躺井将是今后躺井治理的主攻方向。

注聚区控躺节点问题分析及对策

井１６０口，躺井率为５．１％。
① 断脱漏失区井问题症结 “ 断一脱一漏 ”的优化治理。在保证油井产液量目标实现的前提下。依据供液情况，对断漏区作业治理井优化管柱结构、泵挂深度、泵径、冲程、冲次，实现根部治理减少
断漏区井比例。
年度井数泵径泵深冲程冲次液油含水含砂最大载动液沉没矿化见聚检泵年度占躺荷面度度浓度周期躺井井数
２０ｌ０８６６３２９５３３．２８６．７４５５．４５．５９０．１００ｌ３４２７５５６３９７８３６９２５７３８４２７９３０８２０ｌ１１４３６３．７９６７３ｌ４６．７７５９７３．９９３５００１４３．０２８９３２７４９２８８２２ｌ３４０２７９５１．３２０ｌ２ｌ６０６５．３９７４３２ｌ６．８ｇ７０．３４．７９３３Ｏ．０１４５３６７４９２２５９３９９２７２３１４２６７５ｇ．９
②做好地面参数优化一群扶措施实施方案论证、效果评价
８６２８
度周期
３８８５９４
３．３构建特殊工艺技术配套治理偏磨等问题模式注聚区油井依据井液性质、见聚浓度、偏磨、腐蚀程度、井斜等综合
状况配套应用特殊工艺。 ①推广应用聚乙烯内衬油管，其耐滑动摩擦磨损性是４５号钢的７－８倍，滑动摩擦系数是钢的１／３，能够耐强碱和稀酸腐蚀，因而具有较好的防偏

油井躺井现状分析及对策

油井躺井现状分析及对策众所周知，油井躺井是油井生产中必然存在的故障之一，通过修井作业扶活躺井，是作业生产的主要任务，同时也给孤二区带来了巨大的作业成本投入，如何尽可能地减少躺井数量，延长油井生产周期，降低作业成本，提升了效益水平，成为孤二区面临的一个研究课题。

因此只有全面掌握孤二区当前造成油井躺井的原因，抓住要因，才能制定有效对策，减少油井躺井数量才会成为可能。

一、油井躺井原因分析对2012年6月-2013年2月期间1429口原井带抽油泵井的躺井进行躺井原因分析，泵问题、出砂、油管脱漏、抽油杆断脱、油稠五项原因，是造成躺井的主要因素，分别占总数的35.4%、17.6%、13.2%、13.0%、9.7%，这五项共占总数的88.9%，其中泵问题所占比例最高。

同时对泵问题、出砂、油管脱漏、抽油杆断脱、油稠五项主要油井躺井原因按月度分布情况进行了统计。

在泵问题方面，主要是受维护工作量下降，措施工作量增多的影响，总体上泵问题造成的躺井并没有改善，在本月度躺井总量中仍占较高比例。

在出砂躺井方面，与措施作业增多有关；在油管脱漏和抽油杆断脱方面，基本持小幅波动，说明管杆在投入方面没有大的变化；在油稠躺井方面，冬季因油稠造成的躺井比例比夏季要高。

下面对泵问题造成的躺井进行展开分析：1、抽油泵问题总体来说泵的损坏与管式泵的基材、结构、产出液流体性质、井下工作环境、泵使用时间等因素有关。

从造成泵损坏的部位分析：管式泵主要是固定凡尓漏、柱塞外壁损坏以及柱塞的上下游动凡尓损坏；螺杆泵主要是定子胶皮损坏。

下面就泵损坏的部位进行分析：（1）固定凡尓漏。

282口，占泵原因的55.7%。

胜岛机械厂生产的管式泵，其固定凡尔材质为不锈钢，具体阀球材料为9Cr18Mo，硬度58HRC～65HRC，阀座材料为6Cr18Mo，硬度52HRC～56HRC，阀球的硬度要大于阀座，性能上具有较强的抗腐蚀、抗磨损性，从材质选择上，该材料目前国内广泛应用于抽油泵阀球及阀座；在有效使用时间方面，平均在一年左右，2013年1-2月份躺井统计中，固定凡尔最短失效井为KXK71-123井，仅生产16天后泵漏，起出发现固定凡尔阀球上出现许多麻点；从现场看，由于受产出液流体性质及恶劣的井下工作环境影响，在液气流（含砂）的交变压力及腐蚀造成的，特别是高含水、含聚合物、高矿化度的情况下，损坏加剧。

油井躺井主控因素分析与治理对策研究

前言
结构的影响，造斜点以下抽油杆弯曲，虽设计安装了扶正器，出现扶正器磨损、抽油杆偏磨断脱现象。加上油井出砂，斜井、水平井砂埋、砂 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ躺井率高。３治理躺井对策３．１注重三位一体管理，建立油井躺井预警机制，避免被动性躺井超前监控影响油井躺井因素，改变过去的躺井事后分析法，实现躺井事前
扣加工时存在应力缺陷腐蚀及受交变应力频繁作用的结果。（１）增强管的抗拉强
度，抗疲劳强度等性能，解决管丝扣加工时应力缺陷问题・（２）引进先进的检测系
统。二是杜绝不合格管下井；（３）解决好管的防腐蚀问题，杜绝人为因素造成的油
管下井前的地面损伤。二是防脱。（１）必须保证作业时管下井前上扣扭矩上紧上满，不能因为人为的原因造成管脱隐患，（２）通过杆上装尼龙扶正器，油井加缓蚀
随着油田开发程度的深入，尤其是进入中后期开发阶段以后，躺井居高不
下，已经严重影响了原油的稳产。究其原因一是老油田地层能量逐年下降，井筒
技术状况日益恶化，二是难动用储量开发与疑难生产井比例逐年增高，油井躺
井频繁，三是油井产出液中含水上升，生产参数高，油管和抽油杆磨蚀加剧。本文通过探索油井躺井的原因，寻找有效治理途径，为改善油田开发效果，降本增
降回压，控躺井。四是抓好培养长寿井机制的落实。通过队、井站、个人三级控躺井、培养长寿井的有机网络，将躺井率作为奖金考核的重要指标，层层分解，定期考核兑现，有效调动广大职工的积极性。３．２强化作业监督管理和技术的推广应用，全面治理躺井

抽油井躺井原因分析及预防对策

抽油井躺井原因分析及预防对策摘要：本文分类统计了孤岛采油厂孤一油藏经营管理区2012年1月至2013年10月抽油井躺井情况，对抽油井躺井原因进行了认真的分析研究，切合实际，有针对性的制定了预防对策，对今年抽油井躺井控制具有一定指导价值。

关键词：抽油井躺井原因分析预防对策0 引言抽油井主要躺井因素是抽油杆断脱、油管漏等因素，控制好抽油杆断脱、油管漏引起的躺井，就能够控制躺井总数，降低躺井率，减少躺井引起的产量损失。

1 抽油井躺井因素调查2012年1月-2013年10月孤一油藏经营管理区抽油井共躺井129井次，抽油井主要躺井原因是杆断脱和油管漏（表1）。

从调查表中看出，虽然油管漏和抽油杆断脱受多种因素影响，但造成油管漏和抽油食杆断的主要原因是组合不当、杆管偏磨和杆管质量三个因素。

2 抽油井躺井原因分析2.1 杆管组合不当（1）作业时新旧油管、抽油杆混用，同样规格管柱能够承受的应力强度不一样。

（2）长时间频繁使用，油管、抽油杆强度下降，发现和更换不及时。

（3）检测力度不够。

目前只是对出现问题的油管和抽油杆进行检测，已经受到伤害的杆管重复下入井中使用。

（4）工艺设计现执行的管杆标准是以新管杆的应力强度去进行组合，而现场所使用的一般为旧管杆和修复管杆，应力强度无法达到新管杆标准。

（5）目前下井抽油杆90%上是∮22mm的一级组合。

2.2 杆管偏磨（1）杆管使用时间长，在井下受交变载荷的影响，材质受到严重影响，性能严重下降，导致强度和韧度下降，造成管杆弯曲；（2）油稠粘度大，抽油杆下行时受阻力增大，致使抽油杆弯曲。

为测定下行阻力，进行∮70mm双作用泵的模拟实验，根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力值（表2）。

当原油粘度达到1000 mPa.s，下行阻力产生突变，原油粘度越高，下行阻力越大。

（3）封隔器在坐封时，作业时未严格按坐封吨位标准进行操作，致使坐封后管柱弯曲。

（4）管柱伸缩，抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲，造成偏磨，抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。

浅谈造成油井躺井的主控因素与治理对策

液的影响减少井下工具的腐蚀。
配，增加了油井凡尔漏失现象，导致泵漏躺并。（３）复杂结构井致使躺井增加。由于钻井工艺水平的提高，斜井、水平井、侧钻井等特殊工艺井成为控制储量带来了一系列的管理问题。斜井、侧钻井的抽油杆偏磨严重，电泵机组故障率高。主要是斜井井身结构的影响，造斜点以下抽油杆弯曲，虽设计安装了扶正器，仍出现扶正器磨损、抽油杆偏磨断脱现象。再加上油井出砂，斜井、水平井砂埋、砂卡躺井率高＝，控制躺井面临的问题抓住主要矛盾，着重分析影响产量最大电缆击穿电泵井、以及杆断脱、管漏
弥补小泵深抽工艺的不足，解决低渗区块油井偏磨与杆断的问题。二是加密调
整，减少注采并距，完善注采井网，细分注水开发，提高油井动液面，调燕油井井下泵的沉没度；开展专项治理大沉没度油井工作，合理确定泵挂深度，尽量减少抽油杆的下井用量，控制偏磨油井数量的上升。三是实施高含水期原油脱水和枵水处理复台工艺技术，改善注入水质，减少地层污染，降低因注水对油藏采出
造成油井躺井的主要原因，寻找有效治理途径，以期对其它油田的开发起到借鉴作用。
一
造成井下工具的浪费。三．治理油田躺井对策
１、强化工艺技术的推广应用，全面治理偏磨造成的躺井
精细油藏描述是认识油藏的基础，重点对构造特征和断层组合合理性研

采油躺井原因工况分析与对策

采油躺井原因工况分析与对策摘要本文针对目前躺井是影响稳产的主要因素的问题,分析了造成油井躺井的工况原因,制定了加强生产单元的综合调整,改善地下生产环境,积极协调专项治理资金的投入,减少油井的多轮次维护作业等切合实际的提出了治理措施,提高了油井的采油时率。

关键词躺井;油井治理滨南油田已进入特高含水开发后期,采出液高含水、高矿化度对井下设备的腐蚀,以及井筒技术状况日益恶化,虽然近两年采油矿在躺井扶井和躺井预警方面做了大量工作,但躺井仍是影响原油产量的重要因素。

1造成躺井增加的工程原因分析躺井最直接的原因体现在设备上,统计2009年1-9月份躺井情况,主要原因是杆柱问题、油管问题、泵问题,三类躺井占总躺井的66.6%。

1.1井下设备技术状况成为油井正常生产的重要因素1)杆管超期服役现象严重,引起杆管断造成躺井。

普通钢质D级抽油杆存在疲劳极限周期,超出使用周期极易损坏。

由于成本紧张,抽油杆更新率低(只有新井是新抽油杆),旧抽油杆带伤及疲劳重复使用,造成杆断脱频繁躺井。

2009年1-9月份杆断躺井3井次,占总躺井的33.3%,不包括1-10月份因捞杆、对口扶井成功5井次。

2)冲次高,载荷重,惯性载荷大,活塞凡尔罩断造成躺井。

一方面高冲次,交变载荷、惯性载荷增加,抽油杆杆柱弹性变形频率增加,特别是杆柱两端(即光杆和活塞);另一方面又因为冲次高,活塞“液击力”增加;由于以上两种因素,致使活塞凡尔罩疲劳断裂造成躺井。

3)迫于产量压力,部分大泵深抽井运行参数较高,交变载荷、惯性载荷疲劳损坏。

大泵深抽小冲次解决了提液问题,迫于产量压力,部分井冲次较高。

在抽油杆组合、油井产出液性质相同的情况下,小泵径大参数比大泵径小参数的载荷低,大泵深抽冲次较高后,交变载荷、惯性载荷增加,部分井出现了振动载荷,使杆柱承受载荷骤增,大大增加杆断躺井几率。

1.2地面抽油设备与油藏特点不匹配,结构性矛盾突出高压低渗复杂断块单元增多,地面设备老化严重,无法与油藏地层相匹配的现象增加。

孤东油田抽油井杆管偏磨原因防治论文

孤东油田抽油井杆管偏磨原因与防治对策摘要：孤东油田属于大型疏松河流相沉积砂岩油藏，经过多年的高速开发，井况恶化，出砂严重，油井单井参数高、负荷重，躺井数居高不下。

据统计，管杆偏磨腐蚀是造成躺井的重要原因。

本文通过对形成偏磨腐蚀的多种因素进行了较为系统的分析，提出了防治措施，为有效控制躺井，夯实稳产基础，完成原油产量提供了有力保障。

关键词：抽油井；油管；抽油杆；偏磨；腐蚀；防治对策分类号：te933.2孤东油田生产井的约90%以上使用抽油机采油技术。

偏磨腐蚀而造成油井检泵作业的工作量约占全年抽油机井检泵作业工作量总和的50%，管、杆的使用寿命也因偏磨腐蚀而缩短了40%～60%。

因此探索应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀，是降低采油成本、控制躺井的有效措施之一。

1 抽油机井管杆偏磨原因1.1 井斜和油井参数的影响从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，油井井深超过600m～800m一般会出现扭曲现象。

随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向斜井不断增多。

地层蠕变造成套管变形，使井段出现弯曲变形，地层蠕变严重时会导致油井报废。

由于套管变形和井斜使油管产生弯曲。

在抽油机井生产时，抽油杆的综合拉力f或综合重力（抽油杆的重力和各种阻力的合力）产生了一个水平分力，在水平分力（抽油杆对油管内壁的正压力）的作用下，油管和抽油杆接触产生摩擦。

在弯曲度较小的地方，油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。

而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦，油管内壁与抽油杆杆体也产生摩擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重。

在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，破坏力大。

许多抽油机井的冲程为≤3m，冲数为6次/min，磨损较严重。

1.2 产出液介质的影响当油井产出液含水大于74.0%时产出液换相，由油包水型转换为水包油型。

也就是说，管、杆表面失去了原油的保护作用，产出水直接接触金属，腐蚀速度增加。

孤东油田抽油井杆管偏磨原因与防治对策

Ｆ或综合重力（抽油杆的重力和各种阻力的合力）产生了一个水平分力，在水平
分力（抽油杆对油管内壁的正压力）的作用下，油管和抽油杆接触产生摩擦。在弯曲度较小的地方，油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦，油管内壁与抽油杆杆体也产生摩擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，破坏力
文章编号：１００９ — ９１４Ｘ（２０１３）０２ — ０２１２ — ０１
孤东油田生产井的约９以上使用抽油机采油技术。偏磨腐蚀而造成油井检泵作业的工作量约占全年抽油机井检泵作业工作量总和的５０％，管、杆的使
和抽油杆磨损速度加快，磨损严重。产出液中ｃＯ２含量越高，产生的Ｈ＋越多，ｐＨ值越低，产出液酸性越明显，腐蚀性越强。产出液中Ｈ２ｓ与Ｆｅ反应生成ＦｅＳ，而Ｈ＋对油管和抽油杆产生氢脆腐蚀。由于ＰＨ值低，Ｈ＋多，而产出液含ＣＩ－高，化学平衡为Ｈ＋ｃｌ — ＨＣＩ，从而形成了具有盐酸强腐蚀性的体系１．３偏磨和腐蚀相互作用相互促进
大。许多抽油机井的冲程为 ≤３ｍ，冲数为６次／ｍｉｎ，磨损较严重。

油井躺井影响因素分析与改善对策

油井躺井影响因素分析与改善对策作者：宋波来源：《科学与技术》 2019年第1期摘要：随着油田开发步入中后期，综合含水不断升高，油相润滑作用越来越小。

在出砂、结蜡、油稠、高含水、低渗透等恶劣的地质条件下，深泵挂、高液、高冲次等复杂的工况条件下，油井作业频次不断升高。

如何有效的控制作业频次已经逐渐成为油田研究的重要课题。

关键词：检泵周期；油田开发；作业频次；延长对策1 躺井概况抽油泵采油是油田采用最普遍的采油方式，但是，由于抽油杆与油管间的偏磨问题、深泵挂带来的抽油杆疲劳、油井结垢和腐蚀等问题，造成油井停井问题日趋严重，由于油井频繁作业，造成资源浪费、作业占产等问题严重制约着油田产量稳定、作业系统提质提效。

由于检泵原因并不是单一的偏磨、腐蚀或者结垢等，绝大部分都是多个作业因素并存，因此，对于研究如何延长油井检泵周期并不能分开讨论，必须综合考虑地面、井筒、地层、工况等多个方面。

本文从分析油井躺井因素入手，从注水、管理及技术优化等方面进行研究与应用，起到较好的效果，对解决中后期油田开发过程中存在的高躺井率问题起到理论支撑作用。

大斜度井、复杂分支井、侧钻井等复杂井筒越来越多，井身轨迹难以得到有效控制，因此，抽油机在往复运动中，抽油杆、油管间发生偏磨造成抽油杆偏磨断、油管偏磨漏等问题；注入水的水质、配伍性等原因造成的腐蚀、结垢等问题造成抽油杆腐蚀断、油管腐蚀漏、抽油泵垢卡等问题；随着地层能量的亏空，油井动液面不断下降，被迫实施加深泵挂的措施，深泵挂导致抽油杆在往复运动中承受交变载荷大，抽油杆疲劳断时有发生。

为此，本文通过从系统详细分析油井检泵原因入手，并针对性提出延长油井检泵周期的主要做法，对主要做法的应用效果进行简单介绍，为开发中后期油田延长油井检泵周期提供理论支撑。

2、油井躺井影响因素油井躺井因素种类多，且相互之间产生协同作用，具体来说，包括源头的注水问题、井身轨迹引起的偏磨问题、细菌等腐蚀问题、产出液结垢问题及结蜡等的影响。

孤东油田采油低压电力线路问题和对策研究

系统不稳定。本文从问题分析、措施对策以及效果等方面进行了说明，以对油田采油系统低压电力线路的管理和改造起到指导作用。关键词孤东油田电力线路电网
在采油生产过程中，低压电力线路管理是一项重要的基础性工作。低压也力线路管理工作不到位，不但影响到电能利用率和自身的安全有效运行，同时还会对高压输变电网带来直接影响，严重时会造
了开井时率。⑦ 引进节能变压器替换高耗能变压器。ｓ型变压器其空７载损耗、负载损耗、载电流百分比较高。ＳＩ空Ｉ型变压器做为一种新型节能变压器为油浸式变压，与同容量的ｓ型变压器相比，各项经济７技术指标均明显优于ｓ型。因而，在同样的运行条件下，Ｓｌ与７ｌ型ｓ型变压器同比可节约电量３％，年运行电费平均降低２．７５９％。推广２应用ｓｌｌ型变压器，可以起到降低用电损耗和更新完善电器设施的作用。③优化井简组合、生产工艺和参数，提高用电效率，降低无效负荷。在计划作业的油井方案上，重点突出井筒管柱组合的优化，针对泵径偏小、泵挂偏深、参数偏大的部分油井进行井筒优化。在保证油
改和规范，保｜正常生产，最大限度地减少停井正（）２深化电器设施卡设备配置，降低用电负荷，提高电例运行 ¨ 质量为提高电剐运行质量，增强电器没施和没备与电力线路的匹配
程度，以降低电负荷，足系统性分析，续开展变压器等电器没持施、没备举升能力优化等等项治理活动，深化电器设施和耗能设备的
Байду номын сангаас
（）３现场用电线路管理标准低，电力隐患多。（）４电器设施、设备配套不合理，整体老化严重（）５技改投入不足，高耗、低效、技术落后的工艺和设备的使用现象较为酱遍，电恻负荷率高。节能型电机、变压器、自控箱等所占比例小，节能技术分析和应用没有从规划设计源头抓起，用电分析

有效控制抽油井躺井措施探讨

有效控制抽油井躺井措施探讨摘要：2013年以来，胜利油田孤岛采油厂孤一油藏经营管理区在管理理念上改革创新，坚持“以人为本”的经营理念，落实岗位责任制，提高操作技能和工作质量，通过精细管理，有效控制了油井躺井。

关键词：管理工作制度扶井措施探讨0 引言油井躺井必先有异常变化，因此异常井是孤一管理区监控的重点，恢复异常井是孤一管理区降低躺井的首要任务，在异常井治理和作业方案优化上要体现“细”、“快”、“准”三字，即落实资料、措施制定、效果对比上要细、快、准。

同时加强研制、完备打捞工具，提高扶井质量和成功率，有效降低躺井率。

1 抽油井管理存在的问题孤一管理区在预躺井控制工作中做出了大量的工作，躺井指标从在2009年的25口，合理控制控制在2013年1-10月的11口，取得了显著效果，但在日常管理和现场实施中仍然存在许多问题。

（1）油井工作制度不合理，增大了躺井机率。

生产参数过大，井下管柱组合不合理，大泵深抽等都是造成躺井增加的因素。

（2）作业监督的力度和质量存在不到位的现象，造成作业井生产周期短或重复作业。

我厂目前作业所用的管杆大部分为复新管杆，抗拉、耐磨强度较差，存在质量问题，造成下井后短时间内出现管漏、杆断脱等现象的发生，造成二次躺井。

（3）躺井资料的分析判断准确率有待进一步提高，出现无效扶井工作量。

目前油井活塞凡尔罩断裂现象明显上升，现场往往都以抽油杆脱进行对扣扶井，这样就出现了许多无效扶井工作量，如何准确分析判断活塞凡尔罩断裂与抽油杆脱扣及油管漏的区别，还有待探讨研究。

（4）现场扶井工具不完备，吊车协调不能及时到位，延误扶井时间。

目前，在抽油杆断的躺井中，抽油杆接箍断、扳手方径处断等情况增多，抽油杆断在中下部的也明显增加，由于无合适打捞工具，使用吊车实施打捞工作时间长，工作量大等多种原因，限制了实施打捞扶井工作。

2 有效控制抽油井躺井的措施针对存在的主要问题，首先加强了班组人员对日常基础工作的管理，做到早发现问题、早汇报、早治理。

降低抽油机井躺井率措施探讨

降低抽油机井躺井率措施探讨摘要：本文分析了地层因素的变化对躺井的影响；从原油物性和和井筒因素方面，分析了稠油、腐蚀、泵的因素、偏磨等对躺井的影响。

从防腐防偏磨一体化治理、优化设计、优化防砂等方面，推进精细化管理，在降低抽油机井躺井率实践方面取得了较好的效果。

关键词：抽油机井躺井率措施探讨0 引言抽油机井躺井率是衡量油田开发水平的一项重要指标。

孤岛采油厂近几年躺井率在4.5%以上，随着进入特高含水开发阶段，抽油机井躺井率有进一步上升的趋势，影响了油田的开发效果。

为了达到挖潜增效、高效开发的目标，从油藏、工艺、管理多角度对引起躺井的原因进行分析，通过攻关技术攻关，有效降低了抽油机井躺井率，达到了减少多轮次井，降低躺井率，降本增效的目标。

1 抽油机井躺井原因分析1.1 油藏因素（1）地层能量变化引起不供液导致的躺井对于注水开发单元，地层欠注量逐年增加，地层能量逐年下降，动液面随之下降，导致油井供液不足关井。

2012年统计的躺井中，因不供液造成的躺井有145口，其中42口井是因为地层能量下降造成的躺井。

（2）地层出砂引起的躺井孤岛油田油井出砂严重，每年防砂工作量均在400口以上。

2011年防砂482井次，其中常规井230井次，热采252井次。

因出砂造成砂卡泵躺井86口，因出砂造成地层堵塞59口，因出砂堵塞防砂管45口（表1）。

1.2 原油物性因素造成抽油机井躺井原油物性因素导致躺井的主要原因为油稠、结蜡而造成泵和管柱的堵塞、抽油杆断、光杆下不去、光杆断等，这类原因占造成抽油机井躺井数量增加。

1.3 偏磨引起的杆管失效腐蚀、偏磨井主要集中在孤四油藏经营管理区404站。

近几年，随着开发程度的增加，该站腐蚀偏磨共存井逐年增加，目前已经达到15口。

1.4 泵的因素这几年泵的因素造成的躺井抽油泵造成的躺井数持续增加，是导致躺井的主要原因。

其中，柱塞上压冒断脱、固定阀漏失、泵筒腐蚀柱塞磨损是主要原因，也是下步降低抽油机井躺井率的重要措施实施方向（表2）。

孤东六区注聚区油水井堵塞原因初步探讨及治理

孤东六区注聚区油水井堵塞原因初步探讨及治理- 建筑技术孤东油田六区注聚区开发进入中后期出现油水井堵塞的现象,主要原因是聚合物堵塞地层。

1聚合物堵塞地层的状况孤东油田六区注聚区开发已进入注聚后期,油井供液不足,平均沉没度最小仅为90m左右。

静压偏高,平均为14.27MPa,经过初步分析认为聚合物堵塞地层造成上述现象。

聚合物堵塞地层造成油井无法提液引效、水井各层吸聚不均等一系列不利影响。

2聚合物堵塞造成的不利影响注聚区进入中后期出现“水井注的进,油井采不出”的现象的负面影响进行阐述:(1)对不见效井或见效效果差的井无法进行提液引效。

(2)作业困难,每次作业导致注聚效果变差或容易窜聚。

3孤东六区注聚区堵塞原因及堵塞物聚合物常规堵塞原因主要是由注入介质本身的影响,如聚合物捕集吸附、聚合物变质造成沉淀、聚合物溶解不均等原因造成堵塞地层,此外由于地层的粘土含量、剩余油饱和度等也会造成聚合物堵塞地层,总而言之,注聚区聚合物堵塞的原因并不是单一的,而是多方面的因素共同作用的结果。

聚合物堵塞根据堵塞发生井别可以分为油井堵塞和水井堵塞两类;堵塞位置大体分为两类:一、近井地带聚合物堵塞;二、防砂工具上的堵塞。

3.1油井堵塞原因3.1.1油井近井地带聚合物堵塞孤东油田六区东南聚合物区发生近井地带聚合物堵塞,主要是由六区地层物性特殊性引起。

1.六区地层较高的粘土含量的影响,泥质含量高。

2.六区剩余油饱和度较低的影响,六区5-6注聚之前采出程度高达31.27%,含水率高达96.8%,剩余油少,残余油饱和度仅为41%,这些都成为六区东南注聚区发生聚合物堵塞近井地带地层的不利因素。

3.六区孔隙度分布相差较大,六区经过早期的强注强采,导致孔隙度大小分布极不均匀,这也是导致堵塞的一个原因。

3.1.2油井防砂工具上堵塞最直接的表现为在作业时表现为拔绕或拔滤后出现井涌并且测压显示静压高。

绕丝或滤带出冻胶状的由聚合物无规线团与粘土缠绕、胶结、充填形成的块状堵塞物。