应用成熟技术延长低产低渗透油田抽油机井检泵周期

2013-09-07吴载全代志华

石油工业技术监督 2013年10期

吴载全张艳代志华

中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂工程技术大队（黑龙江大庆 163853）

低产低渗透油田地层能量低、供液能力差、单井产量低。抽油机井生产时，流体流速慢甚至间歇出油，携带杂质能力差，从井内流出的泥砂易沉积在抽油泵内，造成卡泵、漏失、断脱等机械事故。为了使油井恢复正常生产，需要对发生事故的井进行作业，每2次作业的时间间隔称为油井检泵周期。检泵周期越长油井生产产生的效益越高；反之，不但增加作业成本，而且作业过程会污染油层、影响原油产量。有针对性的采取措施，改进日常洗井方法，优化扶正器位置和数量，下冲砂管柱清理泥砂，实施间歇采油等技术，预防和治理检泵作业，延长检泵周期。

1 应用成熟技术延长检泵周期

1.1 改进洗井方法治理卡泵

洗井是在地面向井筒内打入具有一定性质的洗井工作液，把井壁和油管上的结蜡、死油、铁锈、杂质等脏物混到洗井工作液中带到地面的施工[1]。洗井也是抽油机井解卡的传统方法之一。一般采用反洗井方式，用泵车加压，把洗井液从套管打入，经过筛管冲洗抽油泵，最后从油管流出，完成一个循环。经过长时间冲刷、冲洗抽油泵内的泥砂，达到管柱解卡的目的。但这种传统的洗井方法在洗井时活塞在泵筒内阻碍泥砂流动，导致解卡成功率不高。

为了提高洗井解卡成功率，对洗井方法进行了改进。

改进一:把活塞提出泵筒。根据管柱结构和抽油泵原理，用提升设备上提抽油杆柱，把活塞提出泵筒，让活塞与泵筒分离，使卡泵的泥砂等杂物，落到泵底，然后洗井。这样，即能冲出卡泵物质，又有利于冲洗活塞表面和泵筒内壁。

改进二:洗井液由清水改为热泡沫洗井液。原油含蜡，尤其是稠油井，在低温情况下，蜡分子结晶析出成固体，增加抽油杆柱与油管的摩擦力，达到一定程度，抽油杆柱就会出现蜡卡现象。以往蜡卡洗井采用的洗井液为清水，靠高温清水溶解蜡分子。但低产低渗透油田井深，洗井液温度降低速度快，对于结蜡严重的井，无法完全溶解，所以导致蜡卡洗井成功率低。为了提高蜡卡洗井成功率，根据原油特点，在清水中加入热泡沫化学药剂。热泡沫具有亲油的性能，蜡分子与热泡沫分子结合在一起，可以形成乳浊液，而且热泡沫还具有抑制黏土膨胀的特性，利用该物质洗井，既可提高携砂能力，又能保护油层。通过试验还摸索了用热泡沫洗井的方法:先用小排量从套管灌入高温热泡沫洗井液，依靠洗井液的高温物理作用和热泡沫分子与蜡分子的化学作用，充分溶解蜡分子，解卡抽油杆柱；然后，加大排量连续冲洗，实现解卡、冲洗管柱的双重目的，延长检泵周期。

经过以上2种改进，现场试验61口井，成功解卡42口井，解卡成功率由33.6%提高到68.9%。

1.2 随作业探砂面、冲砂预防卡泵

低产低渗透油田绝大部分井需要压裂改造，甚至重复压裂，达到增油上产的目的。进入地层的压裂砂，在闭合力的作用下，相对固定在油层内，但随油井生产，在油流的携带及地层压力的推动下，部分压裂砂流入井内；也有的油田由于地层胶结不好，地层砂也会流入井内，带来卡泵隐患。于是借检泵作业时机，加深管柱探砂面，及时清理井内泥砂，预防卡泵。

冲砂就是用高速流动的液体将井底砂子冲散，并利用循环上返的液流将冲散的砂子带到地面的工艺过程[2]。

保证将砂子带出地面的条件是[2]:

式中:vt—冲砂液上升速度，m/s;

vd—砂子在静止冲砂液的自由下沉速度，m/s。

冲砂所需要的最低排量是[2]:

式中:Qmin—冲砂要求的最低排量，m3/h；

A—冲砂液上返流动截面积，m2；

vmin—保证冲砂上返地面所需要最低流动速度，m/s。

冲砂后，砂子清除井内，改变了抽油泵工作环境，减少了卡泵机会。现场试验47口，随日常维护作业而加深原井管柱探砂面冲砂井的卡泵比率降低了29%，使检泵周期延长103d。

1.3 实施间抽采油降低抽油泵漏失比率

低产低渗透油田由于供液能力差，部分井间歇出油，抽油泵低沉没度运行，加速活塞磨损，造成抽油泵漏失。针对供液不足井在保证产量不降的情况下实施间歇采油。抽油机井供液不足的原因是抽油能力大于地层供给能力，在地层供给一定的情况下，调整抽油泵的抽油能力。调整的方法是减少抽油泵工作时间，达到供采协调，减少抽油泵的低沉没度的运行时间，延长检泵周期。为制定合理的开关井时间，通过连续液面监测仪，时时监测动液面变化，绘制液面变化曲线，根据液面变化制定间歇周期，并开展现场试验。

试验井基本情况如下:泵深为1062m，沉没度49m，日产液2.6t，日产油0.9t。通过示功图分析供液能力差，实施间歇采油，开始间抽制度为开18h关6h。关井恢复液面开始监测液面变化，关井6h液面由1040m恢复到930m，在开井18h中仅5.2h液面由930m又抽到1040m，12.8h液面不变处于低沉没度运行状态。针对这一情况对开关井时间施行调整，调整为开16h关8h，同样的监测，发现低沉没度运行时间为10.2h，继续调整直至将制度定为开12h关12h，消除了低沉没度运行。具体的执行情况见表 1。

通过该方法制定的间歇周期已经实施50口井，大大减少了因沉没度低造成活塞漏失井，与2012年同期对比减少漏失7口井，而且单井平均节约耗电32%。

1.4 优化扶正器位置和数量，减少抽油杆磨断磨脱比率

抽油机井管柱结构为:抽油杆+油管+抽油泵+筛管+丝堵。该管柱工作原理是:抽油机带动抽油杆柱，上下往复运动，抽油泵把原油抽到地面。低产低渗透油田井深，抽油杆下行时，中心点至活塞部分，杆柱受压而弯曲，发生偏磨，致使抽油杆磨断磨脱，而减少磨损的有效方法就是安装扶正器。

为了确保安装的扶正器能够有效的起到预防偏磨的作用，对扶正器的安装位置及数量进行了优化。

在直井上，通过计算得出抽油杆的中心点的位置，中心点以下为偏磨井段，在每根抽油杆上安装1个扶正器；在斜井上，利用井斜数据，模拟井眼轨迹，建立抽油杆柱空间三维力学平衡方程，计算出从井口到柱塞各个位置的受力和形变情况。根据模拟出的抽油杆变形情况，在不同位置安装不同数量的扶正器，实现了定向井扶正器个性化设计，表2为某斜井扶正器优化实例。量进行了优化，与去年同期对比减少抽油杆偏磨9口井，检泵周期延长了89d。