偏磨与腐蚀分析、对策.ppt

济北公司技术部,2010年12月,济北公司偏磨、腐蚀现状分析及下步对策,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,一、维护作业综述,2009年1-12月,2010年1-12月,一、维护作业综述,2009年、2010年1-12月份维护井次,2009年、2010年1-12月份多轮次维护,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,二、原因分析,2010年年内多轮次维护井,二、原因分析,1、治理方案不适宜井筒状况,XI37-X7井治理后,XI37-X7井治理前,2010年3月治理后生产47天后中部油管偏磨漏,二、原因分析,1、治理方案不适宜井筒状况,XI24-C5井治理前,XI24-C5井治理后,日抽油杆腐蚀断，80-109#抽油杆偏磨，无扶正器,日140-187#下20套扶正器，生产64天油管丝扣偏磨漏,56*4*3.3日液13.6t日油4.2t含水68.8%,44*4*2日液12.8t日油4.1t含水68%,二、原因分析,1、治理方案不适宜井筒状况,曲104-斜31井杆柱下部增加19mm抽油杆治理效果差,杆径越小，下压活塞弯曲变形程度越大，偏磨加剧生产210天偏磨油管漏,二、原因分析,2、生产制度调整相对滞后,二、原因分析,3、加药制度不落实,Q9-30井解卡后变扣脱扣,Q9-47井泵及管杆无失效现象,二、原因分析,3、加药制度不落实,二、原因分析,4、检泵维护前自扶步骤缺失,Q9-47井泵及管杆无失效现象,Q104-X202井游动凡尔蜡堵,二、原因分析,5、老区含水上升速度快,曲102块,夏371块,二、原因分析,6、水敏地层油井清防蜡难度大,曲9-21块S4上、中和曲9-111块S4上、中油井原油含蜡量较高，清防蜡剂清防蜡效果较差，同时由于地层强水敏不得有水基入井液，该区油井平均液量仅为3.6吨，油层温度低进一步加快结蜡速度，Q9-151井2010年蜡卡两次，治理难度大。,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,三、采取措施,1、开展“一井一策”综合治理,2010年1-12月份实施内衬治理19口，长度3万米；间开65口，换电机43口，调整抽油机12口，调整生产制度103井次，调整加药计划73井次。,三、采取措施,2、改变举升方式,三、采取措施,3、实验电加热设备,实验前,实验后,三、采取措施,4、加强作业监督管理,增强重点工序监督考核力度，2010年对Q104-X202、Q9-47等井维护中出现的问题考核，把查找油井维护失效主要原因当做维护治理的核心来抓。,作业有效井标准（1）维护作业后能正常生产30天以上，日产液量（日产气量、日注量）的平均值达到作业前正常生产值的80%以上且测试正常；（2）措施作业按设计施工，工序合格率100%作业后能正常生产30天以上。（3）措施完成后，在30天内又实施其他措施的，前次措施视为有效。（4）不进行生产效果对比的，作业后达到设计要求。,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,四、目前存在问题,1、内衬治理后抽油杆腐蚀加剧,油管内衬后油管腐蚀钝化，抽油杆电子活性相对增强，电化学腐蚀加剧,Q10-X10井2月内衬治理后生产210天抽油杆本体腐蚀断,四、目前存在问题,2、套损井增长较快，维护频次增加,套损井造成油井含水上升或出砂，严重影响油水井生产时率。,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,五、下步计划及建议,1、认真落实加药制度,加强月度巡查、考核力度，确保加药制度执行到位，对偏远井推广加药罐保证加药质量。,五、下步计划及建议,2、推进作业监督培训,作业监督人员变化较大，监督录取内容掌握不清，计划组织内部月度学习，逐步提高监督水平。,五、下步计划及建议,3、加快新技术推广,4、进一步深入开展“一井一策”活动,建议在曲8、曲9等区块供液好的直井推广螺杆泵、在曲9-111块推广电加热清蜡工艺。,目前井筒治理及地面调整依然有很大的提升空间，以一井一策为平台提高油水井管理水平。,一、维护作业综述二、原因分析三、采取措施四、目前存在问题五、下步计划及建议六、全年预测及明年目标,目 录,六、全年目标预测及明年预测,2010年预计全年预计油井维护120井次，水井维护10井次，合计维护130井次。2011年考虑油井已内衬治理19井次，预计减少维护井次30井次，预计90井次；2011年分注井达到20井次，考虑结垢及封隔器失效等影响，预计水井维护30井次，合计120井次。,汇报完毕,谢谢大家！,