加强作业技术配套促进原油生产平稳运行.docx
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加强作业技术配套促进原油生产平稳运行
加强作业技术配套促进原油生产平稳运行
今年以来,作业系统围绕全厂原油上产,积极开展了“提质、提速、提效”活动,以提高作业施工质量、控制多轮次作业井、大修井治理、作业后勤保障等为工作重点,大力加强作业现场管理、井控管理,利用实用、高效的作业技术,着重解决现场施工中存在的难点问题,不断优化措施结构,注重轻重缓急,提升了作业系统的运行效率,为采油厂的生产指标和经营目标的完成,做出了应有的贡献。
一、全年作业工作量完成情况及主要指标
1、工作量
2012年1-11月新井投产137口,同比减少8口;投注20口,同比增加3口;老井作业1775井次,同比增加37井次。
其中作业大队完成1720井次,外部队伍完成212井次,总工作量为1932井次。
不压井作业上报完成214井次,其中带压设备完成22井次。
(见表1、表2)
表1新井工作量对比表
时间
新投
投注
合计
2011年1-11月
145
17
162
2012年1-11月
137
20
157
对比
-8
3
-5
表2老井工作量对比表
分类
2011年完成
今年1-11月完成
2012-12预计
今年预计
对比
油井维护
1090
1043
109
1152
62
水井维护
260
211
14
225
-35
油井措施
368
345
37
382
14
水井措施
177
176
17
193
16
总工作量
1895
1775
177
1952
57
结合去年12月份工作量,预计2012年新井投产147口,同比减少8口;投注21口,同比增加3口;老井作业1952井次,同比增加57井次,总工作量为2120井次,同比增加52井次。
2、作业频次
2012年1-11月油水井作业频次为0.67,同比下降0.02;油井维护作业频次为0.43,同比下降0.08;水井维护作业频次为0.23,同比下降0.10。
油井作业频次为0.71,同比持平;水井作业频次为0.54,同比下降0.07。
3、多轮次作业井
截至2012年11月,一个年度内共发生多轮次作业井104口,322井次;同比增加22口井,增加59井次。
4、无效井分析
截至2012年11月,无效作业井34口,同比减少8口。
5、大修工作量
截止2012年11月,大修交井53口,其中外部交井11口。
二、今年开展的主要工作及取得的主要成效
1、强化多轮次作业井治理工作
(1)目前现状
我厂2011年11月与2012年11月年对年多轮次(包括措施维护)情况对比,(见表3)。
表32011年11月与2012年11月多轮次井对比表
油井开井数
全部多轮次
新井多轮次
老井多轮次
井数
井次
井数
井次
井数
井次
2011年
1891
82
263
13
39
69
224
2012年
1941
104
322
11
36
93
286
对比
50
22
59
-2
-3
24
62
2012年与2011年相比,油井开井数增加了50口,全部多轮次井增加22口,59次,其中,新井多轮次减少2口,3井次,老井多轮次增加24口,62井次。
我厂多轮次作业井在各采油矿的具体分布情况(见表4、表5)。
表4各矿2011年与2012年(全部)多轮次井数对比
2011年11月
2012年11月
对比
井数
井次
井数
井次
井数
井次
一矿
43
137
54
167
11
30
二矿
15
48
14
43
-1
-5
三矿
10
33
15
47
5
14
四矿
14
45
21
65
7
20
全厂
82
263
104
322
22
59
表52011年11月与2012年11月多轮次井(新井老井)对比表
新投多轮次
老井多轮次(包括措施)
2011年11月
2012年11月
对比
2011年11月
2012年11月
对比
井数
井次
井数
井次
井数
井次
井数
井次
井数
井次
井数
井次
一矿
6
18
4
14
-2
-4
37
119
50
153
13
34
二矿
1
3
1
3
0
0
14
45
13
40
-1
-5
三矿
0
3
10
3
10
10
33
12
37
2
4
四矿
6
18
3
9
-3
-9
8
27
18
56
10
29
全厂
13
39
11
36
-2
-3
69
224
93
286
24
62
(2)2012年多轮次维护作业井情况
截止2012年11月底年对年三次以上(含三次)维护作业井46口,141井次,与2011年同期对比增加了7口井22井次。
从下表看各矿的多轮次维护井数变化情况。
(见表6)。
表6多轮次维护2011-2012年11月年对年同期对比
单位
2011(2010.12-2011.11)
2012(2011.12-2012.11)
2011-2012对比
井数
井次
井数
井次
井数
井次
一矿
20
61
30
92
+10
+31
二矿
9
28
2
6
-7
-22
三矿
8
24
6
18
-2
-6
四矿
2
6
8
25
+6
+19
全厂
39
119
46
141
+7
+22
图2采油厂2011年与2012年多轮次维护井数、井次对比图
(3)多轮次井会诊治理情况分析
针对我厂多轮次作业井居高不下的严峻现实,采油厂成立了多轮次井会诊治理小组。
方案论证由作业科牵头,采油矿、工艺所领导及机采室技术人员共同参加。
首先由采油矿收集并及时上传待治理井的动静态资料,包括历次作业生产数据、现场杆管泵描述及采取治理对策、效果等,然后小组成员根据现场资料及近几年的作业治理情况进行深入分析,通过充分讨论以形成最佳的治理方案,最后由主管作业的厂领导审批,采油矿监督执行,确保治理效果。
今年对一个年度内的三次及以上作业井逐口进行现场勘查,分析会诊,2012年1-11月会诊多轮次77井次,有针对性的配套了HDPE内衬油管、聚氟耐高温涂层油管、注塑杆、刮蜡杆、阴极保护器、井口探伤、软接箍、压裂降级管等不同类型的治理措施。
多轮次作业井会诊治理技术应用情况:
(1)偏磨老大难井或井斜变化较多的井应用“内衬油管+抗磨接箍+普通杆”,47口井应用HDPE内衬油管。
(2)结蜡井试验应用机械刮蜡器。
截止2012年11月底,已在7口井进行现场试验,7口井平均检泵周期从应用前的125天,延长到226天。
最长已正常生产一年。
(3)长井段偏磨深井、小井眼井试验应用注塑杆。
2012年注塑杆应用11口,与刮蜡杆配套应用5口井。
在小井眼应用注塑杆3口,检泵周期从应用前的146天,到应用后的平均253天。
(4)偏磨多轮次小套管井试验引进聚氟耐高温涂层油管工艺治理。
2012年应用2口小套管井。
(5)更换修复杆管+抽油杆扶正器。
因成本紧张其余36井根据情况采取部分更换杆管加扶正器等措施,这36井次中发现再作业10井次(包括1口措施),而油管问题占7井次,占10井次作业的70%。
杆断2井口次,占10井次的2%。
也看出了油管问题之高。
多轮次井治理举例说明:
以采油十队耐磨内衬管使用效果来深度剖析:
截止到2012年10月底,采油十队有油井32口,开29口,地质报废再利用1口(S10),躺井6井次,躺井率2.61%,检泵周期976天,自S8-300井2012年3月13日躺井,截止到2012年9月19日190天无躺井。
图3躺井率变化和治理井数对比关系
图3是目前采油十队05年-12年躺井率变化曲线和内衬管治理井数曲线对比,由此可以看出每下入内衬管治理后躺井率都有明显下降趋势。
06年-11年总计偏磨治理10井,躺井率变化曲线较明显。
06年躺井率12.08%降至12年的2.61%,下降了9.47个百分点。
表7十队偏磨井内衬管治理前后对比表
序号
井号
治理时间
内衬管用量(根)
治理前
目前
延长
(天)
备注
作业间隔周期(天)
作业间隔周期(天)
1
SHS23-X406
06.4.20
137
102
873
771
在用
2
SHS5-X6
06.9.30
143
199
1959
1760
在用
3
SHS5-2
06.10.25
150
129
1205
1076
在用
4
SHS23-X403
06.11.20
86
177
1372
1195
在用
5
SHS23-56
08.11.14
125
296
1025
729
在用
6
SHS23-48
10.10.24
138
104
768
664
在用
7
SHS44-6
11.1.26
89
87
674
587
在用
8
SHS44-1
11.5.25
104
375
555
180
在用
9
SHS23-X404
06.9.10
138
08.8月下小套(转走)
10
SHS23-X408
08.10.14
97
09.5.30套损大修(转走)
平均
121
183
1054
870
由表7统计10口井在未下内衬管治理前都是多轮次作业井每年因管杆偏磨问题年作业2-4次,下入内衬管治理后单井检泵周期明显延长。
其中商5-斜6治理后检泵周期达到了1959天,在用8口井平均检泵周期从183天延长到1054天,已延长平均检泵周期5.8倍,且继续在用。
内衬管有效解决了管杆偏磨问题,极大地延长了检泵周期,相比偏磨严重井一年换次新管,无论是减少管杆投入成本、作业成本,还是减少占产间接效益,都是很高的。
2012年1-11月会诊87井次,其中多轮次井77井次(见表8),取得了较好的效果。
消灭了5次及以上作业井,4次作业井也从11口降到10口。
表82011-2012多轮次会诊治理井井号对比表
2010.12-2011.11
2011.10-2012.11
重复井
一矿
L37-X37、L104-X18、P20-X13、L7-X31、XI510-10、XI510-9、L7-X34、L45-X41、L93-11、L41-435、XI510-X8、XI503-45、XI510-X5、PX71、L45-X47、L37-6、L10-X9、L10-11、L12-2、L13、XI503-1C、L45-X35、L45-5、L41-X133、L93-C2、L36-25、L7-X36、TI26、L55-X2、L36-C30、L13-X902、L37-X20、TI18-X4、L44-2、L71、L58-X101、L13-X281、L82-X9、L29-2、L17-X201、L86-1
小计:
41口
L12-X4、L13-33、TI14-X2、L10-X13、L10-X9、L13-10、L82-X10、L104-X8、L10-7、L14-P2、L13-33、L82-X20、L55-X2、TI14-X11、XI504-3C、XI503-2、L14-X27、L104-X17、L59-X4、L7-X44、L7-X8、P17-X12、P47-3、L36-31、L12-X4、L37-X30、L56-7、L7-X32、L9-X15、TI26-X10、L7-X23、L7-X11、L45-X22、TI17-X3、L12-X5、L7-406、L104-X101
小计:
37口
L10-X9
L55-X2
二矿
S70-2、XI463、S13-462、S13-69
小计:
4口
S4-X8、S13-55、S852-2、S64-9、S548-X8、S64-17、S13-171、S4-P1、S8-451、S8-XN296、S8-X452、S14-NX12
小计:
12口
三矿
JEX2、XI53-X42、XI30-CX2、XI53-XC12、XI30-X3C、XI32-X9、XI53-CX11、XI53-331、XI53-23、QI19-X1
小计:
10口
XI52-51、XI701-X2、XI30-CX2、XI32-48、XI701-X4、XI704、XI32-704、XI70-040、XI70-024、XI32-X3、XI701-X4
小计:
11口
XI30-CX2
四矿
P2-504、P2-230、P2-62、L76-X19、L75-14、TA7-X63、L95-X11、L75-X35、L75-X60
小计:
9口
L95-25、L76-X153、L75-14、P15-X2、L75-10、P2-X175、L95-9、P2-X405、P17-X12、P47-3、L75-4、L95-X13、P17-X12、TA7-X61
小计:
14口
L75-14
合计
64井次
74井次
从上面统计表看出:
L10-X9、L55-X2、XI30-CX2、L75-14,4口井为近两年重复会诊多轮次外(近两年作业原因分析详见表9),其它多轮次会诊井以新增为主,说明对三次以上作业井会诊机制和重视程度比较到位,重点井的把关和治理措施是有效的。
消灭了5次以上作业井,4次作业井也有所降低,但是三次作业井新增加不少。
表9连续两年会诊井作业情况
井号
施工日期
直接作业原因
发现问题及现场描述
整改情况及采取措施
备注
L10-X9
2010.8.17
-8.22
管裂缝
原井抽油杆500米以下偏磨腐蚀严重,抽油杆扶正器全偏磨损坏,起油管205根磨出一劈缝,个别油管公扣磨穿
更换73mm新管84根,修复杆22mm*31根,更换耐磨接箍22mm*40个19mm*40个
2010.11.13
-11.16
管丝扣
磨穿
原井抽油杆第100根接箍磨穿,650米以下偏磨严重,油管110根公扣磨穿.
更换73mm新管156根,更换22mm耐磨接箍40个,19mm耐磨接箍50个增加扶正器19mm*50个,22mm扶正器40个
2011.4.26
-5.1
管丝扣
磨穿
杆600米以下偏磨严重,管内壁偏磨严重多根丝扣磨穿。
更换修复管89mm×500米,新内衬管89mm×1300米,更换新杆直径22×800米,直径19×700米,更换耐磨接箍直径22×71+直径19×83个
2011.12.1
-12.9
管漏
杆200-700米偏磨严重。
油管200-700内壁偏磨严重
更换89mm修复管500米,修复杆22mm*150米+25mm×200米,更换耐磨接箍22mm*15个
2012.2.20
-2.24
管丝扣
磨穿
66-75根杆接箍偏磨严重,直径22和直径19杆腐蚀严重。
油管58.61.67.68根丝扣磨穿
上部修复管更换为Ф89mmHDPE内衬油管*750m,+原井底部抗磨油管。
会诊治理
L55-X2
2010.9.28
-10.2
管裂缝
抽油杆第124-179根节箍偏磨,上部100米结蜡,油管第140根见液面,第135根油管丝扣磨透,138根油管本体有30厘米长裂缝,第110-165根油管偏磨。
更换Ф73N80新油管1100米,Ф25修复杆100米,Ф19淬火杆500米,Ф22耐磨节箍10个,Ф19耐磨节箍40个,加Ф19扶正器20个。
2011.1.16
-1.19
油管漏
杆良好,第151根见液面,尾管沉砂8米。
更换Ф22杆节箍10个,换Ф73修复管600米。
2011.7.12
-7.18
管裂缝
杆120-174根本体偏磨腐蚀,上部300米结蜡严重。
管第127根本体有1.5厘米裂缝,第110-164根油管内壁偏磨,第128根、134根、155根丝扣磨透。
上部300米油管内壁轻微结蜡,尾管无砂。
经工艺所、采油矿讨论研究后决定该井应用软节箍,并配套防漏洗井器治理!
会诊治理
2012.2.5
-2.10
管裂缝
起杆175根、杆第79-81根接箍偏磨、第143根接箍偏磨、第140根本体腐蚀,管第133根本体有30厘米裂缝,尾管无砂
更换软接箍:
19mm*38个,更换修复杆:
25mm*100米、22mm*250米、19mm*500米,更换修复管:
89mm*100米、73mm*700米,加19mm扶正器20个;换洗井伐1根。
2012.4.23
-4.26
管裂缝
杆第98-160根接箍偏磨严重,第112-114根杆本体偏磨。
管第96根本体有5厘米裂缝,管从第89根-151根内壁偏磨有槽。
尾管沉锈垢3米。
作业科、工艺所、采油矿会诊讨论决定该井全井应用HDPE内衬油管*1600米、全井换新抽油杆、泵下配防漏洗井器治理。
会诊治理
XI30-CX2
2010.7.28
杆第87-210根接箍偏磨腐蚀严重,油管第140-202根内壁偏磨腐蚀严重。
固定凡尔被脏物堵塞
换19mm淬火杆400米,62mm平式修复管600米,加19mm扶正器20个,原井2级强磁防蜡器、5级阴保下入泵上
2011.4.11
杆接箍
磨断
原井杆第159根(6分杆)接箍偏磨断,第97-218根接箍偏磨腐蚀,管第1-70根结蜡,第128-200根偏磨严重。
更换平式修复管62mm/1700米,76mm/800米,修复杆19mm/700米,22mm/1050米,25mm/100米,加19mm扶正器48个,19mm耐磨接箍20个,加防蜡器一级
2011.7.13
砂卡
原井管上部300米结蜡严重,凡尔内有地层砂,尾堵内有少许地层砂。
更换25mm修复杆100米,62mm修复管400米,加防蜡器3级,泵深:
2200.13米。
2011.10.11
杆本体断
第179根杆本体断
更换38mm新泵一台、抗磨副200米、加19mm扶正器15个、滤砂管1根、甩防蜡器一级、筛管1根
2012.3.28
杆接箍
磨断
第184#杆接箍磨断,第130-264#杆本体腐蚀,接箍偏磨严重。
油管上部600m内壁结蜡,对应抽油杆偏磨段油管内壁偏磨。
Ф25mm×500m+Ф22mm×600m+注塑杆Ф22mm×300m+注塑杆Ф19mm×800m,Ф89mm油管×800m+Ф73mm单放油管×1400m+防蜡器
会诊治理
L75-14
2010.4.28
-5.1
管漏
杆120#~139#接箍重度偏磨,167#~188#本体重度偏磨,管第125根,126根公扣一侧磨透,131根公扣内壁有偏磨的缺口,第148根本体有一长12cm宽1~2cm的裂缝.
更换部分油管
2010.8.20
-8.25
泵漏
第221根抽油杆严重弯曲,140根~221根重度偏磨
换73修复油管1000m,换淬火杆1300m,加扶正器40个
2010.12.24
-12.28
杆接箍
磨断
抽油杆本体结蜡严重。
第101根(19mm)接箍偏磨断,80根以下抽油杆重度腐蚀偏磨,油管轻度腐蚀.
2011.5.26
-5.31
管丝扣
磨穿
抽杆600-1290米偏磨严重,杆第80-88,90-98,105-112,117,121、130、142、152根接箍基本磨透。
油管600-1290米偏磨严重,部分油管内壁有槽,第80-83根丝扣磨透。
更换复新油管、抽油杆,重新优化杆管组合
会诊治理
2011.9.19
-24
管裂缝
杆第1#~50#轻度结蜡,105#~195#重度腐蚀偏磨,扶正器一侧磨平。
管第157根本体有一长5mm的裂缝,1#~30#内壁结蜡,95#~195#轻度腐蚀,135#~185#内壁有明显的磨蚀沟槽
换修复25mmX56根,淬火杆19mmX76根,冷拔杆22mmX61根,换修复油管73mmX137+89mmX11,扶正器19mmX40个
2012.1.7
-13
管裂缝
抽油杆150#~189#腐蚀偏磨,上部50根结蜡,底部135#~180#腐蚀偏磨.第176根油管本体有一长7厘米宽1mm的裂缝.泵固定凡尔内有少量铁锈等杂质沉积.扶正器一侧磨平
换19mm淬火杆87根换73mm修复油管117根,扶正器19mmX30个
2012.3.11
-17
管丝扣
磨穿
6分杆明显偏磨并伴有腐蚀现象,全井结蜡,活塞底部有明显腐蚀现象。
3寸油管65根内部明显有结蜡现象,第150根丝扣磨豁导致泵及剩余油管落井。
该井油管、抽油杆结蜡,中、下部油管、抽油杆偏磨,4次作业都是油管漏;经作业科、采油矿、工艺所会诊研究决定:
1)更换全井油管;2)上部870米刮蜡杆,下部930米注塑杆;3)泵下加缓蚀阻垢管;4)更换12型抽油机。
会诊治理
目前全厂已发现的偏磨井在850口以上,内衬管运用井数约260口,在偏磨井上运用占比不到30%,从采油十队的经验做法来看,我厂应大力在偏磨严重,且产量相对高、稳定的油井上加大推广应用耐磨内衬管,形成3寸、2寸半的技术系列,进一步改善偏磨井居高不下的局面,达到降低躺井率的目的,形成长效投资的理念,获得长期的累积效益。
另外,针对小套管油井偏磨较常规井更严重的问题,要进一步推广试验在小套管井治理偏磨有相似效果的聚氟耐高温涂层油管。
2、加强作业技术管理和优化施工工序,保证各类措施井的顺利实施
(1)根据大型施工的技术特点,我们合理优化工序,组合施工管柱,验证套管完好性,更换不同压力级别井口装置,改进水平井冲砂及防砂卡技术,实施下泵酸化一体化管柱和不压井作业,确保了压裂、防砂、酸化、水力射孔、高压井转抽等工艺施工的需要。
(2)采用先进的YPK系列找漏验漏、优化水泥浆固砂、稳砂及不留塞技术,引进推广固体纤维堵漏、高强度水膨体预堵等措施,保证了机械卡水、化学封堵、套管补贴、小套井固井等套损井、漏失措施的顺利实施。
(3)通过配套小套井检测类工具(通井规、刮管器、铅模),打捞工具(捞矛、捞筒、公锥、母锥),整形类工具(铣锥、磨鞋、套铣筒),新型75mm螺杆钻具的改进配备,49mm渗氮管的使用等,解决了小套井钻塞难、冲砂难等施工难题。
(4)通过群众性技术创新有效开展了《专用回流漏斗》、《抽汲排液泵》、《改进型打通道铣锥》、《通井机进气预热装置》等一批短、平、快项目的实施,解决了生产中的难题,提高了施工效率、提高了施工质量、降低了工人的劳动强度。
3、进一步完善疑难套损井综合配套技术运用,加大治理力度
随着油田开发进入后期,临盘油水井套管损坏数量日益增多,目前全厂已累计发现各种类型套损井690余口,并在以每年45口左右的速度增加,严重影响了油田的正常开发生产。
今年采油厂以作业科为主成立了套损井治理项目组。
针对我厂不同油藏类型、不同套损类型,我厂形成了找验漏、修套打通道、封补卡、小套固井(衬管完井)等四大技术系列,配套了YPK系列封割器
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