唐 偉，石亮亮，王 磊，張 玲，劉 冰，劉 濤

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡154區(qū)塊井筒治理技術(shù)研究

唐 偉，石亮亮，王 磊，張 玲，劉 冰，劉 濤

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田胡154區(qū)塊井筒結(jié)蠟、結(jié)垢、腐蝕、偏磨影響等較嚴(yán)重，導(dǎo)致油田維護(hù)工作量逐年加大、費(fèi)用增加，影響了原油正常生產(chǎn)和油田的高效開(kāi)發(fā)。本文從影響油井檢泵周期的主要因素入手、對(duì)近幾年來(lái)配套技術(shù)進(jìn)行了系統(tǒng)總結(jié)和剖析，并對(duì)其適應(yīng)性作了評(píng)價(jià)，同時(shí)提出了下步的攻關(guān)方向。

井筒治理；配套技術(shù)；適應(yīng)性

該區(qū)塊有油井524口，開(kāi)井510口。開(kāi)采層位為長(zhǎng)4+5，單井日產(chǎn)液3.1 m3,單井日產(chǎn)油1.65 t，綜合含水36.8%，平均泵掛1906 m，平均動(dòng)液面1795 m，平均泵效34.6%，油井免修期542天。

有結(jié)蠟井87口，結(jié)蠟嚴(yán)重井35口，結(jié)蠟位置主要集中在從井口到井深600 m處的油管內(nèi)壁和油桿上，結(jié)蠟厚度為1～4 mm。目前的清蠟工藝主要以環(huán)空投加清蠟劑為主，同時(shí)配合清蠟熱洗及超導(dǎo)熱洗工藝。

有結(jié)垢現(xiàn)象69口井，結(jié)垢嚴(yán)重16口井，特別是含水大于90%的油井，均有不同程度的結(jié)垢情況。

有偏磨嚴(yán)重井18口，主要表現(xiàn)為井斜大的油井防磨措施不到位發(fā)生偏磨，以及座封井因座封造成的油管彎曲發(fā)生的偏磨。

該區(qū)塊目前2010-2011年共273油井有光桿腐蝕現(xiàn)象，目前已配套AOC合金抽油光桿220口，使用后光桿未出現(xiàn)腐蝕情況，效果較好。

球座腐蝕嚴(yán)重井共計(jì)有30口，主要表現(xiàn)為球座的坑點(diǎn)腐蝕，最終導(dǎo)致抽油泵漏失。

1 影響檢泵周期的原因分析

對(duì)胡154區(qū)塊2011年維護(hù)性作業(yè)原因進(jìn)行分類(lèi)統(tǒng)計(jì)，全年共計(jì)發(fā)生油井檢泵354井次，其中抽油泵故障164井次，桿柱故障60井次，管柱故障28井次，其它（測(cè)壓、井下調(diào)參）102井次。通過(guò)下圖可以看出，2011年影響檢泵周期的主要因素為泵故障和桿故障，分別占到檢泵井次的46%和17%。下面對(duì)這兩點(diǎn)進(jìn)行重點(diǎn)分析。

圖1 胡154區(qū)塊檢泵原因分類(lèi)統(tǒng)計(jì)圖

2 維護(hù)性作業(yè)主要原因分析

2.1 抽油泵故障原因分析

抽油泵故障共計(jì)164井次，其中泵閥漏失69井次，泵筒漏失47井次，閥爾罩?jǐn)?、?6井次，活塞卡18井次，泄油器漏失4井次。

2.1.1 泵閥漏失原因

（1）如圖2所示，高含水導(dǎo)致的凡爾球座腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象導(dǎo)致漏失。

（2）如圖3所示由于長(zhǎng)期供液不足，液擊現(xiàn)象導(dǎo)致固定閥爾球座刺曹漏失。

（3）由于胡154區(qū)塊采取大井組開(kāi)發(fā)，主要是泵掛井段處于斜井段，防磨措施不到位，使得抽油泵工作狀況復(fù)雜，導(dǎo)致泵筒偏磨漏失。

圖2 球座腐蝕

圖3 球座刺曹

2.1.2 閥爾罩?jǐn)?、?（1）由于閥爾罩質(zhì)量不過(guò)關(guān)，導(dǎo)致腐蝕磨損斷裂；（2）施工過(guò)程中上扣未上緊或扣未對(duì)端，導(dǎo)致閥爾罩脫。

2.1.3 活塞卡 （1）井筒結(jié)垢嚴(yán)重導(dǎo)致活塞垢卡；（2）井筒不干凈，出泥沙，導(dǎo)致活塞卡。

2.1.4 泄油器漏失 主要是泄油器質(zhì)量差，銷(xiāo)釘脫落造成的漏失。

2.2 桿柱故障原因分析

胡154區(qū)塊采用從式井組開(kāi)發(fā)，井眼軌跡在空間上變化復(fù)雜。井眼軌跡主要是直井段－增斜段－降斜段，進(jìn)入油層的井斜角一般25～45°，出現(xiàn)了拐點(diǎn)，甚至出現(xiàn)了嚴(yán)重的“狗腿”，生產(chǎn)時(shí)抽油桿的受力狀況變得非常復(fù)雜，抽油桿柱在定向井中承受循環(huán)應(yīng)力，彎曲應(yīng)力和旋轉(zhuǎn)扭矩的工況遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于直井。

抽油桿故障中抽油桿斷裂仍然是主要的制約因素。抽油桿斷裂位置集中在井口以下800～1600 m之間，一般都是Φ19的防磨桿距接頭10～20 cm處斷裂，抽油桿斷頭照片（見(jiàn)圖4）。

原因分析：（1）井身結(jié)構(gòu)，造斜斷和降斜斷方位角和井斜角變化大，800～1500 m抽油桿處處于狗腿度、井斜變化較大的井段，受到的剪切應(yīng)力較大。

（2）桿柱材質(zhì)問(wèn)題，抽油桿接箍處在生產(chǎn)時(shí)經(jīng)過(guò)熱處理，脆性較大，并且接箍段是一個(gè)應(yīng)力過(guò)渡帶，在造斜段和降斜段彎曲應(yīng)力作用下，一旦達(dá)到它的疲勞極限，就會(huì)頻繁發(fā)生桿斷。

（3）油井結(jié)蠟，由于加藥及熱洗不及時(shí)導(dǎo)致結(jié)蠟載荷上升，最終導(dǎo)致抽油桿拉斷。

3 配套工藝技術(shù)應(yīng)用效果分析

3.1 泵專(zhuān)項(xiàng)治理

3.1.1 雙固定閥爾球座 對(duì)頻繁漏失井采取井筒清潔，同時(shí)推廣使用雙固定閥爾球座。共計(jì)使用雙固定閥爾球座11套，效果（見(jiàn)表1）。

表1 雙固定閥爾球座使用效果對(duì)比表

3.1.2 陶瓷閥爾 對(duì)腐蝕嚴(yán)重井推廣使用陶瓷閥爾球座，減少因閥爾球座腐蝕造成的泵漏失。共計(jì)使用陶瓷閥爾7套。檢泵周期延長(zhǎng)93 d，防腐效果較好。

3.1.3 上提泵掛，避開(kāi)大井斜段 對(duì)泵筒偏磨嚴(yán)重的油井，采取上提泵掛避開(kāi)大井斜段，同時(shí)做好扶正工作，減輕因大井斜造成的泵筒偏磨。

3.2 防桿斷治理

3.2.1 推廣使用HL級(jí)抽油桿 對(duì)D級(jí)桿斷井采取更換HL級(jí)抽油桿，提高抽油桿強(qiáng)度，減低因載荷上升造成的油井桿斷。取得了較好的效果，（見(jiàn)表2、表3）。

表2 D級(jí)桿與HL級(jí)桿性能對(duì)比表

表3 HL級(jí)抽油桿使用效果統(tǒng)計(jì)表

3.2.2 加強(qiáng)油井日常加藥管理 結(jié)合數(shù)字化平臺(tái)，采用視頻監(jiān)督加藥管理模式，保障加藥計(jì)劃的執(zhí)行，防止因現(xiàn)場(chǎng)加藥執(zhí)行不到位造成油井蠟卡。

3.2.3 對(duì)疲勞桿柱采取整井更換措施 對(duì)桿斷頻繁井進(jìn)行多次治理效果不明顯的，采取整井更換措施，減少因桿斷造成的油井檢泵。

安161-43（3月）頻繁桿斷2次，采取全井更換抽油桿，截止目前為發(fā)生桿斷，檢泵周期延長(zhǎng)200 d。

安175-21（11月）頻繁桿斷2次，采取全井更換抽油桿，由于更換時(shí)間斷，目前效果正在跟蹤。

3.3 結(jié)蠟治理

3.3.1 溫控短路熱洗裝置 溫控短路熱洗清蠟技術(shù)是常規(guī)熱洗清蠟技術(shù)的發(fā)展和完善，該工藝采用溫控?zé)嵯撮y和溫控封隔器配套將油井結(jié)蠟段和非結(jié)蠟段分開(kāi)，熱洗時(shí)，熱液從環(huán)套注入，當(dāng)溫度達(dá)到設(shè)定值（56～60℃）時(shí)，溫控封隔器膨脹密封油套環(huán)空，熱洗閥打開(kāi)，熱液進(jìn)入結(jié)蠟段，形成短路循環(huán)，集中對(duì)結(jié)蠟段進(jìn)行熱洗，因此能提高熱洗效率和效果，效果（見(jiàn)表4）。

表4 溫控短路熱洗裝置效果統(tǒng)計(jì)表

3.3.2 固體防蠟器 對(duì)結(jié)蠟加藥效果不好的油井，采取下入井下固體防蠟器，將化學(xué)藥品注塑成圓環(huán)型，放入鋼制的工作筒中，接在花管以上泵以下。當(dāng)油流通過(guò)時(shí)，藥性緩慢釋放起到防蠟作用。該工藝主要適用于隔采井和加藥不方便的邊遠(yuǎn)探井。共計(jì)使用8套，效果（見(jiàn)表5），有效防止了油井的結(jié)蠟。

表5 固體防蠟器使用效果統(tǒng)計(jì)表

3.4 結(jié)垢治理

對(duì)結(jié)垢嚴(yán)重井采取配套井下固體阻垢器，提高阻垢效果，共計(jì)使用井下固體阻垢器7套，效果（見(jiàn)表6）。

表6 固體阻垢器使用效果統(tǒng)計(jì)表

3.5 防磨治理

（1）通過(guò)定向井桿柱組合優(yōu)化軟件，建立油井井身結(jié)構(gòu)的三維模型，對(duì)完善桿柱的配套工具提供了可靠而又直觀的依據(jù)，2011年共計(jì)實(shí)施桿柱組合優(yōu)化10井次。

（2）試驗(yàn)內(nèi)涂層防偏磨油管，新型防偏磨耐蝕內(nèi)涂層油管是采用具有自潤(rùn)滑、高抗磨和超強(qiáng)耐蝕等性能的涂料涂敷生產(chǎn)，可以顯著增加油管內(nèi)壁的耐磨損和抗腐蝕性能。該涂料的各項(xiàng)檢測(cè)技術(shù)指標(biāo)均達(dá)到或超過(guò)了國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定要求，具體檢測(cè)結(jié)果（見(jiàn)表7）。

表7 內(nèi)涂層涂料各項(xiàng)檢測(cè)技術(shù)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

2011年12月對(duì)胡154區(qū)塊安169-32、安162-46、安156-50三口油井實(shí)施重點(diǎn)偏磨段更換共計(jì)195根，效果有待進(jìn)一步跟蹤。

3.6 防腐治理

（1）對(duì)光桿腐蝕問(wèn)題，引進(jìn)AOC合金光桿，解決了光桿腐蝕造成的井口漏失問(wèn)題，目前更換220口井，光桿腐蝕周期由原來(lái)的67 d延長(zhǎng)到196 d，目前仍有效。

（2）推廣MH-46緩蝕劑。對(duì)腐蝕嚴(yán)重井采取套管口投加MH-46緩蝕劑，有效緩解了油井腐蝕問(wèn)題。

安163-31油井于2011年7月開(kāi)始投加MH-46緩蝕劑，投加半年時(shí)間檢泵發(fā)現(xiàn)油井腐蝕得到有效緩解，加藥效果明顯。

通過(guò)以上幾類(lèi)配套工藝技術(shù)的應(yīng)用，2011年胡154區(qū)塊的油井檢泵周期由年初的528 d延長(zhǎng)到542 d，說(shuō)明是適合于胡154區(qū)塊開(kāi)發(fā)的配套工藝技術(shù)，但是隨著油田開(kāi)發(fā)的深入，需要不斷創(chuàng)新，改進(jìn)完善各種配套工藝技術(shù)。

4 結(jié)論

（1）綜合應(yīng)用配套技術(shù)是延長(zhǎng)檢泵周期的根本。延長(zhǎng)油井檢泵周期是一個(gè)系統(tǒng)的工程，某一環(huán)節(jié)的工作做好了,可能對(duì)延長(zhǎng)油井免修期所起的作用不大,但是,如果某一環(huán)節(jié)的工作做不好,肯定會(huì)影響油井免修期,所以,延長(zhǎng)油井免修期工作要系統(tǒng)考慮。

（2）完善的管理制度是延長(zhǎng)油水井免修期的重要保障。在油田生產(chǎn)過(guò)程中，根據(jù)實(shí)際需要，制定行之有效的配套管理制度，并大力落實(shí)，發(fā)揮其作用。

（3）延長(zhǎng)免修期一項(xiàng)長(zhǎng)期持續(xù)的工作,需要在生產(chǎn)實(shí)踐中不斷進(jìn)行總結(jié),優(yōu)化出既經(jīng)濟(jì)又適合本地區(qū)特點(diǎn)的配套工藝系列技術(shù)。

（4）加強(qiáng)日常生產(chǎn)管理是減少無(wú)功低效作業(yè)的必要手段，加強(qiáng)日常生產(chǎn)管理減少無(wú)效作業(yè)體現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是加強(qiáng)井筒管理，隨時(shí)掌握油井的生產(chǎn)狀況，適時(shí)實(shí)施油井小措施，能有效避免盲目修井；二是加強(qiáng)井下作業(yè)管理，嚴(yán)格執(zhí)行監(jiān)督管理，減少無(wú)功低效作業(yè)井次，避免不必要的成本浪費(fèi)。

（5）為保證入井管桿泵能夠合格，需加強(qiáng)管桿泵采購(gòu)、檢修的驗(yàn)收工作，首先對(duì)現(xiàn)用的管桿泵廠家質(zhì)量進(jìn)行評(píng)估，確保進(jìn)貨質(zhì)量，并對(duì)每一批采購(gòu)的管桿泵進(jìn)行抽樣檢查。其次，對(duì)深井泵的回收、檢修、發(fā)放的程序管理，提高檢泵技術(shù)水平，從而確保檢泵質(zhì)量。

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[2] 周鶴法，張曉東，張強(qiáng).D級(jí)抽油桿用20CrMo鋼疲勞試驗(yàn)[J] .石油機(jī)械，1996，24（4）:27-29.

TE258

A

1673-5285（2012）03-0056-04

2012－01-21

唐偉，助理工程師，現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第六采油廠從事油田采油工藝研究工作，郵箱tangw_cq@petrochina.com.cn。