坪北油田深化井筒管理措施效果及认识

刘明成

（中国石化江汉油田分公司坪北经理部，陕西 安塞 717408）

前言

近年来，坪北油田套漏井逐年增加，井下技术状况不良井增多，井筒结垢越来越严重，油井杆管偏磨加剧，严重影响油井正常生产。2018年，坪北油田在井筒管理上加大套损井治理研究，通过深化井筒管理，完善了油水井管理制度，健全了各项基础台账，建立了油井管理预警机制，实现了五个优化。即油井参数优化、工作制度优化、井下管柱优化、动态调水优化、措施方案优化。井筒状况得到有效改善，泵效上升3.0%，作业频次控制在0.2，措施增油效果明显，年增油3000吨，自然递减7.0%，优于计划指标，实现了效益开发。

1 .井筒管理现状

1.1 套漏井逐年上升

通过地下、地面大调查分析，坪北油田油水井套漏井数逐年上升，套漏井从2001年1口，逐渐上升至2017年123口，近年来套漏井数上升幅度愈来愈大，油水井套漏位置一般在洛河层段，油井套漏后，洛河层水进入油层，造成油井含水上升，动液面上升，氯离子下降，只产水，不产油，另一方面会使油井井筒结垢，严重影响油井正常生产，原因是洛河层水与地层水不配伍，洛河层是碳酸氢钠水型，油层是氯化钙水型，洛河层清水进入油层易发生化学反应，生成碳酸钙沉淀物，造成地层堵塞、井筒结垢，使油井无法正常生产，油井套漏后，产量难以恢复。如P45-85井套漏后，卡漏生产，日产油下降1.5吨。

1.2 井筒结垢加剧

2017年坪北油田油井结垢井次上升幅度大，从维护作业井统计2016年发生垢卡3井次，到2017年垢卡井次上升到13井次，上升433.3%，油井发生垢卡后，产量下降，作业成本上升，严重影响油井正常生产。

1.3 杆管偏磨严重，管漏井次上升

随着油田开发不断深入，油井含水逐渐上升，加之油井普遍液量低，携带能力差，砂、垢等脏物进入泵筒后不易排出，导致杆管之间相互偏磨加剧，导致油管被磨穿，采油杆接箍被磨断现象越来越严重，2016年管漏只有3井次，到2017年上升到26井次，上升幅度大，杆管偏磨治理刻不容缓。

P78平台P45-87井2017年3月23日管漏检泵，发现第136根油管公扣磨穿，第137根油管距离公扣5米处有10厘米裂口，泵上第一根管结垢严重，筛管公扣腐蚀有缺口，第146根抽油杆接箍磨脱，杆管偏磨十分严。

2.提高井筒管理水平和开发效益的措施

2.1 加强套损井治理，恢复产能

选井原则：以效益为主，兼顾安全环保风险为原则。优选效益较好、环保风险较大、作业工艺简单的套损井优先治理。

通过现场试验摸索出适合坪北油田生产实际的套损井治理与套管保护技术，对套漏井实施二次固井，主要采用水泥挤堵和化学挤堵相结合，指导坪北油田油水井套管保护及套损井治理2018年，共实施套损井治理42口，成功率100%，其中油井22口，水井20口，恢复经济可采储量7.86万吨，恢复水驱控制储量108.5万吨。

2.2 结垢井精细管理

结垢严重的油井，采取的精细治理措施，一是结合检泵作业，增加一趟工序刮套，刮套后再洗井，洗井要求进出口水质一致；二是对结垢严重井实施油层酸化和洗井综合措施，保证井筒清洁，提高油井免修期，提高开发效益。2018年我们清洁井筒11井次，有效延长油井的免修期155天。

2.3 加大源头水质管控

要提高井筒管理水平，注水是基础，注好水，注够水，水质是关键。水质合格，可以降低井筒结垢风险。结合坪北油田注水现状，注水管网结垢严重，难注、欠注井层多，严重影响正常注水，加强与研究院合作，评价优选了新的阻垢剂WT-304，并优化了药剂投加方案，目前已在现场试验成功。2018年坪北油田对6条注水支干线进行治理，长度5.7km，因结垢严重，管损较大，无法满足正常注水要求，全部更换新管，大大降低了压力损失，恢复了正常注水。

下步，坪北油田将进一步完善“工艺所-采油管理区-注水站-平台”四位一体水质监测体系，工艺所抓好水质的处理和日常的检查，每月进行公示，并对检查结果进行严格考核，保证水质达标。地质所抓好日常的资料录取工作，对注水井进行每月进行重点检查资料的录取，严防假资料，对注水井的水表底数进行检查，对注水井井口压力进行全面的检查，是否有资料不全不准的情况，并将检查结果进行通报，和月度考核。

3.结论及下步建议

（1）油井套漏是影响井筒管理的主要原因之一，落实井筒管理，要以油藏研究为中心、井筒管理为手段、地面管理为保障。同时要注水为中心，强化注水，注好水、注够水是油井井筒措施挖潜的基础和保障。

（2）落实井筒管理，做到“一个优化、六个管理”，油井管理水平将会不断提高。优化措施方案、优化参数、优化生产制度、合理的工程调整是降低能耗、提升井筒管理的重要手段。

（3）井筒管理是落实油水井管理的中心，下步将加大套损井治理力度，全方位落实井筒管理工作，不断提高开发水平。