油井躺井现状分析及对策

众所周知，油井躺井是油井生产中必然存在的故障之一，通过修井作业扶活躺井，是作业生产的主要任务，同时也给孤二区带来了巨大的作业成本投入，如何尽可能地减少躺井数量，延长油井生产周期，降低作业成本，提升了效益水平，成为孤二区面临的一个研究课题。因此只有全面掌握孤二区当前造成油井躺井的原因，抓住要因，才能制定有效对策，减少油井躺井数量才会成为可能。

一、油井躺井原因分析

对2012年6月-2013年2月期间1429口原井带抽油泵井的躺井进行躺井原因分析，泵问题、出砂、油管脱漏、抽油杆断脱、油稠五项原因，是造成躺井的主要因素，分别占总数的35.4%、17.6%、13.2%、13.0%、9.7%，这五项共占总数的88.9%，其中泵问题所占比例最高。同时对泵问题、出砂、油管脱漏、抽油杆断脱、油稠五项主要油井躺井原因按月度分布情况进行了统计。

在泵问题方面，主要是受维护工作量下降，措施工作量增多的影响，总体上泵问题造成的躺井并没有改善，在本月度躺井总量中仍占较高比例。

在出砂躺井方面，与措施作业增多有关；

在油管脱漏和抽油杆断脱方面，基本持小幅波动，说明管杆在投入方面没有大的变化；

在油稠躺井方面，冬季因油稠造成的躺井比例比夏季要高。下面对泵问题造成的躺井进行展开分析：

1、抽油泵问题

总体来说泵的损坏与管式泵的基材、结构、产出液流体性质、井下工作环境、泵使用时间等因素有关。从造成泵损坏的部位分析：管式泵主要是固定凡漏、柱塞外壁损坏以及柱塞的上下游动凡损坏；螺杆泵主要是定子胶皮损坏。下面就泵损坏的部位进行分析：

（1）固定凡漏。282口，占泵原因的55.7%。胜岛机械厂生产的管式泵，其固定凡尔材质为不锈钢，具体阀球材料为9Cr18Mo，硬度58HRC～65HRC，阀座材料为 6Cr18Mo，硬度 52HRC～56HRC，阀球的硬度要大于阀座，性能上具有较强的抗腐蚀、抗磨损性，从材质选择上，该材料目前国内广泛应用于抽油泵阀球及阀座；在有效使用时间方面，平均在一年左右，2013年1-2月份躺井统计中，固定凡尔最短失效井为KXK71-123井，仅生产16天后泵漏，起出发现固定凡尔阀球上出现许多麻点；从现场看，由于受产出液流体性质及恶劣的井下工作环境影响，在液气流（含砂）的交变压力及腐蚀造成的，特别是高含水、含聚合物、高矿化度的情况下，损坏加剧。

（2）柱塞坏。160口，占泵原因的31.6%。胜岛机械厂生产的管式泵，其柱塞表面采用Ni60A合金粉末喷焊处理。喷焊层厚度要求单边在0.21毫米以上，表面硬度在53HRC以上，心部硬度在185HBW～240HBW，在结构上外壁带防砂槽，其基材是45号碳素钢，综合性能好，但硬度不高，抗腐蚀性差，柱塞阀球及阀座使用材质为不锈钢，具体材质与固定凡尔的阀球及阀座相同。柱塞上下阀座压帽、及上凡尔罩基材为45号碳素钢。

通过导师带徒、岗位练兵、外出培训、全员考试等多种方式，加大了班组人员的业务素质，工序质量得到有效控制，返工工序明显减少；加大工序质量在作业质量考核中的权重，对无效工序不认可工作量，还要进行处罚，使工序质量管理真正实现了“要我提高”到“我要提高”的转换。施工工序有效率由2011年的99.1%提高到目前的99.5%；利用开发业务平台、单井信息集成等信息化平台，对施工后的作业井生产情况进行跟踪和预警，发现问题第一时间处理，近三年来通过及时做工作，成功扶活濒危井32口。

（3）泵筒本体坏。21口，占泵问题的4.4%。胜岛管式泵的泵筒，其基材也是采用45号碳素钢，从现场看，主要表现在泵筒本体因腐蚀出现孔洞，如GD1-9-502井，2012年7月下入∮83泵，2013年1月躺井，起出发现∮83泵本体腐蚀穿孔。

2、管杆问题

对油管脱漏、抽油杆断脱造成的躺井，共占总躺井原因的18.3%，其中油管脱漏占9.9%，抽油杆断脱占8.4%。

对减少这方面造成的躺井，主要是加大资金投入，提高管杆更新率，提高管杆修复在用率，加大防偏磨治理，这些措施已经多次提到，在此不再累述，从油井类型上看，应尽量减少斜井数量。

二、躺井问题的对策方案

1、抽油泵问题的对策方案

主要从抽油泵局部改进和特种泵选型二个方面进行：

（1）抽油泵局部改进

柱塞上凡尔罩的结构改进。上凡尔罩支撑筋加厚，增加了支撑筋的抗拉强度：内腔直径由改进前的φ47毫米减少到改进后的φ45毫米，即单边壁厚增加了1毫米。减小阀球的行程，降低了阀球撞击上凡尔罩顶部及阀座的撞击力：在不改变阀球行程由改进前的23.5毫米减小到改进后的19.5毫米，减小了4毫米的行程。

柱塞阀座的压帽连接的螺纹长度改进。连接螺纹长度增加，由改进前的30毫米增加到改进后的35毫米，增加了5毫米，即增加螺纹旋合扣数，增加了丝扣咬合的强度，降低了脱扣现象。

阀座压帽的壁厚改进。对阀座下压帽的壁厚进行了加厚处理，改进后使压帽内径与阀座内径相同，有效增加了阀座下端面与压帽上端面的刚性密封接触面积，提高了密封性能，减少了该部位的刺漏失效现象。

厌氧胶材料的改进。考虑到日前孤二区要求所有抽油泵全部为新抽油泵，杜绝使用修复抽油泵的实际，改进方案将厌氧胶由原来的普通厌氧胶改为不可拆卸型厌氧密封胶，增强丝扣连接强度，减少泵丝扣连接件出现脱扣现象。

（2）特种泵选型

通过对抽油泵生产参数及效果、油品物性及井下状况的统计分析，拿出具体的选型方案，目前初步计划为：垦西、下馆陶、中一区馆5-6含水高，矿化度高（大于10000mg/l），天然气大（含硫），腐蚀严重，建议应用防腐泵；垦利、边远井由于动液面较深，建议应用长筒泵；热采井生产后期存在油稠、光杆缓下现象，建议应用长筒泵；套变事故井，防砂难度大，建议应用防砂卡泵；斜井泵深在造斜点以下（大于17度），建议应用斜井泵。

2、油管使用的改进方案

（1）提高现用油管的使用等级。现有常用油管分别为J级27/8、31/2油管，考虑到完全满足当前施工及生产对强度的要求，建议应广泛采用N80级油管，实现性能的大幅提高，而二者在价格上相差无几。

（2）特殊井使用特种油管。对腐蚀性强、偏磨的油井，推荐使用内覆或内衬耐腐蚀抗磨合金复合油管，对偏磨严重的油井，建议继续开展防偏磨治理措施；对螺杆泵井，前期应用内衬油管使用效果较好，建议继续扩大聚氯乙烯内衬油管的使用（井内温度应小于60度），但是前提必须要解决内衬油管修复重复使用的问题，因为目前曾发生过多起内衬油管的内衬层破损，造成碎片卡泵的现象。

（3）制定完善的管杆更换长效制度。出台可操作性强的管杆强制更换管理办法，保证下井管杆质量，减少管杆失效问题带来的躺井数量，延长油水井生产周期，如作业过程中，出现抽油杆偏磨严重，现场检查泵及油管未发现问题的，应实现全井油管强制回收送检。

三、实施情况

1、油管升级

目前，孤二区新进的油管由原来的J级27/8、31/2油管，全面升级为N80级油管，实现了性能的大幅提高，延长油管质量和使用寿命。

2、建立管杆更新长效投入机制

以《井下工具收送管理办法》和孤二区“2013年内部模拟市场价格体系”为依据，出台了《管杆投入使用管理办法》，建立管杆长效投入机制，通过提升管杆修复能力和质量，鼓励管理区合理投入新管杆、加大修复管杆的投入力度，进一步提高下井管杆质量，延长油水井免修期。