河南油田躺井原因分析及控制措施研究

朱振平

(中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏 474780)

范民

(中石化河南油田分公司第二采油厂，河南 唐河 473400)

李军

(中石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南 南阳 473132)

田红燕，陈绍江，郑壮，袁伟，袁结连

河南油田躺井原因分析及控制措施研究

朱振平

(中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏 474780)

范民

(中石化河南油田分公司第二采油厂，河南 唐河 473400)

李军

(中石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南 南阳 473132)

田红燕，陈绍江，郑壮，袁伟，袁结连

(中石化河南油田分公司第一采油厂， 河南 桐柏 474780)

[摘要]受井斜、高含水、聚驱、工具质量和地层等因素影响，管杆偏磨和腐蚀结垢现象加剧，造成躺井井次逐年增加，严重影响了油田生产。为此，从管、杆偏磨，抽油泵故障以及地层因素这3个方面对河南油田第一采油厂躺井原因进行了系统分析，结合生产实际从偏磨治理(包括实施杆径统一、使用油管锚定或尾管加重技术、合理使用防磨器或铸塑杆、通过杆柱力学分析调整杆柱组合、聚驱井全井扶正、优化抽吸参数、采用抽油杆旋转、简化机堵井管柱等8个方面)、改进抽油泵结构(包括脱节器和活塞凡尔罩的改进)、地层因素躺井治理(包括腐蚀结垢和出砂井治理)对躺井控制措施进行了研究，并针对不同井况及井下管柱特点采取相应措施进行了治理，效果显著。

[关键词]河南油田；躺井原因；控制措施

在原油生产过程中，躺井不仅影响原油产量，还会增加作业成本，严重影响油田正常生产。受井斜、高含水、聚驱、工具质量和地层等因素影响，河南油田分公司第一采油厂的管杆偏磨和腐蚀结垢现象加剧，造成躺井井次逐年增加。为了有效控制躺井井次，减少躺井造成的损失，对油井躺井原因进行了系统分析，并结合生产实际对躺井控制措施进行了研究和应用。

1躺井原因分析

2011~2013年共躺井1911井次，躺井率48.92%，其中偏磨躺井472井次，占总躺井数的24.7%；管、杆、泵造成躺井526井次，占总躺井数的27.5%，地层因素造成躺井391井次，占总躺井数的20.5%。管杆偏磨、泵、地层因素是近几年躺井的主要原因。

1.1管、杆偏磨

引起抽油机井管、杆偏磨的因素很多，具体某井的偏磨可能是一种或多种因素所致，不同的井况，某种因素的影响严重程度也不同。分析其原因有：①井斜引起管、杆偏磨；②封隔器坐封引起管杆偏磨；③高含水率引起管杆偏磨；④聚驱引起管杆磨损。除上述原因外，杆柱失稳、管杆材质、冲程冲次、出砂、结蜡等都将不同程度的造成抽油杆、油管的磨损。

1.2抽油泵故障

2011~2013年抽油泵故障躺井222井次，平均免修期420d，其中普通泵躺井210井次，平均免修期426d，螺杆泵躺井12井次，平均免修期325d。普通泵躺井原因主要为：固定凡尔刺漏、活塞断脱、脱节器问题和活塞液流通道变形。分析其原因有：①脱节器问题；②活塞液流通道变形，影响出液；③活塞断脱。

1.3地层因素

2011~2013年地层因素躺井391井次，占总数的20.5%，原因为结垢、腐蚀、结蜡、出砂。抽油杆、油管结垢后，将增加上行负荷，使抽油杆受力状况恶化，增加躺井。如南79-平8井2011年1月11日补孔后下新杆完井，2011年4月5日杆断，免修期84d，第116根3/4in杆本体断，管杆结垢、腐蚀，在抽吸参数不变情况下，最大负荷从2月8日的69.01kN上升至3月7日83.9kN。

2控制措施

2.1偏磨治理

1)实施杆径统一目前常用的杆柱优化组合设计中，采用的都是API标准中的“杆柱等强度”设计。这样的杆柱设计方案，杆柱组合都是上粗下细。但研究表明，越是杆柱下部，杆柱悬重越小，法向力的影响越大，偏磨程度越严重。因此在满足抽汲负荷条件下，首先保证尽量避免杆柱上粗下细，且尽量使用大直径杆。聚驱杆柱设计优先采用单级组合，上下统一杆径，减小法向力。在下泵深度不能满足单一杆径条件时，采取“优化底部加重，避免使用三级组合”的方法。

2)使用油管锚定或尾管加重技术对于因水驱油藏杆柱失稳造成杆柱偏磨井，采取油管锚定和尾管加重技术，可避免杆柱失稳，减缓偏磨。油管锚定即在泵上下入油管锚定器固定油管，避免了上冲程时泵上油管受压弯曲导致的杆柱上行磨损，同时在作业时进行泄油，减少地面污染和减少冲程损失，提高泵效的作用；尾管加重即增加泵下尾管长度，使泵上油管所受的预拉力增加，以免在上冲程时泵上油管受压弯曲导致管杆接触磨损，一般尾管长度选择200～300m。如采用传重式加重杆，可以将所有加重块重量全部传递到底部，保证整个抽油杆柱基本处于受拉状态，减少下部屈曲的抽油杆对油管的正压力。

对于管杆失稳井，2014年采用管柱锚定、尾管加重和杆柱优化组合，减少了生产过程中由于管柱蠕动造成的偏磨加剧，主要实施油管锚定102井次，尾管加重实施68井次，偏磨周期由286d到567d，延长281d。

3)合理使用防磨器或铸塑杆合理使用扶正防磨器或铸塑杆，可以减少井眼轨迹造成的偏磨，起到扶正抽油杆作用，避免抽油杆接箍及本体直接与油管内壁接触产生摩擦，能有效减缓抽油杆与油管磨损。目前主要应用接箍固定式尼龙扶正防磨器，防磨效果较好，但要注意尼龙扶正防磨器下井时要求精确配长，让防磨器在整个上下冲程内尽量避开油管接箍，否则尼龙扶正防磨器易被油管连接处长期刮挂剥蚀，磨损加速，并且剥落的碎屑易在地面堵塞单流阀，中途停井时有可能造成泵卡等。铸塑杆主要是在普通抽油杆上增加3个铸塑块，因铸塑块外径大于抽油杆，在抽吸过程中铸塑块与油管接触，可减缓抽油杆磨损，延长检泵周期。

4)通过杆柱力学分析调整杆柱组合通过井下杆柱力学分析看出偏磨主要出现在下冲程，杆柱推动柱塞下行时，抽油杆柱受到下行阻力的影响，克服下行阻力，中和点以下发生弯曲后接触油管壁，产生侧向力，使杆管相互磨损，对易磨损部分有针对性调整杆柱组合，可以起到显著成效。

5)聚驱井全井扶正因为聚驱井采出液具有一定的弹性，井下杆柱除了受轴向力外还受侧向力的影响，聚驱中法向力存在全井，因此全井抽油杆柱不能只在偏磨段上下扶正，否则易造成因为部分扶正后，偏磨受力发生改变，偏磨段转移；或者加装工具后杆柱因弹簧效应，弯曲井段、弯曲幅度发生改变，容易造成偏磨段转移、偏磨程度的严重化，影响治理效果。所以聚驱偏磨油井需要采取全井扶正的措施，在保证消除法向力作用的同时，增加杆柱抗失稳能力，保证杆柱的抗弯曲，减少杆断的几率。目前现场采用统一杆径+全井扶正+井口旋转技术用以减少抽油杆偏心度，以降低或消除抽油杆的弯曲，减少偏磨。2014年进行聚驱偏磨治理58井次，同比降低36井次。

6)优化抽吸参数在满足油田地质开发要求的前提下，尽量采用长冲程、低冲次。长冲程、低冲次可以增加油管与抽油杆的磨损面积，减少摩擦次数，使磨损均匀，有利于延长抽油杆的使用寿命，同时对沉没度大于300m的抽油机井进行上提泵挂，减小上冲程过程进液压力过高造成对杆柱的上顶弯曲，减少管杆接触磨损面积，也减轻抽油机负荷，管杆间的正压力也随着减小，使磨损大大减轻。2014年换大泵降冲次实施26井次，平均冲次由6.02次/min降到4.83次/min，偏磨躺井率由25.9%降到18.75%。

7)采用抽油杆旋转对于偏磨十分严重的井，使用抽油杆自动旋转装置，可以提高防偏磨效果。在抽油杆安装自动旋转装置，使抽油杆均匀磨损，防止管杆在同一方向上重复摩擦造成偏磨，可有效减轻偏磨的危害，延长抽油井正常生产时间，同时也有效防止抽油杆脱扣。

8)简化机堵井管柱简化生产管柱，使堵水管柱与生产管柱分开，有利于减小杆、管接触，防止偏磨。封上采下或封中间采两头的井使用Y441+Y341丢手封封堵非生产层层位；封堵底水井采用打可取式、可钻式桥塞简化管柱，使完井生产管柱不带封，避免坐封造成管柱弯曲增加偏磨。

2.2改进抽油泵结构

1)脱节器的改进脱节器是连接抽油杆和柱塞的关键部位，尤其是在聚驱聚合物浓度不断上升的情况下，对材质的要求更高，首先，通过改进热处理工艺使脱节器具有足够刚度和硬度的同时，又具有足够的塑性和韧性；其次对脱节器的加工质量和精度方面进行提高，释放接头矛杆采用胶粘，打稳钉进行固定。

2)活塞凡尔罩的改进与老式凡尔罩结构比较，改进后的出油凡尔罩出油孔内径增大了1mm，最大孔距30mm，比老式结构增大了7mm，大于凡尔球的直径2mm，解决了凡尔球堵塞出油孔的问题。2014年改进后未发现因凡尔罩变形影响出液检泵的作业。

2.3地层因素躺井治理

1)腐蚀结垢治理针对因腐蚀、结垢造成躺井的，及时取样进行化验分析，生产过程中采取在套管定期加入缓蚀剂或阻垢剂，延缓腐蚀和结垢速率。

对于部分难治理井，下入内衬油管，减少腐蚀、偏磨。内衬油管是在普通油管内衬一层超高分子量聚乙烯材料，采用专用技术使衬管与钢制油管紧贴在一起，形成“管中管”结构，内衬油管不仅可以解决油管偏磨、腐蚀、结蜡等难题，同时由于其摩擦系数较低，还可降低油井光杆负荷、抽油杆柱底部应力，延长抽油杆柱的寿命。2014年先后在88口井投入内衬油管，平均免修期从163d延长至474d。

2)出砂井治理近年来，随着含水的升高，部分井高液量生产，加上长时间注水冲刷，造成出砂井越来越多，因砂卡造成躺井的井也在逐年增加。目前，在出砂井主要通过下入沉砂器进行治理，当液体通过沉砂器时造成旋流，依靠密度差异，产生不同离心力，实现液、砂分离，砂分离后排到尾管，液体通过泵抽出地面，避免了砂粒进入泵筒，造成井卡。

3应用效果

2014年，针对不同井况及井下管柱特点采取相应措施进行了治理，全厂躺井648井次，躺井率45.51%，对比2013年分别减少20井次，下降3.64%。其中偏磨躺井152井次，同比减少井次7井次，抽油泵躺井87井次，同比减少11井次(抽油泵活塞改进后未出现液量通道受阻进行作业)，地层因素躺井130井次，同比减少25井次。

4结论

1)抽油井井油管、抽油杆的偏磨重要原因是由井斜、封隔器坐封导致泵上油管弯曲、产出液含水率高等因素引起。

2)简化生产管柱、增加泵下尾管长度、下防磨器、下铸塑杆、下油管锚、优化参数等能有效防治管杆磨损，延长管杆使用寿命，延长油井免修期。

3)通过增大凡尔罩油孔内径和最大孔距，较好的解决了因凡尔罩变形造成的液流通道受阻问题。

4)采用油管内衬技术进行偏磨、防腐防垢治理，具有较好的治理效果。

5)单井具体采用哪些错施，应根据生产层位、井斜大小、液量大小、产出液性质等，针对性的选择一种或多种治理措施，可达最佳效果。

[参考文献]

[1]曲占庆，刘建敏，杨学云，等.高含水期抽油泵柱塞防偏磨技术[J].石油矿场机械，2008，37(5)：106～107.

[2]郝建中，高维衣.注聚驱抽油杆管偏磨机理与防治[J].油气井测试，2003，12(3)：9～11.

[编辑]辛长静

[引著格式]朱振平，范民，李军，等.河南油田躺井原因分析及控制措施研究[J].长江大学学报(自科版)，2015,12(13)：57~59.

54 Model for Predicting the Composite Plug Pressure in Liner Cementing

Sun Wenjun, Xu Minghui, Xu Xing, Sun Zeqiu(ShelfOilEquipment&ServicesCo.Ltd.,ResearchInstituteofPetroleumEngineering,SINOPEC，Dezhou253005)

Abstract:In allusion to the problem of the composite plug pressure in liner cementing is lack of theoretical support and based on the distribution of the fluid pressure inside the casing string, a model is established for predicting the composite plug pressure in liner cementing to provide a basis for its prediction before liner cementing operation.The distribution of fluid pressure inside the casing string is analyzed under the conditions both of the completion and incompletion of U tube effect.The software called “Wellplan-Opticem” is used to calculate the wellhead pressure of the composite pressure and a frictional pressure loss calculation program is used to calculate the fluid frictional pressure loss inside drill tool and combined with the plug shear pin and actual shear value, a calculation formula for composite pressure under the 2 conditions is established according to the distribution of fluid pressure inside the drill pipe.The prediction model of the composite plug pressure in liner cementing is successfully applied in 5 linear cemented wells in a domestic oilfield and the predicted pressure is compared with the actual one, the result indicates that the prediction model of composite plug pressure in liner cementing can meet the engineering requirements with the relative error below 10%.

Key words:liner cementing; sealing of the plug； prediction model

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)13-0057-03

[中图分类号]TE358