坪北油田躺井原因分析及對策研究

李 梅，楊紅斌

（中國石油長慶油田分公司坪北經(jīng)理部，湖北 潛江433124）

坪北油田躺井原因分析及對策研究

李 梅，楊紅斌

（中國石油長慶油田分公司坪北經(jīng)理部，湖北 潛江433124）

坪北油田油井作業(yè)的主要原因是抽油桿斷脫和蠟卡。對于抽油桿斷脫，應(yīng)根據(jù)油井井斜軌跡，在全角變化率較大的位置上安裝扶正器，同時根據(jù)作業(yè)時起出的抽油桿偏磨情況適當(dāng)調(diào)整扶正器，在含水較高的油井上適當(dāng)加大扶正器用量。對于結(jié)蠟，應(yīng)根據(jù)油井歷史作業(yè)情況，結(jié)合油井產(chǎn)量確定合理的清防蠟方式。產(chǎn)液量高的以熱力學(xué)清蠟為主，產(chǎn)液量低的以化學(xué)或刮蠟桿清蠟為主。

坪北油田；抽油桿斷脫；蠟卡；躺井；偏磨

坪北油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部的坪橋鼻褶帶，地處黃土高原中部，海拔高度1250m～1650m，地表高差100m～300m，主要開采層系為C4＋52、C61、C62，油層溫度低，平均50℃左右，單井日產(chǎn)液量低，平均日產(chǎn)液2．1t，綜合含水率52%，原油含蠟較高（平均含蠟量為15．4%，最高達32．8%）。由于油層溫度低、原油含蠟較高、產(chǎn)液量小以及系統(tǒng)壓力低等原因，導(dǎo)致油井結(jié)蠟嚴重，結(jié)蠟周期短。

2005年至2009年，共發(fā)生油井抽油桿斷脫198井次，占維護性作業(yè)井次的36．5%，油管漏11井次，占維護性作業(yè)井次的2．0%，蠟卡210井次，占維護性作業(yè)井次的38．7%，泵漏114井次，占維護性作業(yè)井次的21．0%。其中抽油桿斷脫和蠟卡占維護性作業(yè)井次的主要部分。

1 抽油桿斷原因調(diào)查

2005年至2009年，共發(fā)生抽油桿斷脫198井次，其中由于偏磨導(dǎo)致抽油桿斷脫的29井次，抽油桿本體斷的169井次（見表1）。由表1可看出，抽油桿以本體斷為主，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)90%以上的抽油桿斷位置是在墩頭部位100mm～300mm之間，偏磨斷主要是抽油桿接箍磨穿，導(dǎo)致抽油桿脫扣。

表1 近年桿斷作業(yè)井次統(tǒng)計表

1．1 偏磨斷分析

偏磨斷主要是由于抽油桿接箍偏磨發(fā)生抽油桿脫扣。坪北油田全部為定向井，對2005－2009年偏磨斷的抽油桿根據(jù)其偏磨位置、產(chǎn)量、含水等數(shù)統(tǒng)計據(jù)分析，抽油桿偏磨斷位置，均在油井拐點附近50m（見表2），因此，判斷井斜是造成抽油桿偏磨斷的主要原因，且含水越高油井偏磨越嚴重。

表2 偏磨位置統(tǒng)計表

坪北油田油井均為定向井，隨著油田的開發(fā)，油井斜度不斷加大，最大斜度達到62°。由于井深和井斜影響，本身為剛性的抽油桿也變得有韌性，在油井拐點處（見圖1）。因抽油桿接箍直徑大于抽油桿直徑，在油管內(nèi)抽油桿接箍部位首先與油管接觸，接箍與油管接觸面處抽油桿受到上下方向的作

用力F1和F2，F(xiàn)1和F2受力方向不在同一直線，根據(jù)油井斜度方向，它們作用后產(chǎn)生一個合力F，合力方向垂直于油管表面，在油井生產(chǎn)過程中抽油桿做上下往復(fù)運動，由于合力F的存在，便產(chǎn)生了摩擦力。坪北油田抽油機沖次為（3～7）次分鐘，沖程×沖次決定了抽油桿運動的距離，距離越大抽油桿偏磨越嚴重，長沖程高沖次加重了油井因偏磨而發(fā)生躺井的概率。

對于偏磨嚴重的油井，油井產(chǎn)出液含水越高，抽油桿偏磨越嚴重，由于油的潤滑性比水的潤滑性好，當(dāng)原油中含水較高時，桿與管之間的摩擦力增大，加快了抽油桿的磨損，以至于發(fā)生磨穿而導(dǎo)致油井躺井。

圖1 抽油桿受力情況示意圖

1．2 抽油桿本體斷裂分析

抽油桿本體斷裂位置絕大部分是接箍上部100mm～300mm部位，該部位為熱處理后的脆弱部位。抽油桿斷裂位置無縮頸現(xiàn)象，斷面平滑。

坪北油田2009年以前使用的均是D級抽油桿，當(dāng)D級抽油桿工作循環(huán)次數(shù)大于107次達到疲勞期限，桿斷概率將大大增加，坪北油田油井平均沖次為3．6次，根據(jù)采油時率計算出D級桿使用超過5年后，達到了抽油桿的疲勞期限，此時抽油桿斷幾率將增大。統(tǒng)計2009年抽油桿本體斷的32井次，其使用年限均超過5年，達到疲勞期限為抽油桿斷裂的主要原因。

2009年使用年限少于5年的7口抽油桿斷裂井的生產(chǎn)參數(shù)（見表3）。從表3可以看出，2009年坪北油田油井平均最大載荷為52．8k N，平均沖程為1．5m，平均沖次為3．4次／min，高載荷、高參數(shù)、低液量生產(chǎn)使抽油桿在井筒內(nèi)震動增加，井筒內(nèi)生產(chǎn)不穩(wěn)定，從而使抽油桿斷概率上升。

表3 2009年部分桿斷井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計

2 蠟卡原因調(diào)查

在原油開采過程中，隨著溫度和壓力的下降，輕質(zhì)組分的不斷溢出，原油的溶蠟?zāi)芰Σ粩嘞陆?，達到一定程度時，原油中的蠟就會逐漸析出，吸附在油管內(nèi)壁和抽油桿表面，油井即會出現(xiàn)結(jié)蠟現(xiàn)象，結(jié)蠟嚴重時，油井載荷增大，抽油桿出現(xiàn)不同步，如不能及時采取措施，將發(fā)生躺井。因坪北油田油層溫度低，單井日產(chǎn)液量小，油井更易結(jié)蠟，導(dǎo)致蠟卡作業(yè)井次增多。

2005年～2009年蠟卡井次統(tǒng)計（見表4）。表4中可以看出，坪北油田油井結(jié)蠟點逐年下移，油井結(jié)蠟段逐年加深，井筒結(jié)蠟日益嚴重，2005年～2009年在油井?dāng)?shù)增加的前提下，蠟卡井次下降，主要因為坪北油田針對油井結(jié)蠟開展了專項治理，油井結(jié)蠟導(dǎo)致抽油機載荷過大，抽油桿長時間大載荷運行，同時也降低了抽油桿使用壽命。

表4 近年蠟卡井次統(tǒng)計

對坪北原油組分進行分析，原油含蠟較高，最高達32%，平均含蠟量為16．5%，原油高含蠟是影響油井結(jié)蠟的內(nèi)在因素。坪北油井蠟樣分析數(shù)據(jù)（見圖2）。從圖2可以看出，坪北蠟樣基本不含高碳蠟（大于C40），碳數(shù)集中在C26～C36。在此段蠟的熔點在50℃左右。

圖2 坪北蠟樣碳數(shù)分布譜圖

坪北原油以及蠟樣含較高的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，膠質(zhì)是表面活性物質(zhì)，可以吸附在蠟晶表面，改變蠟晶結(jié)構(gòu)，瀝青質(zhì)是膠質(zhì)的進一步聚合物，它不溶于油，僅以極小的顆粒分散在油中，成為石蠟結(jié)晶的中心。膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的存在，使井筒中沉積的石蠟均勻致密，難以被油流沖走。

隨著油田的開發(fā)，油井地層壓力逐漸下降，隨著溫度和壓力的下降，加之油井生產(chǎn)過程中套管氣壓力控制在0．03 MPa以下，使輕質(zhì)組分的不斷溢出，原油的溶蠟?zāi)芰Σ粩嘞陆担罕庇吞镉蛯訙囟?0℃，油井平均產(chǎn)液量低，單井日平均產(chǎn)液量2．1m3、產(chǎn)油1．0 m3、綜合含水率51%。由于產(chǎn)液量低，原油在井筒內(nèi)流速小，加上油溫低，因此，更有利于原油中石蠟結(jié)晶析出。

3 采取的主要措施

3．1 防抽油桿斷裂工藝

3．1．1 防偏磨工藝

對于新投產(chǎn)的油井，通過分析油井井深、井斜軌跡，拐點位置，從油井斜度較大的部位開始每15m左右加裝尼龍扶正器一個，提前做好抽油桿防偏磨措施。對于老井，在油井作業(yè)時根據(jù)起出的桿管情況對偏磨嚴重的油井進行統(tǒng)計，抽油桿下井前，調(diào)整扶正器加裝位置，在偏磨嚴重的部位增加扶正器數(shù)量，以減少在這些部位抽油桿與油管的直接摩擦。對于已經(jīng)偏磨但還可繼續(xù)使用的抽油桿，在深井泵滑桿上部增加3m～5m的抽油桿短節(jié)，以錯開抽油桿與油管內(nèi)壁同一位置長期偏磨，延長抽油桿使用壽命，同時生產(chǎn)過程中采用小沖程、低沖次的生產(chǎn)參數(shù)，減小抽油桿生產(chǎn)過程中的運動距離及頻率，延緩抽油桿偏磨。

3．1．2 防疲勞工藝

為了延長油井抽油桿使用年限，將D級抽油桿更換為H級抽油桿，并且在更換抽油桿強度的基礎(chǔ)上，優(yōu)化油井生產(chǎn)參數(shù)，采用小沖程、低沖次的生產(chǎn)參數(shù)，在減小抽油桿往復(fù)運動次數(shù)的同時提高泵效，深井泵內(nèi)液體充滿度變好，降低活塞與液面碰撞引起抽油桿的震動，減小抽油桿震蕩載荷和抽油桿的拉力，優(yōu)化抽油桿組合，利用“抽油桿柱設(shè)計軟件”計算，將原先的Φ19mm與Φ16mm桿柱4：6組合的改為計算結(jié)果組合約1：1，均衡了抽油桿應(yīng)力分布，防止抽油桿局部受力過大，而引起斷裂（見圖3）。

圖3 桿組合優(yōu)化設(shè)計結(jié)果圖

3．2 清防蠟工藝

3．2．1 化學(xué)清蠟

通過套管注入CY－1型清防蠟劑，減弱油井結(jié)蠟速度，減緩和抑制蠟的析出和結(jié)晶。坪北油田屬于低滲油藏，單井日產(chǎn)液量低，油井沉沒度較小，所以加藥方式以多次少量為主，根據(jù)油井結(jié)蠟情況、油井動液面、生產(chǎn)情況加藥周期為3d、4d、5d、6d、7d、10d一次，每次加藥量為5kg、10kg，目前已經(jīng)成為一種有效的防蠟技術(shù)。結(jié)果表明加藥后油井抑制了油井結(jié)蠟，減緩了抽油機載荷上升，延長了油井免修期。

3．2．2 熱力清蠟

目前坪北熱力清蠟為空心桿洗井和超導(dǎo)熱洗。空心桿洗井原理是加熱后的載體，通過井口流程注入空心抽油桿內(nèi)，在一定深度（根據(jù)單井結(jié)蠟情況，一般在結(jié)蠟點下端），通過單流閥進入井筒，再隨產(chǎn)出液一起排出地面，經(jīng)過一定的循環(huán)時間，熱載體在空心抽油桿和井筒內(nèi)循環(huán)時加熱并溶化析出的蠟，并排出井筒達到清蠟的目的。

2008年購進的超導(dǎo)熱洗清蠟設(shè)備，它以油井產(chǎn)出井液作為熱洗循環(huán)介質(zhì)，經(jīng)超導(dǎo)裝置快速加熱后，注入到油套環(huán)形空間，使油管和油管內(nèi)液體溫度升高，經(jīng)過一定時間的加熱（一般5～8h），使油管內(nèi)壁和抽油桿結(jié)蠟溶解，并隨產(chǎn)出液經(jīng)過地面流程排出井筒，達到油井清蠟的目的。P43－88井為油田結(jié)蠟最嚴重的井，結(jié)蠟周期不足30天，采用化學(xué)清防蠟時，油井平均免修期為260天左右，2008年實施超導(dǎo)洗井后，清蠟效果明顯，抽油機最大載荷保持在37kN左右，與檢泵清蠟后抽油機載荷不相上下，目前該井生產(chǎn)正常，截止2011年4月30日免修期已達到887天。

3．2．3 機械清蠟

對于部分日產(chǎn)液量過低、排蠟時間太長、影響洗井效果的油井，在油井作業(yè)時，根據(jù)油井結(jié)蠟情況，在結(jié)蠟段將原有抽油桿更換為刮蠟桿，在油井正常生產(chǎn)過程中利用抽油桿上下往復(fù)運動，對吸附在油管和抽油桿壁上的蠟進行清除，并隨著產(chǎn)出液帶出井筒，達到清防蠟效果，近年在50余口結(jié)蠟嚴重的油井上共應(yīng)用刮蠟桿10000m，目前油井生產(chǎn)正常，油井載荷與作業(yè)后載荷無明顯增加，起到了較好的清防蠟作用。

3．3 加強作業(yè)過程管理

加強作業(yè)監(jiān)督力度，油井作業(yè)時進行全天候跟蹤監(jiān)督，對于重點工序由專業(yè)技術(shù)人員進行全天候跟蹤，保證施工過程的質(zhì)量與安全，對下井抽油泵在下井之前進行抽汲、灌水確保抽油泵密封完好，對下井后的管柱進行試壓，試壓合格后完井。

4 結(jié)論

通過以上措施，坪北油田油井維護性作業(yè)井次大幅度下降，2010年油井開井?dāng)?shù)548口，同比去年增加了42口，抽油桿斷脫28井次，同比去年下降了18井次，蠟卡22井次，同比去年下降了7井次，泵漏9井次，同比去年下降了14井次。油井維護性作業(yè)頻次為0．18井次／口·年。油井免修期達到686天同比延長了160天。

（1）坪北油田目前油井作業(yè)原因主要為抽油桿斷脫和蠟卡。

（2）針對抽油桿偏磨，應(yīng)根據(jù)油井井斜軌跡，在全角變化率較大位置夾裝扶正器，同時根據(jù)作業(yè)時起出抽油桿偏磨情況可適當(dāng)調(diào)整扶正器位置，在含水較高的油井上應(yīng)適當(dāng)加大扶正器用量。

（3）油井在生產(chǎn)過程中，以長沖程、低沖次的生產(chǎn)參數(shù)為主，降低抽油桿工作循環(huán)次數(shù)，延長抽油桿使用壽命，同時根據(jù)抽油桿下井時間結(jié)合作業(yè)可提前進行更換，避免躺井作業(yè)。

（4）在結(jié)蠟井上根據(jù)油井歷史作業(yè)情況，結(jié)合油井產(chǎn)量確定合理的清防蠟方式，產(chǎn)液量高以熱力學(xué)清蠟為主，產(chǎn)液量低以化學(xué)或刮蠟桿清蠟為主。

［1］王顯豐等．抽油桿斷脫的原因及預(yù)防措施［J］．化學(xué)工程與裝備，2009（9）．

［2］蔡俊杰．抽油桿斷脫原因分析［J］．西南石油學(xué)院學(xué)報，2004（1）．

［3］王曉龍等．GKA超導(dǎo)自動熱洗清蠟在坪北油田的應(yīng)用研究［J］．江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2009（2）．

On Causes for Failed Wells in Pingbei Oilfield and Solutions

LI Mei1，YANG Hong－bin2

（Pingbei Management Department of Changqing Oilfield Company，SINOPEC，Ansai Shanxi 717408，China）

Sucker rod parting and paraffin blockage are the main causes for downhole service in Pingbei oilfield．Aiming at rod eccentric wear，a centralizer should be fixed at the position where overall angle change rate is great in line with the well deviation，meanwhile，the centralizer should be adjusted properly based on eccentric wear of the rod pulled out in operation and centralizer amount be increased properly on the wells with high containing water．To solve paraffin precipitation，proper way of paraffin removal should be determined based on oil output of the well and its past records of service：thermodynamic removal for wells with high yield of fluid and chemical or paraffin－cutting removal for wells with low yield of fluid．

Pingbei Oilfield；Sucker Rod Parting；Paraffin Blockage；Failed Wells；Eccentric Wear

TE358

B

1009—301X（2011）06—0025—03

2011－09－27

李梅（1983－），女，2006年畢業(yè)于吉林大學(xué)地球科學(xué)院地質(zhì)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)在江漢油田坪北經(jīng)理部計劃科工作，助理工程師，學(xué)士學(xué)位。

［責(zé)任編輯 王惠芬］