4队工况管理现状及躺井分析.pptVIP

（三）躺井分析与防控-躺井分析 1、注聚单元躺井分析 表14：三区注聚区生产情况对比表 5.3 289 -3.2 44.4 256.3 0.6 0 145 0.5 对比 68.5　 881 91.7 80.2 969.6 5.8　 3.2　 1024　 64　 目前 63.2　 592 94.9 35.8 713.3 6.4　 　3.2 　879 　63.5 注聚初期 泵效% 动液面m 含水% 单井日油t/d 单井日液t/d 冲次1/min 冲程m 泵深m 泵径mm 选值时间 三区注聚区注聚初期与目前对比，平均泵深由965m到目前的1024m，加深了149m，动液面由589m到881m，下降了289m，泵效由63.2%到68.5%，上升5.3%，综合含水由94.9%，下降到目前的91.7%，降低3.2%。 三区注聚区躺井18井次，杆断11口,占61%；凡尔罩断3口，占16.7%；出砂躺井2口，占11.1%；螺杆泵杆卡1口，占5.6%；其它问题1口，占5.6%。影响注聚区躺井主要是杆和凡尔罩的问题。 （三）躺井分析与防控-躺井分析 （1）杆断躺井分析 表15：杆断躺井统计表 　 无 查第37根抽油杆本体下部断 无 274 261 9950 95 4.3 86.1 784 8 3 851 70 16-35 　 770.01 第89根抽油杆断，抽油杆接箍部分偏磨 无 254 6 1843 86.7 4.5 33.9 1130 5 3 997.8 70 17N39 　 1026 起抽油杆114根带出抽油杆接箍半块以下偏磨断脱 无 479 85 8577 96.3 2.2 60.3 165 9 3 1244.2 57 11-43 更换全部新管杆 868.87 第86根抽油杆接箍偏磨断，部分抽油杆偏磨 使用防偏磨接箍67个 286 1103 8078 94.3 6.7 118.2 674 6.5 4.2 704.8 70 17N36 更换全部新管杆 322.6 第39根抽油杆下部接箍偏磨严重脱 无 165 539 6183 91.3 2.3 27 1319 6 3.6 1201.1 57 9-244 　 549 查第61根抽油杆节箍磨穿脱落杆接箍偏磨严重 无 390 无 10987 98.5 1.5 103.2 221 8 3 599.1 70 18-38 　 539.41 第66根抽油杆以下脱 无 870 290 10047 95.4 5.5 121.5 459 9 3 600.1 70 18-35 更换全部新杆 664.2 第2根高强度抽油杆以下断入下部抽油杆接箍内 下高强度杆136根 565 200 8521 88.1 12.2 103.2 583 8 3 697.3 70 12-34 连续杆 702.05 查第87根下部接箍断，抽油杆接箍偏磨 无 159 454 12041 93.5 3.4 52.5 无法测 6.5 3 1196 57 17N47 　 191.5 第22根抽油杆以下断入井内，部分抽油杆接箍偏磨 无 380 183 7095 82.5 6.7 38.7 掺水 6 3 1196.5 57 9-40 　本次作业 断脱点深度（米） 原井解剖 上次治理措施 生产周期 见聚浓度 矿化度 含水 油 液 动液面 冲次 冲程 泵深 泵径 井号 10口井均为中下部抽油杆断躺井，平均冲次7.2次/min，比开井平均值5.4次/min高1.8次/min，平均检泵周期382d，比开井平均值505d少123d （三）躺井分析 a、偏磨对杆柱问题井的影响 10口杆类躺井最大井斜角为2.4。，上次作业都更换了杆管，但平均检泵周期只有382d，躺井解剖泵上杆管偏磨严重。矿化度高加快了抽油杆的腐蚀，抽油杆的抗拉强度降低，杆管偏磨首先加剧接箍磨损，偏磨严重处抗疲劳强度低，易发生接箍及本体断裂。 第87根抽油杆下部接箍偏磨断 159 12041 93.1 1 15.3 6.5 3 1196 57 2011-1-11 第94根抽油杆接箍偏磨断 115 12041 93.6 3 48 7 3 1196.8 57 2010-7-29 泵上油管第31根本体有40cm裂缝，1*2cm孔洞，油管偏磨严重，丝扣磨损严重 252 8340 89.8 3.2 31.5 7 3 651.4 70 2010-3-23 全井抽油杆接箍及本体严重偏磨，第79根接箍偏磨脱 169 9631 91.5 4 48 7 3 654.1 70 2009-7-9 抽油杆大部分偏磨严重，油管偏磨严重，第91根油管公扣磨穿 147 8942 97.5 1.5 59.3 9 3 904.4 57 2009-1-19 躺井原因 检泵周期 矿化度 含水 油量 液量 冲次 冲程 泵深