王 革

(勝利油田 河口采油廠，山東 東營(yíng) 257200)

渤南油田十區(qū)位于渤南油田南部，是一個(gè)復(fù)雜的斷塊油藏。探明含油面積6.2 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量981×104t，可采儲(chǔ)量229.9×104t，標(biāo)定采收率23.4%。該塊平均孔隙度在22.4%～24.5%，平均空氣滲透率在110～724.5×10-3μm2，屬中孔、中高滲儲(chǔ)層。2017年-2019年，渤南十區(qū)共躺井39井次，年平均躺井13井次。高頻率躺井嚴(yán)重影響了油井生產(chǎn)時(shí)率。維護(hù)作業(yè)后，需要12 d產(chǎn)量才能恢復(fù)到正常水平，極大地制約了渤南十區(qū)的正常開采，造成渤南十區(qū)近年來自然遞減率居高不下。2019年，渤南十區(qū)油井躺井影響產(chǎn)量546 t，影響開發(fā)效益323.31萬元。因此，降低渤南十區(qū)躺井率，直接關(guān)系到區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)，從而提升區(qū)塊整體開發(fā)效益。

1 躺井因素分析

對(duì)渤南十區(qū)2019年躺井情況統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)(見表1)，抽油桿斷6井次，所占比例為46%，占比最大；泵漏失5井次，所占比例為38%，占比次之，抽油桿斷和泵漏失是導(dǎo)致渤南十區(qū)躺井率高的兩大主要原因。

綜合油藏特點(diǎn)和單井歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析認(rèn)為：導(dǎo)致抽油桿斷和泵漏失井次高的主要因素有三個(gè)方面：桿管偏磨、桿管超期服役、生產(chǎn)參數(shù)不合理。

表1 2019年渤南十區(qū)躺井原因分類統(tǒng)計(jì)表

1.1 桿管偏磨

目前，渤南十區(qū)有斜井20口、側(cè)鉆井6口，側(cè)鉆井和斜井占總井?dāng)?shù)的51%。斜井和側(cè)鉆井平均最大井斜角為26.98°，單井井斜角最大為83.23°。

受井斜變化的影響，桿管隨著井眼軌跡發(fā)生彎曲，桿管接箍產(chǎn)生摩擦正壓力，造成桿管磨損，狗腿度越大，桿管間的正壓力越大[1]。而生產(chǎn)過程中，各井偏磨井段及偏磨程度差異較大，客觀情況決定對(duì)油井的偏磨治理不能采取單一的偏磨治理措施，但是從作業(yè)情況來看，部分油井因?yàn)榭紤]成本因素，未能對(duì)偏磨情況進(jìn)行深入分析，從而沒能徹底治理(見圖1)，造成作業(yè)周期短，作業(yè)頻次增加。此外，作業(yè)過程中，只針對(duì)斷裂部位對(duì)應(yīng)深度進(jìn)行了偏磨治理，由于治理井段與偏磨段不符合，或者治理工具不恰當(dāng)，造成偏磨治理不得當(dāng)，治理不到位，導(dǎo)致抽油桿斷。

1.2 桿管超期服役

按照桿管使用標(biāo)準(zhǔn)，其平均使用年限不應(yīng)超過5 a，但考慮到成本因素，油井作業(yè)過程中，修復(fù)抽油桿和油管使用的比例較高，甚至少量帶傷桿管直接下入井內(nèi)。從渤南十區(qū)2019年的躺井統(tǒng)計(jì)情況來看(見表2)，桿管的平均使用時(shí)長(zhǎng)為6.23 a，已超出使用年限范圍。過長(zhǎng)的服役時(shí)間，造成桿管疲勞使用，加大了桿管斷裂的幾率[2]。

表2 渤南十區(qū)2019年躺井桿管使用時(shí)長(zhǎng)統(tǒng)計(jì)表

1.3 生產(chǎn)參數(shù)不合理

油井保持合理的生產(chǎn)參數(shù)是延長(zhǎng)油井免修期的重要手段。抽油機(jī)不平衡和過高的沖次均會(huì)造成慣性載荷增大，抽油桿彈性變形加重，加大躺井的幾率。抽油機(jī)平衡度是衡量機(jī)器工作狀態(tài)是否穩(wěn)定的重要標(biāo)準(zhǔn)，合理平衡率區(qū)間為80%～120%。根據(jù)表3渤南十區(qū)抽油機(jī)井平衡率統(tǒng)計(jì)結(jié)果，渤南十區(qū)47口抽油機(jī)井平均平衡率為138.2%，不平衡的井26口，占抽油機(jī)井的55.3%。抽油機(jī)處于不平衡狀態(tài)運(yùn)行，一方面導(dǎo)致系統(tǒng)能耗增加，另一方面縮短了井下工具使用周期。

表4為渤南十區(qū)抽油機(jī)井沖次統(tǒng)計(jì)表。47口抽油機(jī)井平均沖次為3.4次。其中，沖次≥5次的井有2口；沖次位于3～5次的有25口，沖次≥3次的井占總抽油機(jī)井的53.2%。抽油機(jī)井的沖次高，油井載荷過重，造成慣性載荷大，從而導(dǎo)致了活塞凡爾罩等部位易斷裂。同時(shí)，由于高沖次，交變載荷以及慣性載荷的持續(xù)增加，抽油桿的桿柱彈性變形頻率將持續(xù)增加，尤其桿柱兩端彈性變形的頻率更為嚴(yán)重。此外，高沖次將造成活塞的液壓沖擊加強(qiáng)，導(dǎo)致活塞疲勞斷裂[3]。

表3 渤南十區(qū)抽油機(jī)井平衡率統(tǒng)計(jì)表

表4 渤南十區(qū)抽油機(jī)井沖次統(tǒng)計(jì)表

2 治理對(duì)策

2.1 優(yōu)化防偏磨工藝

1)利用工程測(cè)井(陀螺測(cè)井斜)精確確定偏磨井段。陀螺測(cè)井斜技術(shù)以測(cè)量地球自轉(zhuǎn)角速率和重力加速度在三維坐標(biāo)上的分量來確定井下某一深度的方位和井斜度，可用于有磁性干擾的套管、油管、鉆桿內(nèi)和叢式井組、鉆井平臺(tái)進(jìn)行井身軌跡測(cè)量或定向鉆井測(cè)控。在油井的桿管偏磨治理上，陀螺測(cè)斜技術(shù)沿井的軸線測(cè)量井斜和方位，為桿管偏磨治理和預(yù)防提供參考依據(jù)[4]。

2)根據(jù)偏磨情況選擇對(duì)應(yīng)防偏磨措施，優(yōu)化管柱設(shè)計(jì)。一方面使用具質(zhì)輕、耐磨腐、導(dǎo)熱、摩擦系數(shù)低等優(yōu)點(diǎn)的內(nèi)襯油管，改變以往使用單純的金屬管；另一方面，在抽油桿底部加防腐加重裝置，平衡浮力影響，減少或消除抽油桿的彎曲程度；此外，桿柱優(yōu)化設(shè)計(jì)。避免桿柱上粗下細(xì)，且盡量使用大直徑桿，當(dāng)下泵深度不能滿足單一桿徑條件時(shí)，采取“優(yōu)化底部加重，避免使用三級(jí)組合”的方法[5]。

以羅352-斜27井為例。抽油桿斷躺井后進(jìn)行光纖陀螺測(cè)井，結(jié)果顯示，1 050～1 125 m之間井斜和方位變化較大，狗腿度較大。根據(jù)監(jiān)測(cè)結(jié)果，實(shí)施防偏磨工藝優(yōu)化后，1.5年內(nèi)未出現(xiàn)桿管偏磨導(dǎo)致的躺井。

2.2 合理?xiàng)U管更新

1)綜合考慮油井產(chǎn)量和桿管服役期，確定單井桿管是否更新以及更新率，并制定統(tǒng)一的桿管更新標(biāo)準(zhǔn)，見表5。

2)合理利用桿管更新專項(xiàng)資金，選擇適合油藏特點(diǎn)的抽油桿和油管等下井工具。通過桿、管更新，渤南十區(qū)10口油井桿、管平均使用時(shí)長(zhǎng)<2年；21口油井桿、管平均使用時(shí)長(zhǎng)在2～3年；使用時(shí)長(zhǎng)在3年以上的有16口。桿、管平均使用時(shí)長(zhǎng)4.4年。

表5 桿管更新標(biāo)準(zhǔn)

2.3 優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)

1)單井安裝變頻柜、多功能控制柜及遠(yuǎn)程傳輸設(shè)備，完善井口設(shè)備，使所有油井具備生產(chǎn)參數(shù)實(shí)時(shí)傳輸?shù)挠布l件。

2)利用PCS平臺(tái)實(shí)時(shí)監(jiān)控和調(diào)整參數(shù)。在完善單井井口設(shè)備的基礎(chǔ)上，利用PCS平臺(tái)實(shí)現(xiàn)了油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的實(shí)時(shí)監(jiān)控。通過PCS平臺(tái)的實(shí)時(shí)監(jiān)控，根據(jù)動(dòng)態(tài)需求，對(duì)油井生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，實(shí)現(xiàn)了參數(shù)的實(shí)時(shí)化、精細(xì)化和動(dòng)態(tài)化。通過參數(shù)的微調(diào)，可以緩解桿管泵工況，有效降低抽油機(jī)載荷。同時(shí)，減緩了斜井偏磨的情況，不僅減少了桿管泵的偏磨次數(shù)，也改變了抽油桿的運(yùn)動(dòng)軌跡，避開偏磨點(diǎn)。

通過實(shí)時(shí)調(diào)整，抽油機(jī)井平均平衡率達(dá)到102.8%，對(duì)比下降了35.4%，平衡度較好的井由21口提高到28口。平均沖次達(dá)到3次，平均泵效提升了4.99%，平均沉沒度加深47 m。

2.4 改善管理方式及“一井一策”措施

1)分類分級(jí)管理。將油井分為健康、亞健康兩類：前者做好日常維護(hù)工作，保障產(chǎn)量、效益最大化；后者摸索排查問題，建立單井“個(gè)性檔案”。同時(shí)，建立控躺井、井下作業(yè)效果考核機(jī)制，加強(qiáng)獎(jiǎng)罰力度，激勵(lì)約束相關(guān)人員。

2)建立一井一策預(yù)警機(jī)制。由以往單純的泵效提升向多參數(shù)綜合優(yōu)化設(shè)計(jì)延伸，由油井躺井事后分析向油井過程預(yù)警控制延伸。利用網(wǎng)絡(luò)信息平臺(tái)，實(shí)時(shí)監(jiān)控、跟蹤油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，建立單井預(yù)警參數(shù)和預(yù)警模板，動(dòng)態(tài)管理，從而有針對(duì)性地采取對(duì)應(yīng)措施。

3 實(shí)施效果

通過采取以上治理措施，2020年1月～8月油井躺井率明顯改善(見表6)。除活動(dòng)初期的1、2兩個(gè)月躺井率較高之外，3～8月份的躺井率均低于2%，且年平均躺井率僅1.61%。

表6 2020年1～8月份油井躺井率統(tǒng)計(jì)表

治理后油井躺井的因素中(見表7)，抽油桿斷和泵漏失井次大幅減少，抽油桿斷井次減少了5井次，泵漏井次減少了3井次，渤南十區(qū)的躺井率也得以大幅降低。躺井的減少，一方面提高了油井的生產(chǎn)時(shí)率，減少了產(chǎn)量損失；同時(shí)，節(jié)省了作業(yè)費(fèi)用，提升了區(qū)塊的開發(fā)效益，有效保障了區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)工作的進(jìn)行。

表7 治理后影響躺井因素統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論與建議

1)抽油桿斷和泵漏失是造成渤南十區(qū)油井躺井的兩個(gè)主要因素。桿、管問題、不合理的生產(chǎn)參數(shù)、基礎(chǔ)管理不到位等都是造成抽油桿斷和泵漏失的重要原因。

2)高液、高含水對(duì)油井管柱及井下工具無法起到潤(rùn)滑和保護(hù)作用。因此，優(yōu)化設(shè)計(jì)抽吸參數(shù)組合、制定合理的生產(chǎn)制度是降低高液、高含水油井躺井頻次的重要措施。