新立油田集約化井叢長效舉升采油工程技術(shù)

宋克叢

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

1 集約化井叢防偏磨技術(shù)需求分析

隨著井斜增加，采用常規(guī)技術(shù)防磨效果明顯變差。2005～2012年，吉林新立油田在新立南地面受限地區(qū)部署了11口零散定向井，井斜角17°～24°，井底位移160～250m，下泵深度1036～110m。采用常規(guī)防偏磨措施，如2 7/8"油管、扶正器、少量內(nèi)襯管等，新井投產(chǎn)后一般120～450天即出現(xiàn)桿斷、管脫等偏磨上修，與直井免修期平均水平650天有一定的差距。新立南零散定向井的生產(chǎn)實際說明，隨斜度增加有桿舉升系統(tǒng)偏磨加劇，采用常規(guī)技術(shù)已經(jīng)無法滿足生產(chǎn)需求。

新立油田集約化建產(chǎn)井井斜角更大，平均在30°左右。以新立1、2號平臺為例：新立1、2號平臺于2015年投產(chǎn)，其中1號平臺48口井，2號平臺39口井，造斜點300m左右，平均井斜角30°，狗腿度8°/30m以內(nèi)，泵掛斜深1110～1480m，垂深1045～1244m，泵掛處井斜角3°～42°。現(xiàn)場實際測量證實油管磨損量是常規(guī)油井的3倍，如果防偏磨措施不到位造成頻繁上修，也就體現(xiàn)不出集約建產(chǎn)井運行成本低的優(yōu)勢。因此采油工程轉(zhuǎn)變觀念，防偏磨措施由常規(guī)井的配套技術(shù)升級為集約建井的主體技術(shù)，并從偏磨原理出發(fā)提出了防偏磨針對性措施。

2 集約化井叢防偏磨技術(shù)對策

偏磨現(xiàn)象發(fā)生的根本原因是兩個接觸物體之間存在相互運動，偏磨嚴(yán)重程度與接觸面之間的摩擦系數(shù)、接觸壓力、接觸頻率、接觸狀態(tài)、設(shè)備強(qiáng)度有關(guān)。針對平臺井特殊井況及技術(shù)需求，從偏磨原理著手提出防偏磨的針對性綜合措施，即降低接觸壓力、降低摩擦系數(shù)、改變接觸狀態(tài)、降低接觸頻率、提高設(shè)備強(qiáng)度。此外，一個平臺所包含的井?dāng)?shù)越多，鉆井防碰繞障設(shè)計難度越大，相應(yīng)地井斜角、狗腿度、井底位移也就越大，因此控制合理的平臺規(guī)模對于舉升系統(tǒng)防偏磨也有極其重要的作用。

2.1 優(yōu)化合理平臺規(guī)模

集約化井叢建井方式初期產(chǎn)建投資略高，但可顯著降低后期人工等運行成本，時間愈長、整體綜合費用節(jié)約愈明顯。隨著開發(fā)時間的延長，大平臺運行成本低的優(yōu)勢逐步顯現(xiàn)，因此理論上運行時間無限長時，平臺規(guī)模越大越好。實際上大規(guī)模平臺的優(yōu)化還必須考慮隨井?dāng)?shù)和斜度增加帶來的免修期降低問題，超過合理井?dāng)?shù)，大斜度井?dāng)?shù)急劇增多，免修期急劇降低，修井作業(yè)費用大幅增加。從鉆井、采油、地面工程一體化產(chǎn)建投資和運行成本綜合效益最佳的角度考慮，吉林油田后續(xù)部署的集約化井叢單平臺井?dāng)?shù)一般控制在40口之內(nèi)。

新立Ⅳ區(qū)塊部署開發(fā)井25口，由3個小平臺優(yōu)化為1個大平臺，采油工程投資增加40萬元，開發(fā)15年投資及成本降低3700萬元。新215-1區(qū)塊部署開發(fā)井42口，開發(fā)第15年，1個平臺運行成本低的優(yōu)勢才開始顯現(xiàn)?？紤]投資回收期，由3個小平臺優(yōu)化為2個平臺，并沒有采用1個平臺的布井方式。

2.2 降低接觸壓力

新立油田常用舉升管柱為2 7/8″油管，隨著井斜增大，管桿接觸壓力急劇上升，井斜角15°時，接觸壓力250N，井斜角40°時，接觸壓力750N，井斜角50°時，接觸壓力1200N。接觸壓力與磨損量為正相關(guān)關(guān)系，根據(jù)計算，在投產(chǎn)1年時間內(nèi)，直井磨損深度為0.999mm，而大斜度井磨損深度為3.111mm，故直井采用2 7/8″平式油管可行，而大斜度井需要重新進(jìn)行油管設(shè)計。根據(jù)計算結(jié)果，總體上隨著管內(nèi)徑增大，管桿接觸壓力變小。采用3 1/2”油管舉升可有效增大桿管環(huán)空間隙、降低管桿接觸壓力、降低管桿磨損量30%～40%。

2.3 降低摩擦系數(shù)

摩擦系數(shù)是影響磨損量的重要參數(shù)。聚乙烯內(nèi)襯是一種以高分子聚合物為基體的材料，具有極高的耐磨性、抗沖擊性、化學(xué)穩(wěn)定性。普通油管加內(nèi)襯后，降低了管桿之間的摩擦系數(shù)（0.4～0.8降至0.2），明顯減輕抽油桿與油管內(nèi)壁的磨損，延長檢泵周期和管桿使用壽命。內(nèi)襯層厚度3～4mm，油管內(nèi)徑減小，接觸壓力有所提高，但磨損量有效降低。內(nèi)襯油管接觸壓力比同類型光油管提高20%～30%，內(nèi)襯油管磨損量比同類型光油管降低60%左右（圖1）。

圖1 不同類型油管接觸壓力與磨損量關(guān)系圖

2.4 降低接觸頻率

一定時間內(nèi)接觸次數(shù)越多磨損越嚴(yán)重，并且隨沖次增加，抽油桿中性點上移，工況變差，因此降低接觸頻率是減少磨損的有效途徑。滿足排液需求的前提下，盡量采用長沖程、適宜泵徑、低沖次，改善抽油桿受力狀態(tài)，降低載荷和磨損，新立大井叢一般采用沖程3m、沖次2～4次/min、泵徑38mm的舉升工作制度。

2.5 提高設(shè)備強(qiáng)度

抽油桿柱工作時承受著交變負(fù)荷，抽油桿柱往往是由于疲勞而發(fā)生破壞，而不是在最大拉應(yīng)力下破壞。另外由于井斜的存在，抽油桿下行程過程中底部桿受到向上的軸向壓應(yīng)力作用引起桿柱彎曲變形，油井不可避免地出現(xiàn)桿管間的磨損問題。因此，抽油桿選擇桿比例組合的確定，要滿足強(qiáng)度和防偏磨的雙重需要。采用D級抽油桿也能滿足新立部分平臺井強(qiáng)度要求，采用H級高強(qiáng)度抽油桿，性能指標(biāo)有較大提高，防止投產(chǎn)后生產(chǎn)過程中發(fā)生偏磨桿斷，二者價格接近，小幅增加投資即可大幅提高使用效果。

2.6 改變接觸狀態(tài)

避開井眼軌跡復(fù)雜井段，下泵至狗腿度較低井段。以J-1井為例，該井斜深1785m，最大井斜角44.53°，最大狗腿度6.8°/25m，設(shè)計泵深1350m，井斜角40.81°，狗腿度0.19°/25m，此處井段盡管井斜角大，但狗腿度并不大，有利于改善抽油泵及桿管工作狀態(tài)（圖2）。

圖2 J-1井眼軌跡圖

3 集約化井叢防偏磨綜合配套技術(shù)應(yīng)用效果

通過防偏磨技術(shù)綜合配套，新立集約化井叢在斜度更大、井眼軌跡更復(fù)雜、下泵深度更深的井況條件下，投產(chǎn)至今上修以清檢、措施為主，基本無偏磨上修，折算免修期達(dá)到1000天以上，遠(yuǎn)超同區(qū)塊常規(guī)抽油機(jī)井650天水平，有效發(fā)揮了平臺井產(chǎn)能，不僅降低修井作業(yè)成本，還可減少不正常井影響產(chǎn)油量、材料費用損失、井場恢復(fù)等費用。

4 結(jié)論

（1）大井叢井斜及狗腿度較大，復(fù)雜的井眼軌跡對采油工程提出更高要求，偏磨成為制約免修期的主要因素。針對平臺井特殊井況及技術(shù)需求，從偏磨原理著手提出防偏磨的針對性措施，即降低接觸壓力、降低摩擦系數(shù)、降低接觸頻率、提高設(shè)備強(qiáng)度、改善接觸狀態(tài)，通過防偏磨綜合配套，與常規(guī)斜井相比可降低維護(hù)作業(yè)費用30%，取得較好的防偏磨效果。

（2）集約化井叢提高開發(fā)效益應(yīng)以降低成本為主、控制投資為輔，不以犧牲開發(fā)效果為代價降低投資，而是從投資和成本綜合效益最佳的角度優(yōu)化平臺規(guī)模，在產(chǎn)能建設(shè)投資略增的情況下，通過降低平臺運行成本，實現(xiàn)對集約化井叢綜合投資的有效控制。

（3）盡管采取了多種措施，也取得了較好的防偏磨效果，但從本質(zhì)上來說油桿舉升系統(tǒng)的偏磨問題不可避免，只能盡量減輕和延緩管桿磨損。采取無桿舉升方式是解決集約化井叢偏磨問題的根本途徑。