欧利坨油田防倒井治理

王志超

中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1673-5811（2013）03-0202-02

摘要：随着欧利坨油田不断开发，油井井斜复杂、油层埋藏深、结蜡严重等原因造成的油井断脱卡作业比例逐渐加大。仅2009年就发生断脱卡倒井32井次，占全年检泵井次的70%，影响产量3080t，增加作业成本192万元，严重影响了油井的检泵周期。由此可见，治理断脱卡倒井是实现欧力坨油田稳产的基础。

一、概况

欧利坨油田地理位置位于鞍山市台安县高力房镇，构造上位于东部凹陷中段，含油面积11.51km2，石油地质储量1839×104t。欧利坨油田油层埋深2200—2900m，孔隙度平均为15.70%，渗透率平均为69.76×10-3μm2，属中孔、低渗储层。原油为稀油，凝固点30—390C，含蜡量平均14.83—23.32%，胶质+沥青质13.75%。目前全油田共有油井106口，月开井72口（日均开井60口），日产油230t。

二、分析存在问题

2009年是欧利坨油田断脱卡倒井现象最为突出的一年，其中抽油杆偏磨倒井18井次，占断脱卡倒井的56%；抽油杆断脱倒井7井次，占断脱卡倒井的22%。卡井7井次，占断脱卡倒井的22%。为了实现稳产目标，我们首先分析以上三种倒井方式：

1.偏磨倒井

欧利坨油田有90%的油井井斜在15度以上，多数井最大井斜在20-35度。井斜大的井段在200-2500米之间，抽油泵深度在1700-2500米，当抽油杆在井筒内做上、下冲程往复运动时易与油管接触摩擦，杆管发生磨损，这种磨损能损害抽油杆及接箍，使其在井筒内产生严重偏磨的现象，从而造成抽油杆断脱或泵卡倒井。

2.抽油杆疲劳断脱倒井

欧利坨油田油层埋藏深，平均深度为2450米，随着油井不断生产，在保证良好供液能力的前提下，泵挂也随之加深，抽油杆负荷加重。部分油井为了保证产量，生产参数选用偏大，抽油杆存在较高惯性载荷。另外，欧利坨油田油井地面位置距离矿区较远，抽油杆本体在存放、运输过程中存在机械损伤，例如凹坑、刻痕。以上问题和缺陷都会形成疲劳源，导致抽油杆疲劳断裂。

3.蜡卡倒井

导致油井蜡卡的主要原因有欧利坨油田原油凝固点30-39℃，含蜡量14.83-23.32%，胶质+沥青质含量13.05-17.9%，熔蜡温度65-86℃。清防蜡技术主要以热洗为主导，电加热及点滴加药为辅的清蜡方式。单井热洗周期短（平均30天），热洗用量大（平均90方），清防蜡管理难度大。

三、治理措施及效果分析

2010年我们以“管理稳产、管理增效”为出发点，成立了防倒井治理小组，对检泵井实施“作业会诊”，每月召开油井分析会，建立倒井档案，将倒井时间、原因及措施记录清晰，通过分析每口井的倒井原因，正确采取治理措施，从而提高欧利坨油田防倒井治理工作水平。

1.采用现有技术分类治理偏磨

在油井防偏磨治理技术方面，欧利坨油田主要采用铸塑抽油杆、抽油杆扶正器、抽油泵防卡器等技术，以及实施上提泵挂避开大斜度井段等措施，逐步摸索出欧利坨油田的防偏磨治理措施。具体采取以下四种治理方案：一是对井眼轨迹复杂、偏磨严重的油井根据井眼曲线三维立体图，进行全井段优化，制定防偏磨最佳方案，尽量延长油井的检泵周期，并降低治理成本；二是对部分井段偏磨严重的油井增加扶正器的使用量，并跟踪效果逐步优化调整；三是对偏磨井段较深的油井，在供液能力满足生产的前提下，上提泵挂避开偏磨井段；四是对偏磨较轻的油井在偏磨井段下入铸塑杆。2010-2012年共治理偏磨井72井次，累计使用铸塑杆16100米，使用扶正器2470个，防卡器88个。

欧28-26-22井是区块偏磨最严重的油井之一，2008年因下泵深度增加导致发生偏磨倒井3次，最短生产11天即倒井，作业过程中我区发现该井400米-600米井段偏磨严重，2008年10月份作业时我们在偏磨井段下入了扶正器，截止2010年12月抽油杆磨脱倒井，共生产792天。目前该井日产液14.3吨，含水62%。

2.优化生产参数治理抽油杆疲劳断脱

为了降低抽油杆断脱几率，管理技术人员以实现油井生产参数与供液能力相匹配为工作目标，开展动态优化作业设计、上提泵挂，优化油井生产运行参数等降载增效工作。具体采取以下三种治理方案：一是对供液能力充足的油井采取作业上提泵挂，降低负荷；二是对供液能力较差、存在惯性载荷影响的油井，优化抽油机参数；三是建立管材更新档案，对使用过3次以上的管材及实施过如解卡等高强度工作的抽油杆，作业过程中实施更换新管材。

2010年-2012年共安装抽油机变频柜70台，加工电机皮带轮41个，安装抽油机尾翼平衡块20台。三年间共有效实施抽油机井调参76井次，调平衡48井次，上提泵挂51井次，措施后油井最大载荷平均降低5.9KN。此外还大力实施管材更新，作业后更换了新管材67500米，三年间共投入成本156.7万元，抽油杆疲劳断脱倒井现象得到了有效缓解。2012年1-10月份仅有1口井因杆疲劳断脱倒井。

3.优化清防蜡方式治理蜡卡

自欧利坨油田成立以后，就着力探寻提高清防蜡效果的新途径、新技术，共对全区6个主要区块的40口井进行了熔蜡试验和凝固点试验，并以此为依据制定单井的清防蜡制度和热洗方案，逐步形成了以电加热、空心杆热洗清蜡为主导，以自循洗井、化学防蜡、油洗为补充的综合配套清防蜡技术格局，清防蜡管理水平有了较大提升。

其中空心抽油杆热洗清蜡技术是我区根据生产实际自行研制的一项清蜡工艺技术，主要设备为井口热洗三通装置、空心抽油杆和井下连通阀，其原理是将一定长度的空心抽油杆及配套洗井连通阀下到油井结蜡点以下，在执行热洗清蜡过程中使洗井液仅在空心抽油杆和泵上油管之间循环流动，达到即能清蜡又不污染油层的目的。具有洗井液用量少（单井次15-30m3）、不污染油层、排液期短等优点。

4.效果评价

自2010年该油田成立防倒井治理小组，对检泵井实施“作业会诊”制度，并每月召开油井分析会，共投入防偏磨治理、管材更新成本272.4万元，从2010年到目前累计减少断脱卡倒井26井次，减少倒井影响产量3284.4吨，减少作业成本投入171万元。油田平均检泵周期由2007年的318天延长至2012年的596天。2012年1-10月份共发生断脱卡倒井10井次，防倒井治理效果显著。

经济效益评价计算：

式中：E—成果净现值，元 ；

F—分成系数；

Q—增加的油气产量，吨，千方；

P —原油价格；元/吨（不含税）；

T—税金（城市维护建设税、教育费附加、资源税），

元/吨，元/千方；

C—生产成本（操作成本+折旧），元/吨；元/千方；

I—投资，元。

E2=171×104元（减少作业成本投入费用）

E=E1+E2=1983.2×104+171×104=2154.2×104元

四、结论及认识

1.严格推行油井的精细化管理工作，制定详准的维护挖潜管理制度，落实好一井一策、一井一法的维护挖潜制度，执行好单井热洗、加药等维护工作，避免因人员维护不到位而造成躺倒井，减少油井的生产时率，影响区块开发效果；

2.深入细致分析躺倒井原因，分类别建立故障井档案，将倒井时间、原因及至理措施记录清晰，为欧利坨油田今后防倒治理工作提供有利依据及宝贵经验。

3.有效治理区块断、脱、卡油井，是欧利坨油田实现精细化管理的基础，该项整治工作的成功实施不仅有效降低了油田的自然递减，夯实了油田的稳产基础；也大幅度降低了各项管理成本的投入。

4.防倒井治理技术要根据区块的地质特征及原油物理性质有效结合起来，不同油井井况及产量的差异采取相应的措施，这不仅需要新技术的推广应用，更需要管理人员精细现场管理，摸清每口井所存在的问题，以最低的成本投入实现治理效果。

5.欧利坨油田防倒井治理取得的的成熟经验，在稀油低渗透高含蜡油田开发管理上都具有一定的推广价值及指导意义。

参考文献：

[1]罗英俊，万仁溥.采油技术手册（下册）[M].北京：石油工业出版社，2005：1289-1314.

[2]李颖川.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2002：15-43.