江汉油田浅层水平井螺杆泵举升工艺技术探讨

杨延红

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江433123）

江汉油区目前有水平井61口，开井55口，其中，油藏埋深在1 500 m左右的浅层水平井3口：王3平2、钟112平2、丫平1，三口井日均产液量9.0 t，日均产油量3.8 t，综合含水52.3%，平均下泵深度1 220 m，动液面1 178 m，平均水平段长度130 m，均采用游梁式抽油机生产。

1 浅层水平井面临的主要问题

1）低液量稠油井运行成本高，管理难度大。如已投产的钟112平2井每天需投加降粘剂降低原油粘度，以保障抽油杆顺利下行；而当原油粘度达到一定程度时，还需采用蒸汽吞吐或掺稀生产来降低原油粘度。如新井钟100斜－1原油粘度1 291 mpa.s，日产液仅3方，为保证油井生产，每天加降粘剂1 kg，地面配套掺水泵掺输10方，井筒掺水2方，同时需定期采用罐车从地面挤热油进吞吐，后期运行成本高、工作量大。

2）稠油井采用抽油机举升耗电量大、系统效率低。对比胜利油井和江汉油区采用抽油机与螺杆泵两种不同的举升方式，抽油机举升耗电量是螺杆泵举升的2.9倍，而系统效率仅为螺杆泵的55%。

3）中高含水期油井出砂严重，免修期短。江汉采油厂每年出砂检泵占维护作业总井次的1／2，有杆泵出砂已成为油井作业的首要失效原因。近两年通过携砂、清砂技术的不断攻关，取得一定的效果，但出砂仍是制约油井连续生产的主要问题。如东1－2井工作48天砂卡，钟70－20 CZ因砂导致砂卡堵，平均检泵周期为71天。

4）游梁式抽油机占地面积大，噪音大，对地处村庄、偏远位置的油井适应能力差。这类油井由于地理环境的影响，地面设备偷盗严重。

针对江汉油区浅层水平井斜度大、油稠，以及高含水期出现的出砂等问题，有必要进行举升工艺的转型研究，最终形成适合这类油井的开发工艺配套模式，提高单井产能，减少后期运行管理难度。

2 浅层水平井举升技术分析

2.1 国内其它油田浅层水平井举升情况调研

目前，国内浅层水平井多采用有杆泵和地面驱动螺杆泵两种抽汲方式。

2.1.1 浅层水平井游梁式抽油机有杆泵举升技术

河南油田在浅层超稠油水平井采用了有杆泵配套抽稠泵或水平泵的措施：该油田针对不同的井斜角，配套采用了抽稠泵、偏心抽稠泵、水平泵等三种不同类型抽油泵（见表1），水平井平均沉没度为100 m～200 m。如楼8平3井，设计最大下泵深度520 m，泵所在井斜角68°，全角变化率为0.21°／m，并配套了专用抽油杆扶正器短节、灌铅加重杆，取得了良好的效果。

表1 稠油水平井配套抽油泵类型

2.1.2 浅层水平井地面驱动螺杆泵举升技术

吉林、冀东、胜利、大庆等油田先后都在浅层水平井中试验应用地面驱动螺杆泵采油技术，并形成了以控制实钻井眼轨迹为基础，以减阻、扶正和防磨为核心的配套技术。

吉林油田浅层水平井平均埋深400 m～600 m，井斜角为25°～60°，全角变化率可达 （8°～15°）／30 m，具有斜井段长度大、全角变化率大等特点。扶平1井是吉林油田第一口浅层水平井，螺杆泵下深440米，井斜角60°，正常生产达7个月。为保证油井生产，主要采取的防偏磨配套技术有：3〃玻璃衬里油管、碳纤维材质扶正器及较高排量螺杆泵，低转速生产（80转）。在扶平1井成功举升的基础上，又在扶平2等23口浅层水平井应用了螺杆泵，平均免修期273天，取得了良好的开采效果（见表2）。

表2 扶余油田浅层水平井螺杆泵应用情况

大庆油田在水驱、聚驱等多种驱动类型油藏中应用了螺杆泵（见表3），逐步完善形成了从GLB40－42到GLB2000－12的大中小系列螺杆泵，排量范围（2～241）方／天，扬程500 m～1 800 m，油井平均检泵周期为550天，同时，针对常规实心转子螺杆泵暴露出的热洗清蜡困难、测试和抽油杆柱脱扣等问题，开发研制了等壁厚空心转子和直通式空心转子结构的空心转子螺杆泵，达到了经济、高效开采的目的。

胜利、纯梁等油田在含砂稠油冷采工艺中采用螺杆泵，下泵深度800 m，下泵位置井斜50°。同时冀东、胜利等油田为减缓螺杆泵偏磨，在井斜角30°的油井配套了多功能旋转式抽油杆扶正器短节、抽油杆万向短节等技术。

目前，影响螺杆泵应用的关键问题抽油杆传递扭矩大、杆管偏磨和橡胶的耐高温、耐磨性能低。因此，国内螺杆泵的研究方向是开发新胶种，并探索新型螺杆泵：如采用等壁厚定子螺杆泵缩短泵的长度，减小扭矩和功率；采用插入式螺杆泵在大套管中不提管柱检泵，降低检泵费用；采用新型橡胶提高耐高温、耐砂性能；采用双螺杆泵适应高转速、大排量、高含砂油井需要等等，随着螺杆泵泵型的系列化和配套技术的日趋完善，在聚合物驱井、大排量井、出砂井及斜井中的应用均见到了良好效果，使用规模逐渐扩大，已成为油田高含水后期首选的举升设备之一。

上述调研表明，螺杆泵可在井斜角60°以内、井深1 800 m以内、排量 （2～200）m3／d的油井工作，同时应配套采用防偏磨技术，提高螺杆泵的工作性能。

表3 大庆油田螺杆泵生产情况统计

2.2 江汉油区浅层水平井地面驱动螺杆泵举升技术可行性分析

以下从前期投入、运行成本、工况适应性等三方面对游梁式抽油机和螺杆泵这两种举升工艺进行对比分析。

2.2.1 一次性投资费用

以井深在1 500 m以内的油井配套设备为例，有杆泵与螺杆泵一次性投资对比（见表4）。表4中，投产时，采用抽油机生产比螺杆泵高出9万元～12.8万元。

表4 有杆泵与螺杆泵一次性投资对比

2.2.2 运行费用

包括日常耗电量及日常维护及作业费用。

以习2－7－9井为例（见表5）。该井2000年6月17日作业时发现尾管砂堵由抽稠泵改为螺杆泵，2000年到2012年12年间因腐蚀换螺杆泵4台，螺杆泵平均使用周期达1 090天，而采用抽稠泵时每次检泵都需更换。同时，其耗电量是采用有杆泵时的1／3。

表5 习2－7－9两种举升方式对比

新斜1311井耗电量的情况同样体现了螺杆泵节能的优点（见表6）。

表6 新斜1311两种举升方式对比

同时，螺杆泵井由于地面零部件少，日常的维修保养工作量极小，成本低。

2.2.3 工况适应性对比分析

从适应原油物性特点及系统效率等方面对两种举升技术进行了对比分析：

1）粘度。螺杆泵适应于粘度变化范围较大的井，可举升稠油。通常，螺杆泵可直接举升粘度8 000 mP·s（50℃）以下的各种含原油流体；江汉油区浅层稠油水平井粘度在 （100～1 000）mP·s，对于粘度达900 mP·s（50℃）以上的稠油，有杆泵需配套掺稀或热油吞吐，配套工作量大。

2）出砂。螺杆泵适应于高含砂井，一般情况下，可用于含砂量在5%以内的油井；而当油井含砂量大于1%时，采杆泵砂卡堵井次激增。

3）螺杆泵体积小，噪音小，对靠近村庄、老乡干扰大、偏远地区适应性更强，对于板1平1、丫平1等井更为适合。

4）螺杆泵系统效率高（见表7）。

表7 两种举升方式系统效率对比表

5）螺杆泵采油允许井口有较高的回压。偏远油井由于距离远，井口回压较高，特点在冬季，常在1.0 MPa以上，采用有杆泵举升时，需定期热洗车扫线，增加成本及工作量，而采取螺杆泵，井口回压可控制在1.5 MPa以内或更高，因此对边远井集输更有利。

6）泵所下深度及防偏磨要求。

下泵深度：江汉油区浅层水平井在1 500 m以内，国内螺杆泵厂家完全可满足此要求。

防偏磨：螺杆泵在水平井所受到的最大限制是井斜角过大导致抽油杆断脱。因此，如何配套螺杆泵防偏磨配套是先期实验的重点。扶平1油井下泵所在井斜角为60°，其配套的3"玻璃衬里油管、碳纤维材质扶正器及较高排量螺杆泵，低转速生产的运行模式值得我们借鉴、采纳，并在实践中不断摸索，以延长油井免修期。

综述，螺杆泵具有地面设备简单，一次性投资少，泵效和系统效率较高的优点，适于高粘度、出砂浅层水平井生产（见表8）。

表8 两种举升方式经济及适应性对比表

3 江汉油区浅层水平井螺杆泵举升配套技术

综合考虑各种因素，根据江汉油区浅层水平井油稠、斜度大、产能低的实际状况，螺杆泵在大斜度段应重点配套防偏磨措施：一方面井下采用专用抽油杆、扶正短节，地面配套无级变频装置，减缓杆的磨损断脱；另一方面，采用高排量、低转速的运行方式，油井沉没度控制在100米以上，提高使用寿命。

3.1 地面配套螺杆泵变频自动控制装置

螺杆泵在生产中易出现的问题之一是杆断，主要原因是：启动时，转速瞬间提高，抽油杆产生很大的惯性扭矩，导致抽油杆承受的扭矩大于抽油杆的额定扭矩，抽油杆拧断；停机时，抽油杆的扭矩载荷瞬时释放，导致光杆快速倒转，造成抽油杆脱扣。此外，为保证一定的沉没度，还需通过更换传动皮带轮来改变生产参数，给生产带来不便。因此，有必要在地面配套螺杆泵变频自动控制装置解决以上问题。

该装置包括转速－扭矩传感器、调节器、变频控制系统三部分。通过调节控制电机转速实现对地面驱动螺杆泵转速、扭矩的在线自动控制。当螺杆泵的光杆扭矩远低于设定扭矩M时，变频装置将自动的提高螺杆泵转速；当光杆承受的实际扭矩远超过设定值M时，变频装置自动将螺杆泵转速减小，使螺杆泵安全、高效地生产。

同时，该自动控制系统具有的软启动、软停机功能对防止杆断及脱扣起到的有效的抑制作用。软启动功能可延长启动时间，减小惯性扭矩，避免抽油杆因瞬间扭矩过大而拧断。变频器的软启动时间一般设定为60 s～120 s，在工频状态下，螺杆泵启抽时，杆柱约在0.5 s达到正常转速，设定软启动时间后，变频器的软启动时间比工频状态延长了10多倍，抽油杆的惯性扭矩相应地减少到原来的l% ～0.5% ，有效地防止了抽油杆扭断。

软停机功能可以延长停机时间，使抽油杆扭矩缓慢释放，避免抽油杆扭矩因抽油杆急剧倒转被释放而导致抽油杆脱。变频器的软停机时间一般设为60 s～200 s，软停机过程中，电机的速度在设定的停机时间内缓慢地降低，直到停机，这样有效地防止了抽油杆反向急速旋转所造成的抽油杆脱扣。

3.2 螺杆泵专用抽油杆及井下扶正防偏磨技术

抽油杆在工作时受拉、压、扭、磨损等影响，尤其在水平井中，抽油杆在油管内旋转，由于离心力及惯性力作用产生振动和弯曲，以及杆管在斜井段的磨损，抽油杆井下工况更为恶劣，因此使用专用抽油杆并配套扶正技术是保障油井生产的关键，螺杆泵常用抽油杆有：用于小排量螺杆泵井的D级和H级普通实心和空心抽油杆、用于中小排量井的锥螺纹抽油杆、用于中高排量的插接式抽油杆。螺杆泵井选择抽油杆时，应主要考虑其抗扭能力。

在斜度较大井段可采用自磨式抽油杆扶正短节。它由外环和内环构成，外环与油管接触，内环固定在驱动杆上，这样就将驱动杆与油管之间的摩擦转变为自磨式扶正器外环和内环之间的摩擦，从根本上改善螺杆泵井大斜度井段杆管磨损；同时，为防止杆柱憋劲，还在井斜变化率较大井段的驱动杆上装上柔性调节器，可上下或左右摆动5度 ，根据井斜变化调节方向。

江汉油区浅层水平井建议采用专用抽油杆配套自磨式杆扶正器，并在大斜度段采用万向接头。

3.3 螺杆抽油泵配套

江汉油区浅层水平井具有油稠、斜度大、泵挂深度小等特点，部分油井含硫，因此，应配套小排量螺杆泵、低转速生产。一方面可选择GLB系列螺杆泵，另一方面可选用PCM螺杆泵。玉门、鸭儿峡、瑜林等油田在泵深2 000 m左右的稠油、出砂井采用了PCM螺杆泵，这种螺杆泵突破了以往下泵深度在1 500 m以内的限制，适用于含CO2≤12%、H2S≤3%、原油含砂量 ≤20%、原油粘度 ＜13 000 mPa·s的油井。

4 建议及认识

1）浅层稠油、出砂水平井采用螺杆泵相比有杆泵系统效率高、投入少，后期生产配套简单、运行费用低，先期试验有待开展。

2）螺杆泵下入大斜度段后的偏磨问题是限制螺杆泵生产的难点，江汉油区目前螺杆泵下入井斜角在30度以内，相比扶余、大庆油田的螺杆泵下入斜度还有较大差距，建议引进配套螺杆泵专用杆、扶正短节、变频器，完善螺杆泵防偏磨配套，形成适合江汉油区大斜度段的螺杆泵举升技术。

［1］周勇.变频调速地面驱动螺杆泵稠油开采技术［J］，断块油气田，2002，9（5）：57－60.

［2］李兴科，王锋，于国栋.浅层定向井螺杆泵举升工艺研究［J］，石油学报，2005，26（3）：118－122.