2024年采油工程技术总结。
汇报人：王辉。
大庆油田第十采油厂第三油矿作业一工区。
二○一一年十二月。
目录。一、2024年采油工程主要技术指标 1
一）生产任务完成情况 1
二）主要机采指标完成情况 1
二、主要措施及其效果 2
一）压裂 2
二）堵水 3
三）低效井检泵 3
三、作业井情况 4
一）油井作业情况 4
二）水井作业情况 6
四、采油工程技术管理所做的主要工作 6
一）围绕泵筒所做的主要工作 7
二）围绕节能所做的工作 9
五、存在的问题及下步工作安排 13
一）进一步提高泵筒维护水平 13
二）保障机采指标完成 13
1、**产量： 2024年计划**生产任务2.27×104t，截至2024年11月30日，核实产量为2.
4228×104t，预计全年核实产量2.75×104t，完成计划的117.6％，超产4800t，其中提捞产油848t。
2、油田注水： 2024年油田注水计划21.834×104m3，实际油田注水21.842×104m3，完成计划的100.04％。
表1-1 2024年采油工程技术指标完成情况。
1、平均泵效 18.75%，高出计划1.9个百分点，与去年同比上升了 0.7个百分点；
2、有效检泵周期1118 天，高于计划68天，与去年同期基本持平；
3、参数偏大区 27.16%，与去年同对比下降了 6.17个百分点。
今年除去8口间出井，11月份我工区实际共有参大区14口井，预计12月在参大区有10口井，年底偏大区应小于20%。
1、补孔压裂1口。
c94-fs28,2024年3月19日补孔压裂，该井补孔层段2个，平均连通厚度由补孔前10m增加到补孔后的19.8m。该井措施前日产液1.
6t，日产油1.3t，含水22.3%；投产初期日产液2.
4t，日产油2.0t，含水15.0%，；目前日产液2.
5t，日产油2.3t，含水10.0%，日增油1.
0t，有效期249天，累积增油412t。
2、重复压裂6口。
2024年，为提高压裂增油效果，选取位于近几年注采系统调整转注井区和注水调整井区，产油强度较低，含水较低的6口采油井，应用重复转向压裂技术挖掘生产潜力，今年11月提前压裂2024年计划井6口，平均单井有效厚度13.8m，连通厚度8.6m，改造厚度10.
1m。表2-1 2024年重复压裂井效果统计表。
措施前平均单井日产液0.7t，日产油0.6t，含水19.
2%；措施后初期平均单井日产液3.2t，日产油2.6t，含水21.
1%，平均单井日增液2.5t，日增油2t；目前平均单井日产液3t，日产油2.5t，含水21%，平均单井日增油1.
9t，截止12月底预计井口累积增油641t。
为调节层间矛盾，降低含水率，提高油井采收率，2024年对高含水井实施堵水2口井，其中效果好1口，无效1口，措施有效率50%。
c103-23，投产时间2005.12.2，有效厚度8.
4m，连通厚度5.6m，堵前日产液3.29t，日产油0.
18t，含水94.4%，功图正常，沉没度48m；在2024年5月10日，对该井的fi22、fii11进行封堵，封堵厚度4.2m。
措施后初期日产液0.93t，日产油0.62t，含水33%，目前日产液1.
5t，日产油0.8t，含水47.8%，功图正常，沉没度24.
4m，累积降液468.3t，累积增油95.6t，堵水取得很好的增油效果。
c99-25,10月12-20日实施化学笼统堵水。措施前单井日产液5.2t，日产油0.
3t，含水93.7%，措施后日产液4.3t，日产油0.
3t，含水94%，堵水无效。
c103-15，2024年10月投产，投产初期日产液4.9t，含水100.0%，2024年12月暂关，2024年7月该井检泵启抽，目前日产液3.
5t，日产油1.4t,含水61.0%，功图正常，沉没度43.
2m，累积增油214.5t。
c104-22于2024年10月作业时拔不动，日产液1.7t，日产油1.6t，含水7.
0%。2024年3月16日修井时发现880m错断，上提泵挂到840m，启抽后目前日产液1.8t，日产油1.
7t，含水5.9%。
目前我工区共有油井96口，计关9口，实开81口。截止11月底我工区油井检泵作业17口井，上检率19.5%，平均检泵周期1118天。
表3.1 今年采油一工区作业井原因分类对比。
今年检泵井中因卡泵检泵井的比例比去年多8.6个百分点，造成卡泵的直接因素是污垢进入泵筒导致活塞卡死在泵筒，主要原因是地层污染和管杆结垢。为保护地层，我们采取尽量延长热洗清蜡周期，提高热洗效率的措施；同时针对结垢井点，加大加药量和缩短加药周期实施重点维护。
1、漏失。漏失检泵有8井次，占总检泵井的47.1%，平均检泵周期1100天，从作业现场跟踪情况看，造成漏失检泵的主要原因是偏磨和腐蚀，如c96-20、c87-27都是管身磨出口子；c95-27、c91-33是因腐蚀致油管丝扣坏，c93-27不仅油管腐蚀，而且有偏磨，作业时下入固体防蜡阻垢管一套，使用扶正器30个。
2、卡泵。卡泵检泵4井次（c86-26、c102-24），占总检泵的23.5%，平均检泵周期1080天。
检泵原因主要是泵筒内结垢。在检泵过程中发现以下问题：c96-20活塞卡死在泵筒内，泵内发现油泥状物；c102-24活塞卡死在泵筒内作业时凡尔罩拔断，起出管杆发现有结垢，作业时下入井下点滴器一个。
造成卡泵虽然有偶然性，但跟地层污染有很大关系。
3、杆断。杆断检泵3口井，占总检泵的17.6%，检泵周期1962天。
c90-28作业时发现杆磨脱，属于材质自然周期已到，作业时更换46根管杆，28个扶正器和一个非金属涂塑防偏磨接箍。
分析原因。造成油井检泵的原因主要有以下两大类：一是因偏磨检泵10井次，占总检泵井次的58.
8%,客观因素是一些生产井自投产至今未检泵，材料自然老化磨损导致；直接因素是井底油杆在惯性力下曲变造成其接箍长期磨损油管内壁造成油管磨漏；二是因垢检泵，占总检泵井的23.5%,原因是井底垢进泵筒致使凡尔不严导致漏失或直接进入活塞卡死。
目前我工区共发现偏磨井点52口，今年新增偏磨井点4口。对油井偏磨的治理，主要采取的工艺是油杆加装扶正器、使用新式非金属材料涂塑防偏磨接箍、防偏磨泵、和下调抽汲参数、上提泵挂、下加重杆等综合治理措施保障一次作业质量。今年治理偏磨井11井次，应用扶正器196个，非金属涂塑防偏磨接箍3个，更换油管总长度789m，上提泵挂共计21m。
通过这些治理手段，偏磨井平均检泵周期由去年的898天上升到今年的1150天。
对于因垢作业井，在作业时注重井下防、阻垢工具的使用。今年因垢检泵4口井，使用井下点滴加药器2套，井下阻垢管1套，目前测试功图液面正常。
对于管杆使用超过油公司规定年限，如c96-8在7月份作业时全井更换管共计长度789.4m。对于管杆磨损，质量差的，如朝97-25，作业时只发现一根油管管身漏，属于材质差，作业时加大更换力度，并引进使用油管探伤仪，以检测油管表面或内部裂纹、孔洞、腐蚀坑和壁厚减薄型缺陷，防止带伤油管下入井内。
此外，我们发现抽油杆∮16× ∮19的组合易偏磨造成杆断，作业时换成∮19× ∮22组合，今年共计换杆902m。
大修4口井（c102-26、c84-22、c96-24、c98-24），其中c98-24在5月23日大修时1073米处套管变形，变径106mm，胀管后通径120mm，并在井下43m和62m处发现漏点，补贴后通径108mm，后重配时下95mm小直径封隔器；
中修1口（c104-18）；
分层作业4口（c104-18、c102-20、c102-16、c84-22）；
酸浸泡5口（c92-f22、c100-f12、c98-26、c98-10、c100-8）。
今年无返工作业井。
今年，针对我工区的实际情况，配合厂矿有关部门，在采油工程领域做了大量工作，应用了很多新工艺、新技术。使我工区在抽油机井清防蜡、清防垢、防偏磨、参数合理调整以及节能降耗等方面都取得了较好的成绩，确保了采油工程技术管理工作的稳步发展和创新，使机采指标保持在较高的水平。
针对不同区块、不同井点的井下特点，对抽油井进行细分，对每一口井泵筒制定相应的维护措施，并根据日常录取资料的变化及时调整维护计划。日常维护如热洗周期，加药周期，加药量等根据油井的变化进行动态的及时的调整，让维护资源得到充分利用和节约；针对日常维护不能保障泵筒正常工作的抽油井，采取日常维护和使用新井下或地面工具配合来维护泵筒正常；对已经作业的油井，根据现场情况加大管杆更换和井下工具的使用力度。
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