胡154区块井筒治理技术研究
2012-11-14石亮亮
唐 伟，石亮亮，王 磊，张 玲，刘 冰，刘 涛
（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）
胡154区块井筒治理技术研究
唐 伟，石亮亮，王 磊，张 玲，刘 冰，刘 涛
（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）
胡尖山油田胡154区块井筒结蜡、结垢、腐蚀、偏磨影响等较严重，导致油田维护工作量逐年加大、费用增加，影响了原油正常生产和油田的高效开发。本文从影响油井检泵周期的主要因素入手、对近几年来配套技术进行了系统总结和剖析，并对其适应性作了评价，同时提出了下步的攻关方向。
井筒治理；配套技术；适应性
该区块有油井524口，开井510口。开采层位为长4+5，单井日产液3.1 m3,单井日产油1.65 t，综合含水36.8%，平均泵挂1906 m，平均动液面1795 m，平均泵效34.6%，油井免修期542天。
有结蜡井87口，结蜡严重井35口，结蜡位置主要集中在从井口到井深600 m处的油管内壁和油杆上，结蜡厚度为1～4 mm。目前的清蜡工艺主要以环空投加清蜡剂为主，同时配合清蜡热洗及超导热洗工艺。
有结垢现象69口井，结垢严重16口井，特别是含水大于90%的油井，均有不同程度的结垢情况。
有偏磨严重井18口，主要表现为井斜大的油井防磨措施不到位发生偏磨，以及座封井因座封造成的油管弯曲发生的偏磨。
该区块目前2010-2011年共273油井有光杆腐蚀现象，目前已配套AOC合金抽油光杆220口，使用后光杆未出现腐蚀情况，效果较好。
球座腐蚀严重井共计有30口，主要表现为球座的坑点腐蚀，最终导致抽油泵漏失。
1 影响检泵周期的原因分析
对胡154区块2011年维护性作业原因进行分类统计，全年共计发生油井检泵354井次，其中抽油泵故障164井次，杆柱故障60井次，管柱故障28井次，其它（测压、井下调参）102井次。通过下图可以看出，2011年影响检泵周期的主要因素为泵故障和杆故障，分别占到检泵井次的46%和17%。下面对这两点进行重点分析。
图1 胡154区块检泵原因分类统计图
2 维护性作业主要原因分析
2.1 抽油泵故障原因分析
抽油泵故障共计164井次，其中泵阀漏失69井次，泵筒漏失47井次，阀尔罩断、脱26井次，活塞卡18井次，泄油器漏失4井次。
2.1.1 泵阀漏失原因
（1）如图2所示，高含水导致的凡尔球座腐蚀、结垢现象导致漏失。
（2）如图3所示由于长期供液不足，液击现象导致固定阀尔球座刺曹漏失。
（3）由于胡154区块采取大井组开发，主要是泵挂井段处于斜井段，防磨措施不到位，使得抽油泵工作状况复杂，导致泵筒偏磨漏失。
图2 球座腐蚀
图3 球座刺曹
2.1.2 阀尔罩断、脱 （1）由于阀尔罩质量不过关，导致腐蚀磨损断裂；（2）施工过程中上扣未上紧或扣未对端，导致阀尔罩脱。
2.1.3 活塞卡 （1）井筒结垢严重导致活塞垢卡；（2）井筒不干净，出泥沙，导致活塞卡。
2.1.4 泄油器漏失 主要是泄油器质量差，销钉脱落造成的漏失。
2.2 杆柱故障原因分析
胡154区块采用从式井组开发，井眼轨迹在空间上变化复杂。井眼轨迹主要是直井段－增斜段－降斜段，进入油层的井斜角一般25～45°，出现了拐点，甚至出现了严重的“狗腿”，生产时抽油杆的受力状况变得非常复杂，抽油杆柱在定向井中承受循环应力，弯曲应力和旋转扭矩的工况远远大于直井。
抽油杆故障中抽油杆断裂仍然是主要的制约因素。抽油杆断裂位置集中在井口以下800～1600 m之间，一般都是Φ19的防磨杆距接头10～20 cm处断裂，抽油杆断头照片（见图4）。
原因分析：（1）井身结构，造斜断和降斜断方位角和井斜角变化大，800～1500 m抽油杆处处于狗腿度、井斜变化较大的井段，受到的剪切应力较大。
（2）杆柱材质问题，抽油杆接箍处在生产时经过热处理，脆性较大，并且接箍段是一个应力过渡带，在造斜段和降斜段弯曲应力作用下，一旦达到它的疲劳极限，就会频繁发生杆断。
（3）油井结蜡，由于加药及热洗不及时导致结蜡载荷上升，最终导致抽油杆拉断。
3 配套工艺技术应用效果分析
3.1 泵专项治理
3.1.1 双固定阀尔球座 对频繁漏失井采取井筒清洁，同时推广使用双固定阀尔球座。共计使用双固定阀尔球座11套，效果（见表1）。
表1 双固定阀尔球座使用效果对比表
3.1.2 陶瓷阀尔 对腐蚀严重井推广使用陶瓷阀尔球座，减少因阀尔球座腐蚀造成的泵漏失。共计使用陶瓷阀尔7套。检泵周期延长93 d，防腐效果较好。
3.1.3 上提泵挂，避开大井斜段 对泵筒偏磨严重的油井，采取上提泵挂避开大井斜段，同时做好扶正工作，减轻因大井斜造成的泵筒偏磨。
3.2 防杆断治理
3.2.1 推广使用HL级抽油杆 对D级杆断井采取更换HL级抽油杆，提高抽油杆强度，减低因载荷上升造成的油井杆断。取得了较好的效果，（见表2、表3）。
表2 D级杆与HL级杆性能对比表
表3 HL级抽油杆使用效果统计表
3.2.2 加强油井日常加药管理 结合数字化平台，采用视频监督加药管理模式，保障加药计划的执行，防止因现场加药执行不到位造成油井蜡卡。
3.2.3 对疲劳杆柱采取整井更换措施 对杆断频繁井进行多次治理效果不明显的，采取整井更换措施，减少因杆断造成的油井检泵。
安161-43（3月）频繁杆断2次，采取全井更换抽油杆，截止目前为发生杆断，检泵周期延长200 d。
安175-21（11月）频繁杆断2次，采取全井更换抽油杆，由于更换时间断，目前效果正在跟踪。
3.3 结蜡治理
3.3.1 温控短路热洗装置 温控短路热洗清蜡技术是常规热洗清蜡技术的发展和完善，该工艺采用温控热洗阀和温控封隔器配套将油井结蜡段和非结蜡段分开，热洗时，热液从环套注入，当温度达到设定值（56～60℃）时，温控封隔器膨胀密封油套环空，热洗阀打开，热液进入结蜡段，形成短路循环，集中对结蜡段进行热洗，因此能提高热洗效率和效果，效果（见表4）。
表4 温控短路热洗装置效果统计表
3.3.2 固体防蜡器 对结蜡加药效果不好的油井，采取下入井下固体防蜡器，将化学药品注塑成圆环型，放入钢制的工作筒中，接在花管以上泵以下。当油流通过时，药性缓慢释放起到防蜡作用。该工艺主要适用于隔采井和加药不方便的边远探井。共计使用8套，效果（见表5），有效防止了油井的结蜡。
表5 固体防蜡器使用效果统计表
3.4 结垢治理
对结垢严重井采取配套井下固体阻垢器，提高阻垢效果，共计使用井下固体阻垢器7套，效果（见表6）。
表6 固体阻垢器使用效果统计表
3.5 防磨治理
（1）通过定向井杆柱组合优化软件，建立油井井身结构的三维模型，对完善杆柱的配套工具提供了可靠而又直观的依据，2011年共计实施杆柱组合优化10井次。
（2）试验内涂层防偏磨油管，新型防偏磨耐蚀内涂层油管是采用具有自润滑、高抗磨和超强耐蚀等性能的涂料涂敷生产，可以显著增加油管内壁的耐磨损和抗腐蚀性能。该涂料的各项检测技术指标均达到或超过了国家标准规定要求，具体检测结果（见表7）。
表7 内涂层涂料各项检测技术指标统计表
2011年12月对胡154区块安169-32、安162-46、安156-50三口油井实施重点偏磨段更换共计195根，效果有待进一步跟踪。
3.6 防腐治理
（1）对光杆腐蚀问题，引进AOC合金光杆，解决了光杆腐蚀造成的井口漏失问题，目前更换220口井，光杆腐蚀周期由原来的67 d延长到196 d，目前仍有效。
（2）推广MH-46缓蚀剂。对腐蚀严重井采取套管口投加MH-46缓蚀剂，有效缓解了油井腐蚀问题。
安163-31油井于2011年7月开始投加MH-46缓蚀剂，投加半年时间检泵发现油井腐蚀得到有效缓解，加药效果明显。
通过以上几类配套工艺技术的应用，2011年胡154区块的油井检泵周期由年初的528 d延长到542 d，说明是适合于胡154区块开发的配套工艺技术，但是随着油田开发的深入，需要不断创新，改进完善各种配套工艺技术。
4 结论
（1）综合应用配套技术是延长检泵周期的根本。延长油井检泵周期是一个系统的工程，某一环节的工作做好了,可能对延长油井免修期所起的作用不大,但是,如果某一环节的工作做不好,肯定会影响油井免修期,所以,延长油井免修期工作要系统考虑。
（2）完善的管理制度是延长油水井免修期的重要保障。在油田生产过程中，根据实际需要，制定行之有效的配套管理制度，并大力落实，发挥其作用。
（3）延长免修期一项长期持续的工作,需要在生产实践中不断进行总结,优化出既经济又适合本地区特点的配套工艺系列技术。
（4）加强日常生产管理是减少无功低效作业的必要手段，加强日常生产管理减少无效作业体现在两个方面：一是加强井筒管理，随时掌握油井的生产状况，适时实施油井小措施，能有效避免盲目修井；二是加强井下作业管理，严格执行监督管理，减少无功低效作业井次，避免不必要的成本浪费。
（5）为保证入井管杆泵能够合格，需加强管杆泵采购、检修的验收工作，首先对现用的管杆泵厂家质量进行评估，确保进货质量，并对每一批采购的管杆泵进行抽样检查。其次，对深井泵的回收、检修、发放的程序管理，提高检泵技术水平，从而确保检泵质量。
[1] 李灵芝，潘新军，钱忆春，徐俊，丁院平.油井结蜡相关因素分析和清防蜡对策[J] .小型油气藏，2004，9（2）:47-51.
[2] 周鹤法，张晓东，张强.D级抽油杆用20CrMo钢疲劳试验[J] .石油机械，1996，24（4）:27-29.
TE258
A
1673-5285（2012）03-0056-04
2012－01-21
唐伟，助理工程师，现在长庆油田第六采油厂从事油田采油工艺研究工作，邮箱tangw_cq@petrochina.com.cn。
