延长油井免修期

延长油井免修期配套技术黎政权李福摘要：吉林油田是典型的低渗透油田，平均单井日产液不到10吨，以抽油机举升方式为主，由于单井产液量低、流体物性差、井身结构复杂等特点，油井普遍存在结蜡、偏磨、腐蚀、结垢、出砂等问题，“十五”初期油井免修期只有307天，平均单井年作业1.2井次。

频繁的修井作业给油田开发生产带来严重影响，通过分析影响油井免修期的各种因素，加强机理研究及技术攻关，综合应用针对性技术，油井免修期指标不断提高，有力保障了油田高效开发。

主题词：免修期，修井作业，油田开发前言采油工艺技术配套水平及管理水平直接关系到油田开发水平的高低，油井免修期是采油工程工作水平的综合体现，做好延长油井免修期工作具有十分重要意义。

可以减少维护性工作量，节约材料消耗及人力资源；减少油层污染，为油井产能正常发挥提供条件；提高油井正常生产时率，为实现开发良性循环奠定基础；降低采油系统运行费用。

吉林油田近年来把延长油井免修期作为一项重点工作，对制约油井免修期的各种因素开展攻关研究，通过技术集成，延长油井免修期，最终形成配套的采油工艺技术。

一、吉林油田油井免修期影响因素分析截止2004年底，吉林油田油井开井数8589口，其中抽油机生产井8214口，电潜泵63口，螺杆泵312口。

抽油机井平均泵效41.2％，平均泵挂857.7米，平均沉没度112.9米，平均冲程2.03米，平均冲次5.48次，平均泵径 40.8mm。

偏磨油井2579口，腐蚀结垢井2854口，出泥浆井872口，出砂井888口，套变套损井2270口。

从油井维护作业原因分析，管杆断脱、泵漏、管漏是油井上修的主要原因。

1、抽油机井偏磨严重。

目前吉林油田生产井中有直井7793口，斜井1465口，斜井占相当比例为18.8％，并且油井井身结垢不规则，加剧了井下管杆的磨损。

2、油井腐蚀结垢愈显严重，油井结蜡现象严重。

大情字地区腐蚀、结垢严重，情字开井407，腐蚀结垢严重215口，04年因腐蚀作业的115口井占大情字地区修井30.8%,因结垢作业31口井占8.3%。

吉林油田原油凝固点和析蜡温度低，原油凝固点未30.4摄氏度，析蜡温度为45.8摄氏度。

油井原油结蜡不仅加大了油杆上下行阻力，导致管杆断脱机率增大，而且加大了油管回压，增加了油管及深井泵的漏失机率。

3、油井井底脏出砂、出泥浆严重。

前大采油厂大地区储集层呈多层席状砂泥薄互层展布，储层岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩，泥质含量高。

钻井泥浆比重过大，近井地带污染严重，投产9年仍有20多口井存在不同程度的出泥浆现象。

前大采油厂2004年维护作业396井次因井底脏出砂、出泥浆严重造成上作业95口井，占维护作业工作量的26.0% 。

4、杆管老化问题严重。

吉林油田使用10年以上的油管1.6万吨，占井下油管总量的23.9％，油杆173.5万米，占井下油杆总量的23.6％。

加剧了管漏和管杆断脱机率，04年管漏原因上修占20％比例，管杆断脱原因上修占31％的比例。

5、高频作业井的存在，制约油井免修期的延长。

到2005年7月末，年作业2-3次的油井有800口；年作业3次以上的高频作业油井有384口，占总油井的4.6％，其维护性工作量却占总维护性工作量的19.2％，在修井作业中占有较大比重。

二、延长油井免修期形成的针对性技术措施针对影响油井免修期的主要因素，吉林油田制定了延长油井免修期工作方案。

确立了先管理后投入，先地面后地下的工作思路，明确了优化油井工作制度、应用“十防”配套技术、加强技术管理的工作内容。

1、利用测试手段优化设抽油杆应力测试技术为杆柱组合设计，油井工作制度优化提供了充分的理论依据。

优选油杆扶正器类型，浇铸式扶正器使用效果良好，根据中性点理论和井身轨迹情况，优化扶正器配置。

2、抽油机井应用“三小”技术为了减少杆管磨损，确定了合理调整油井工作制度的原则，即根据油井产量情况，在不减少油井产液量的前提下，研究合理的生产压差，采取低冲数、小泵径、小电机的工作制度。

⑴降低冲数针对地层能量低供液不足的油井，应用二次中间减速装置588口井，已安装使用四次曲线轮460套。

配套应用四次曲线轮、二次减速装置，有效改善了杆管泵的工作状况，延长了杆管泵的使用寿命。

抽油机冲数由01年平均6.66次，下降到目前5.78次，下降了0.88次。

⑵减小泵径油田公司单井日产液低，泵效低，下冲程液击严重，杆柱应力变化大，造成油杆断脱。

国家标准最小抽油泵为∮38，多年来吉林油田根据自身特点，大量应用∮32抽油泵，2002年与生产厂家协商，开始应用∮28抽油泵。

油田公司应用∮32抽油泵1023台，应用∮28抽油泵63台。

吉林油田2004年12月平均泵径为40.8mm，比2003年下降1mm。

⑶低转数电机已安装应用234台。

正常生产时新增小功率电机提供动力，原电机做为中间轴，通过皮带轮的减速实现低冲次生产；洗井后，由原电机提供动力，用较高冲次生产，当含水恢复正常时，采用低冲次生产。

3、防磨配套技术（1）井口旋转装置。

井口旋转装置旋转速度每天约8周，井口旋转器的使用可以使杆管的单向磨损转变为周向磨损，从而大大减缓了杆管的磨损速度，减少杆断脱和管漏失机会，延长油井免修期。

累计使用油管旋转器259套，油杆旋转器262套，使用效果良好。

（2）应用玻璃内衬油管防腐防磨。

红岗采油厂油井全部使用玻璃内衬油管，防偏磨防腐蚀效果显著，而且实现了油井免维护性洗井。

4、防砂配套技术应用泵下防砂凡尔和泵上防卡装置。

防砂凡尔的沉砂效果较好，尤其是对于砂量很小的细粉砂有较好的沉降作用，但防砂凡尔的沉砂空间有限，一定程度限制了其在井下的工作时间；同时，对于出砂量较大且粒度较大的压裂砂，防砂凡尔必须和强度较高的滤砂结构同时使用，才能有效防砂。

应用激光割缝防砂管防砂。

将防砂内管与筛管结构结合到一起，进油孔眼的强度很高，尤其适合压后少量吐砂的井中使用，但是狭长的缝隙很不容易将表面的防腐处理做得很均匀，在井下长期工作，缝隙很容易锈蚀而堵死，影响进液。

5、防腐、防垢、防蜡配套技术2002年吉林油田开始应用井下固体防腐防垢防蜡技术。

2003年吉林油田已经研制成功适合于60℃以下的系列化的井下固体“三防块”技术。

34-7井，油稠易结蜡，平均清蜡周期为30天，2002年10月17日清检，在1000米处下入固体防蜡管2根（每根长度在3米左右，下入根数根据油井产量来定），措施前产量0.7/0.5吨，措施后0.8/0.6吨，目前产量0.7/0.5吨。

该井2003年4月因压改清上修，从现场情况来看，抽油杆表面基本没蜡，剩余药品为原药品的2/3左右，该项措施防蜡效果较好。

截止目前固体防蜡管已在井下工作近14个月，该井下固体防蜡管以来一直未采取任何清蜡措施，负荷始终保持在43KN左右。

由此可见固体防蜡管具有较好的防蜡效果，药品有效期预计能够达到1.5年。

6、优化举升方式应用螺杆泵举升方式。

针对油井出砂、出泥浆、不规则井眼轨迹及特殊地理环境的油井，应用螺杆泵举升工艺。

目前油田公司使用螺杆泵共367台，集中使用在红岗、新立新北捞油生产。

针对产液特低、生产用电单耗大、频繁作业油井，采用捞油生产方式。

油田公司捞油井达到856口，比2000年增加250口，当年减可以少维护作业工作量200口以上。

间抽生产。

针对产液特低仅调整工作制度仍供液不足、杆管泵磨损严重，同时消耗大量电能油井，采取间抽生产方式。

油田公司共有间抽井983口。

三、成熟技术配套应用，解决延长油井免修期综合配套技术路线针对高频作业井是制约油井免修期的“瓶颈”问题，通过分析各区域的主要制约因素，综合应用配套技术集成治理高频作业井，油井免修期得以延长。

1、开展先导试验，探索延长免修期的有效手段吉林油田2002年选择了10口高频作业井，针对10口井作业原因的复杂情况，在每口井上同时应用多种技术，解决多重矛盾，形成标准井。

截止2003年12月末，十口井累计作业7次，措施后检泵周期为807天,平均免修期为566天（仍有3口井未作业）与措施前73天对比延长493天。

累计创效156.38万元。

2、规模应用配套技术，治理高频作业井采取了综合配套措施，建立标准井298口，收到良好的治理效果。

截止到2005年5月末，减少维护行作业修井622井次，节约修井费用1083万元；减少作业占井时间累计多产原油3581吨，创效501万元；减少洗井639井次，节约洗井费用71.6万元；减少洗井排液时间可多产原油559.8吨，创效78.37万元；减少材料投入73.4万元，总计创效1799.8万元，免修期延长了180天，相当于公司免修期整体水平提高了35天。

四、加强管理工作，提高延长油井免修期工作水平1、诊断、测试技术的配套为实现精细采油管理提供手段。

公司为采油厂配备了12套油管无损探伤装置，有效避免受损油管下入井中。

2004年检测油管2210吨，合格油管1171吨，合格率53％，减少上修井次103井次。

2、加强基础管理工作建立了六项管理制度，有抽油机井调平衡管理制度、油井清防蜡管理制度、油井修前诊断制度、作业设计汇审制度、作业监督制度、深井泵及井下工具管理制度等，加强油井作业管理，延长油井免修期。

把加强油井修前诊断作为控制维护性费用的重要手段。

发现不正常井后，不允许采油队直接出设计修井，而是要经过地质动态审核，功图判断，采油队进行调、蹩、碰、洗等简单处理确实无法恢复正常后再出设计修井，疑难井、高频作业井还要经过工艺所机采组最后诊断后再决定是否上修作业，有效的避免了误修井，收到了较好效果。

要求作业监督员对作业过程中进行现场记录描述、详细填写作业质量现场跟踪记录。

准确反映油井偏磨、结蜡、腐蚀结垢等方面的情况，必要时在现场对深井泵工作情况进行描述，准确反映腐蚀、结垢、出砂出泥浆和深井泵磨损的情况，对影响深井泵生产的物质要取样分析。

维护性单井作业工程设计的管理程序为：由采油队提出不正常井修井要求，地研所批准修井要求并提出预期的日产液情况，由工艺所针对该井井下技术状况和日产液情况，做出作业工程设计和工作制度调整方案。

高频作业井工程设计完成后必须由施工单位总工程师签字批准。

五、效果分析针对影响油井免修期的各种因素，经过几年有效的工作，免修期由2000年的307天延长到2004年465天，延长了158天；在油井开井数由7182增加到8589口，增加1407口的情况下，维护性工作量减少2290口，节约油井作业费用5千万元，收到效果明显。

六、结论1、延长免修期工作是一个系统工程。

一个环节的工作做好了，可能对延长油井免修期所起的作用不大，但是，如果某一个环节的工作做不好，可定会影响油井免修期，所以，延长油井免修期工作要系统考虑。

2、提升配套技术作用的关键是成熟技术的优化整合，而不仅在于追求单项技术的高、精、尖。