23队工况管理现状与躺井分析(2011.10.18).ppt

强化资料分析 提高采油时率;围绕工况，控躺井开展工作; 采油23队位于孤东油田西部, 管理着6座计量站，3座配水间，1座掺水间；目前油井开油井42口，水井开井15口，其中8型机16台，10型机12台，12型抽油机12台，高原皮带机2台，螺杆泵井3口。 2011年配产量4.8万吨，其中新井配产3000吨，目前日油水平132t/d，1-9月份我们通过强化生产运行，提高开采时率，保持了原油产量平稳运行，生产原油35759吨，完成全年计划的74.5 % 。;围绕工况，控躺井开展工作;各类指标完成情况;概况;2011年1-9月工况汇总表：;  2010年3月机采井开井 36口，上图井23口，上图率63.8%，合理区井数18口；断脱漏失区井数3口；供液不足区0口；参数偏小区1口，待落实区1口。断脱漏失区所占比例为13%；供液不足区所占比例0%；参数偏小区所占比例4.34%，待落实区所占比例4.34%，工作重点是治理断脱漏失区和潜力区油井。 ; 注重日常维护工作，加强特殊井管理，消除供液不足区、漏失区、潜力区三个区域油井的不合理因素，多措并举使合理区边缘油井最优化，改善油井生产工况，确保油井正常生产。; 在对断脱漏失区油井2-4-39进行作业效处理时，针对该井的现状分析:层位馆上41+2层，生产参数∮56*801.5*3*9,液42t/d, 油2.4t/d ,含水94.3%，电流51/41，生产周期为4423天。该井于2011年5月5日油管漏关。本次由211队作业，解剖原井抽油杆节箍有偏磨、本体腐蚀严重、泵上第46根油管本体有洞、密插胶皮坏、检测油管报废和降级油管28根。 在作业过程中全井更换∮22新抽油杆73根、更换∮76新油管61根。作业后生产参数∮83*602.8*3*6，液84.6t/d,油4.3t/d，含水94.8%，2011.5.12日开正常至2011.10.8。工况图位置合理。;围绕工况，控躺井开展工作; 通过作业监督中发现整改问题，分析躺井原因，及时采取措施，提高作业治理效果，控制躺井发生，杜绝影响井正常因素的发生，避免作业问题引发的不成功井现象，提高检泵质量。作业开井优化参数8口，延长检泵周期。;序号; 2）潜力区： 对于能量充足，但油井工作参数偏小，供排关系不合理，生产潜力未完全发挥出来，我们通过完善注采井网，以注水井为中心，把???好水注效益水放在首尾，围绕注水井展开工作。实施油水井归位、扶长停、转注力度，提高注采对应率；对存水率高，地层能量充足的区域实施群扶提液措施，改善平面流线分布状况，促使油井尽早见效。 治理措施：转注1口，2-7N39通过作业实施油井转注，补充地层能量。 GD63本次进入潜力区的主要原因是8型抽油机冲程过小，目前 2.7*6开抽，曲柄销3.0米孔已损坏，导致冲程提不上去，冲程损失大， 建议下步更换大10型抽油机， 4.2米冲程开抽。 同时需更换12型抽油机的还有2-7-43; ; GOGD63是典型的抽油机上行载荷增大异常的示功图，通过示功图分析，我们认为上行时井内管柱存在偏磨现象，在2011年5月18日-20日作业解剖过程中发现，油管第120根丝扣偏磨漏失，抽油杆存在偏磨现象。 ; 2011年1-10月份我们严格执行采油矿事不过夜的原则，抢开新井7口 ( 828平3 828平2 GD511-11 GD511-12 GD552-1c GD51X13 GD51X14)，扶长停1口GD511-5; 对于新开GD51块油井，目前开发主力油层N，附近无对应水井，管理好这类油井直接关系到我队全年原油任务的完成。 针对这一现状我们采取隔天测液面，每日量油化验，控井口回压，控制含水上升的方法确保油井正常生产。; 在不断完善新井的同时，我们将工作的重点围绕治理断块挖潜老区，控制自然递减展开。自开展技术知识下基层以来，我们运用真正实用分析方法和高效率的科学的管理技术指导生产，提高机采效率取得明显效果。 3）参数偏大区： 对于能量不足，液量低，含水低，液面低的油井存在生产参过大，供排关系不合理，我们及时采取措施，注重日常资料录取准确性，对同一天内录取的各项资料整理比对，分析工况图，示功图指导油井生产; ;序号; GD51-10生产层位42.3.4生产参数57*1104*4.2*6，正常生产时，经常会发生上部抽油杆断，烧皮带现象，我们在四月份采取换大皮带轮、上变频柜优化参数措施。 效果对比：示功图显示供排关系明显趋于合理，最大载荷由60KN降至35KN，下行时偏磨明显减轻，液油变化不大，日节电80度