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1、2012年上半年油水井管理工作总结,工艺技术研究所二一二年六月二十五日,1,汇报提纲,一、主要指标完成情况二、上半年开展工作及成果三、目前油井工况情况四、油水井管理主要问题及难点五、下步工作建议或安排,2,一、5月份主要工作开展情况,注入水与地层水的配伍性评价表,与工程院结合（一）零散注水单元水性配伍性分析,从上表可以看出关7块存在注入水与地层水不配伍的情况，工程院建议实施关7块注入水投加KD-27阻垢剂，防止地层结垢造成严重的地层孔隙渗透性下降。,报告人：王志明,3,一、5月份工作开展情况,注水配伍方案,此表拟出了4个零散注水区块降压增注预处理工艺和三防药剂投加方案，具体实施计划和安排还需要
2、根据各区块实际情况，并需要与工程院进行更加深入的探讨。从目前关7块注水情况来看，注水初期注水压力上升明显，目前呈较平稳态势。目前着手开展投加阻垢剂方案的实施。,4,一、5月份工作开展情况,天83区块部分网点4月份细菌测试结果,垢样中Fe+S占比均超过76%，而钙含量非常低，说明腐蚀垢是汊涧地区油井的主要形式，S2-和SRB是造成腐蚀结垢的主要原因。,与工程院结合（二）汊涧区块频繁作业初步分析,报告人：王彪,XRF检测垢样组分,5,一、5月份工作开展情况,1、进一步加强频繁作业井取样分析，根据不同井的特点，制定有针对性的加药方案，做到有的放矢，实现对症下药。2、采、注、输、地层构成一个循环系统，
3、因果相连、前后相接，且SRB生长繁殖能力极强，如果以局部为目标进行治理势必会事倍功半，需要进行系统考虑，综合治理。3、暂停部分油井投加阻垢剂，并进行跟踪监测停药前后变化情况。4、站内安装生物膜取样器，进行现场SRB生物成膜监测及膜下细菌腐蚀分析。5、站内挂片，进行腐蚀速率监测。6、尽快实现清污混注。,6,一、5月份工作开展情况,1、5月12日14日完成对安1、安47、新安3、安45管线清扫工作，清扫后注水泵压力由20MPa，下降至12MPa；2、进行现场勘查，确定合适的施工地点，对场地进行合理布置，形成满足现场就绪所需要的各种条件的方案；3、成立调剖工作小组，明确职责；4、制定具体实施方案；5
4、、24日设备进场，25日地面流程改造、设备调试，药品进场，26日试注。,调剖准备工作,7,一、5月份工作开展情况,井下作业工作,5月份井下作业施工主要以措施为主，维护性作业截止目前为3口，另有三口待作业。,8,一、5月份工作开展情况,酸洗工作开展情况,9,一、5月份工作开展情况,热洗工作开展情况,10,二、5月份油井工况排查,一、产液含水变化明显的井：,11,二、测试资料明显变化或异常的井：,负荷变化明显,二、5月份油井工况排查,12,二、测试资料明显变化或异常的井：,液面波动明显,二、5月份油井工况排查,13,二、测试资料明显变化或异常的井：,功图异常或变化明显,天79-2 5.11油管漏,
5、二、5月份油井工况排查,王36 5.18出泵筒,天83-6 5.17游动阀漏失,天83-2 5.23固凡漏,天83-7 5.18结蜡加重,王26 5.17固定凡尔漏失,欧北11X1 5.17结蜡重,张7X1 5.15油管漏,天62-2 5.17结蜡重,14,二、测试资料明显变化或异常的井：,功图异常或变化明显,二、5月份油井工况排查,安17 5.17仪器误差,程2-4 5.16严重供液不足,关7 5.17气体影响,从功图图形的异常及明显变化，初步发现以下井可能存在较为突出的工况问题：,15,三、现场憋压异常的井：,二、5月份油井工况排查,16,四、参数不合理的井：,二、5月份油井工况排查,17
6、,五、井下故障明显的井：,通过对5月份油井工况的排查，将着重对以下单井进行分析。,二、5月份油井工况排查,18,王7井（产液量上升）,王7井从3月21日开始，产液呈缓慢上升趋势，由8t/d上升至目前的9.6t/d，含水基本不变，为79.4%。,4.20,目前王7井泵效为41%，今年几次功图发现油井供液状况不断交替变化，并呈规律性，且与之临近的王15井曾经也是这样。但从充满程度较好的功图对比，卸载线在逐渐右移，说明供液能力增强，泵效增高，与产液增加相符。导致产液增加和供液变化的原因可能与对应注水井有关，需要进一步观察。该井负荷在缓慢增加，已达80KN，5月22日对该井热洗，洗前电流31/24A，
7、洗后电流27/16A，说明热洗有效，待功图测试。,三、重点井分析-,王7井3月21日5月15日生产曲线图,1.04,3.07,2.09,4.01,19,王36井（泵况不佳）,4.01 沉459,4.20 沉34,王36井从2011年6月动态停抽结束，生产水平一直比较稳定，液面长期平泵挂。3月7日测试后功图呈现卸载异常的情况，初步判断为柱塞出泵筒。泵充满程度良好，与供液不足矛盾。,3.07 沉47,现场憋压未发现明显漏失迹象。综合分析柱塞出泵筒或柱塞下凡尔罩脱落。,下一步计划：下调防冲距，解决漏失问题。摸索合理抽时。,20,天79-1井（作业井）,天79-1井4月16日24日作业，作业原因为抽油
8、杆偏磨断（NO.208接箍）。,此井作业时从泵内以及泵上发现大量的铁屑，形成的原因主要有：加阻垢剂、酸洗、硫酸盐还原菌腐蚀。目前尚难以确定哪种因素是主要的。加阻垢剂和酸洗是目前该井（汊涧区块）防垢、除垢的主要途径，而硫酸盐还原菌的抑制主要通过加入杀菌剂，从工程院化验数据来看杀菌效果并不理想。,4.06 沉353,21,天79-2井（待作业井）,天79-2井5月11日突然不出，结合功图和现场判断为油管漏。,5.11 沉1517,4.20 沉22,2011年11月6日作业实施酸洗解堵、除垢，对延长检泵周期起到了一定的帮助，建议此次继续开展酸洗。,22,天83-6井,5.217 沉421,4.01
9、沉95,3.05 沉42,此井从功图上看，今年3月份以来，增载在逐渐变缓，游动凡尔关闭缓慢，憋压曲线则显示高沉没度下压力上升缓慢，且稳压时压力下降，说明游动凡尔存在漏失，但没有失效。,4月酸洗后增载稍有加快，上负荷增加4KN，说明游动凡尔有所改善。保持目前生产状态，也可调高冲次减少漏失。,天83-6井憋压曲线5.15,1.04 沉618,23,天83-7井（低效井）,4.01 沉0,4.20 沉595.03 沉349,5.17 沉0,综合分析泵况良好，导致产液持续下降可能与注水有关。天83-8井5月15测调发现P2不吸水。,24,天89井（高频作业井）,使用防垢泵后抽油杆遇卡的情况得到了明显的
10、改善，虽然也遇到过遇卡，但是可以通过活动解卡。但是使用防垢泵后油管漏的问题变得比较突出，这说明32mm的防垢泵发生在底部的偏磨作用增强了。建议优化抽油杆组合提高井下适应性，有条件地更换材料。,25,秦X4井（新投井）,此井3月13日开抽产液正常以来，产液量先大幅下降，后趋于平稳，含水始终保持在10%左右。液面始终难以确定，通过现场憋压、功图、以及倒油量核实，产量与泵工况相适应，导致泵效下降的主要原因为供液不足。液面反射波不明显的原因尚未查清。初步认为套管内死油影响，但通过热水烫无法彻底消除，且通过热水烫后液面不准，所以没有进一步开展。,4.18,抽油机未停稳,3.20,3.21,26,天95井
11、（新井）,此井4月13日正常开抽以来，产液量先大幅下降，后趋于平稳，含水始终保持在1.7%左右。此井液面测试比较明确，液面在4月底已经小于100m，此后测试液面平泵挂。从现场憋压情况来看，泵工作正常，为典型的泵充不满。目前通过调整套压（原0.6MPa）后气体影响不太明显。,5.21 沉1,4.20 沉69,27,王26井（漏失）,4.01 沉426,4.20 沉770,2月24日产液呈缓慢下降趋势，目前较正常时期，液少1.4t/d，油少0.15t/d。产液含水略有上涨。测试资料显示，目前油井存在固定凡尔漏失现象，但没失效，且沉没度较高，但液面相对较平稳。目前参数偏大，能满足该井排液能力，但牺牲
12、了泵效（35.9%）。此井生产相对较为平稳，免修期较长（536天）。可实施调参方式提升产液能力。另该井严重不平衡，并已调整到位，如作业改善泵况，提高泵效时，可将44泵降低一级。,5.17 沉498,王26井1月1日5月21日生产曲线图,28,张7X1井（漏失）,此井目前出液不正常，较正常生产明显偏小。通过计量，最开始出现减少是从5月4日开始，而后持续下降。从现场憋压情况来看，固定凡尔漏的可能性不是很大，稳压不住且压力下降较快。综合判断为油管漏。,5.15 沉801,4.20 沉268,29,桃4-4井（漏失）,4.02 沉77,4.18 沉330,5.19 沉484,4.18 沉330,此井存
13、在漏失现象，可通过地面调参提高产液能力，可将冲次调整至4.5次。前提是先要改善井下结蜡程度，防止负荷过大，抽杆疲劳。,30,桃4-9井（供液能力下降）,1.19 沉0,3.06 沉0,此井于2011年11月6日投产，初期产量6.5t/d，含水1.5%。,现场憋压，一个冲程压力上升到顶，稳压不降。说明泵况良好。综合分析此井，泵效下降的主要原因为地层供液能力下降导致的。桃2-1A注水后与该井形成对应，将会缓解这一矛盾。,5.16 沉0,31,天92-3井,此井于3月25日开始产液逐渐上升，含水也逐步上升。产油先升后降，整体较注水开发前有所提高。对应注水井天92-4井3月14日投注25m3/d，鉴于
14、此井注水受效明显，含水上升过快，于4月5日下调至15m3/d。,现场憋压，此井泵况良好。从功图变化来看，泵充满程度改善，测试液面呈逐步上升趋势。同区块其他井尚未见到明显注水效果，可能天92-3井压裂裂缝方向与注水方向一致，过早形成注水通道所致。,4.02 沉74,4.16 沉135,5.16 沉359,32,关5-1井,此井2012年以来日产液不足1t，含水相对稳定。4月2日测试液面沉没度由此前的0变化为676m，后持续上升。沉没度上升后功图仍然呈现泵充不满，且负荷无明显变化，无泵工作不正常的迹象。,5月18日为了改善结蜡影响，对此井实施了热洗烫管柱，发现地层亏空严重，基本不反排。5月19日产
15、液5.1m3，说明灌水后泵效有所改善。综合分析此井为严重供液不足，液面测试可能存在干扰。,4.2 沉676,4.16 沉776,5.19 沉0,33,关7-2井,5.16 沉738,此井自3月以来生产相对平稳，含水无明显变化。于1月日5月11日实施18h间抽，随着测试液面上涨，于5月12日采取24h生产，但产液无明显变化。综合分析此井为严重供液不足，液面测试可能存在干扰导致液面不真实。,34,四、问题汇总,注水方面,1、各站污水水质超标严重。（1）欧北站脱水罐出口水质较差；（2）铜庄站分离器出口水质有所改善，但后端出现水质倒挂；（3）天83站除油器工作不平稳，导致除油能力不够；（4）各站主要污
16、水储罐清淤工作开展不及时或无法开展，导致污泥大量聚集形成恶性循环。2、水井洗井工作开展滞后。主要受限于洗井车辆和部分井洗井条件不具备（如高压、无循环通道等）3、水井措施实施进度较慢。（1）桃2-1A、程1-2新井投注施工尚未结束；（2）安51、阳2、安1、安47井措施较计划有所推延。4、部分新块注水问题较突出。（1）天92块。注水突井明显，影响整体开发效果；（2）关7块。水性不配伍，注水泵压持续上升，且注水受效较慢。,35,四、问题汇总,油井生产方面,36,五、下步工作建议和安排,注水下步工作,1、提升注入水水质。（1）及时开展污水罐的清淤工作，每个月定期开展收油、排污工作；（2）开展污水池的
17、清淤工作；（3）加强原油处理、污水处理药剂加药管理，严格按制度进行；（4）按计划和生产需要开展注水井洗井工作。2、抓紧实施桃2-1A井、程1-2井注水，对于注水井地层能力。3、开展安1、安47井调剖方案实施，抓好现场施工监督。4、加强对天92块注水受效情况的跟踪，根据变化情况制定下步方案。5、对关7块注入水加阻垢剂改善注入水与地层水配伍性。,37,五、下步工作建议和安排,热洗计划安排,38,五、下步工作建议和安排,酸洗计划安排,39,五、下步工作建议和安排,调参计划安排,40,五、下步工作建议和安排,主动检泵安排,41,汇报结束不足之处敬请批评指正！,42,1、与工程院结合，对汊涧区块垢性和水性进行了认识，对生物防硫工艺进行了可行性分析探讨；2、与工程院结合对新注水区块地层岩石敏感性和注入水水质配伍性进行了分析，发现关7块存在地层水与注入水水性不配伍的情况；3、完成了天89-1、桃4-10、安9-2等井作业；4、开展了对XX井的酸洗；5、开展了对安15、安39井、关5-1井热洗清蜡；6、开展了对安1、安41等井的水井洗井；7、开展了安1、安47井调剖现场的勘查；8、开展了安1、安47、新安3、安45等井的管线清扫工作；9、完成了王19等井的调参工作10、完成了XX井调平衡,43,
