吳起油田開發(fā)中后期井筒綜合治理研究及應(yīng)用

【摘要】吳起油田開發(fā)年限長，已步入高含水開發(fā)中后期，井筒結(jié)垢、腐蝕、偏磨現(xiàn)象日益嚴重，給吳起油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)帶來了很大影響，據(jù)統(tǒng)計，2011年底，吳起油田檢泵周期僅203天，單井檢泵井次2.01井次/口·年，日影響油量9.36t，2012年通過研究分析，綜合防治，形成了一整套適合吳起油田井筒治理工藝技術(shù)。

【關(guān)鍵詞】腐蝕；結(jié)垢；偏磨；研究；應(yīng)用

一、吳起油田井筒概況

1.1油井生產(chǎn)概況

吳起油田主要開采層系為侏羅系延7、延9、延10和三疊系長2，目前開井163口，平均單井產(chǎn)液量10.61m3/d，產(chǎn)油量2.01t/d，綜合含水80.4%。

1.2油井上修情況

隨著油井開發(fā)年限的不斷延長，油井綜合含水逐年升高，通過對近年檢泵和維護性作業(yè)井次進行研究對比分析，均呈現(xiàn)逐年上升趨勢，井筒狀況進一步惡化。

二、制約油田井筒綜合治理的因素

制約油田井筒綜合治理的主導(dǎo)因素有井筒、設(shè)備、管理三方面原因。

2.1井筒因素（61%）

2.1.1腐蝕（34%）：主要是由于CO2、SRB和少量油井H2S腐蝕，宏觀表現(xiàn)為管桿的局部點蝕、面狀腐蝕、廯狀腐蝕和臺階腐蝕。并隨著開采時間延長和井筒條件的變化，腐蝕速率在逐漸加快。

2.1.2結(jié)垢（23%）：2011年底通過對吳起油田部分油井取樣分析，成垢組分主要為碳酸鹽垢。

2.1.3出砂（4%）：是由于井底附近地帶巖層結(jié)構(gòu)被破壞而引起，在油田開發(fā)中后期，開采時間長、重復(fù)性措施作業(yè)增多，易造成油井出砂。

2.2設(shè)備因素（35%）

2.2.1抽油泵（14%）：抽油泵故障主要表現(xiàn)為閥副漏失和凡爾罩斷。一是閥副材質(zhì)不合格，加之井筒腐蝕嚴重，入井時間不長導(dǎo)致閥副漏失；二是采用一體式薄壁凡爾罩，凡爾上下撞擊產(chǎn)生交變載荷易導(dǎo)致凡爾罩斷裂。

2.2.2抽油桿、管（21%）：主要表現(xiàn)為桿體斷、接箍脫扣和管破。一是前期采用D級非高強度抽油桿，防腐程度差，易造成桿體斷裂；二是井斜、中性點以下抽油桿彎曲和油管蠕動造成管桿偏磨導(dǎo)致接箍脫扣和管破；三是管桿質(zhì)量問題導(dǎo)致入井時間不長偏磨嚴重。

2.3管理因素（4%）

抽汲參數(shù)（4%）：吳起油田部分采用老6和老8型抽油機，沖次過大，同時，小沖程、高沖次油井也會增加抽油桿的振動載荷，引起桿柱失穩(wěn)，加劇管桿偏磨。

三、井筒綜合治理的研究及應(yīng)用

為提高油井采油時率，延長油井免修期，通過查找問題、尋找治理對策，不斷工藝改進，注重井筒綜合防治，形成了一整套適合吳起油田開發(fā)中后期的井筒治理工藝技術(shù)，單井檢泵井次由2011年底的2.01井次/口·年降低到2012年底的1.34井次/口·年。

3.1井筒防腐技術(shù)研究與應(yīng)用

3.1.1針對井筒腐蝕嚴重，腐蝕速率快—長效陽極保護器

采用犧牲陽極的陰極保護法，犧牲陽極（鋅）優(yōu)先溶解，同時活潑金屬在水中電解形成大面積氫氧化物，在管桿壁上形成一層均勻的薄膜，能有效減緩和阻止腐蝕介質(zhì)對管桿的進一步腐蝕。2011年以來共試驗應(yīng)用79套，管桿腐蝕現(xiàn)象有效減輕，平均檢泵周期延長53天。

3.1.2針對井筒腐蝕嚴重，并伴隨著結(jié)垢、結(jié)蠟—三防緩蝕筒

由特種工藝制成的具有緩釋型固體三防塊（防腐、防垢和防蠟）和筒體組成。

2011年首次在吳135-6井等6口井試驗應(yīng)用，油井免修期由135天延長到189天，2012年相繼在34口油井推廣實驗，防腐防垢效果較為明顯，平均油井免修期延長46天。

3.2井筒防垢、防砂技術(shù)研究與應(yīng)用

3.2.1針對井筒結(jié)垢嚴重，結(jié)垢速率快—固體防垢器

由金屬外管、固體防垢塊和不銹鋼內(nèi)管組成，下入花管和深井泵之間，通過吸附、螯合、分散等作用，起到防垢效果。

在19口油井推廣實驗，油井免修期得到不同程度的延長，除個別實驗井中途作業(yè)外，防垢效果有待進一步觀察。

3.2.2針對井筒結(jié)垢、出砂嚴重油井—防垢防砂器+沖砂洗井

對于井筒結(jié)垢出砂嚴重油井，徹底沖砂洗井清潔井筒，配合使用防垢防砂器，在油井作業(yè)、生產(chǎn)或停抽時，下沉的垢渣和砂?；芈涞椒拦阜郎扒恢屑妫苡行П苊夤?、砂等雜質(zhì)落入泵筒造成泵閥漏失或卡泵。

3.3油井防偏磨、防斷脫技術(shù)研究與應(yīng)用

3.3.1針對井斜大、其他因素作用不明顯油井—防腐防磨器和防偏磨接箍

針對井眼軌跡復(fù)雜油井導(dǎo)致管桿偏磨，根據(jù)井眼軌跡結(jié)合修井現(xiàn)場管桿實際偏磨位置安裝防腐防磨器和防偏磨接箍。

3.3.2對油管蠕動造成管桿偏磨和座封失效油井—油管錨定和加長尾管

（1）采用油管錨定技術(shù)，減緩管桿偏磨和由油管蠕動引起的封隔器頻繁失效問題，共使用5口井，平均檢泵周期延長57天。

（2）油管未經(jīng)錨定，中性點以下油管在交變載荷作用下引起管桿、管套偏磨，這種偏磨出現(xiàn)在中性點以下距離泵位置。通過加長尾管，泵下重量加大，中性點下移，抵消掉彎曲應(yīng)力。

（3）針對前期使用D級非高強度抽油桿，桿斷頻繁—應(yīng)用HY級高強桿

為降低桿柱故障，2011年開始試驗應(yīng)用HY級抽油桿，同時配合桿徑降級工作，平均懸點載荷降低9.6KN，系統(tǒng)效率提高0.23%，過流面積增大，磨損減少。

（4）對抽汲參數(shù)、桿柱組合不合理油井—優(yōu)化抽汲參數(shù)

高沖次油井會增加抽油桿的振動載荷，引起桿柱失穩(wěn)，加劇管桿偏磨，2012年自行加工更換4.5min-1小皮帶輪16個，抽次過高導(dǎo)致桿斷頻繁7口井全部消除。

3.4深井泵治理

3.4.1針對閥副腐蝕結(jié)垢嚴重—特種閥副。對于綜合含水高、井筒腐蝕結(jié)垢嚴重油井，普通閥副防腐防垢效果差，2011年開始試驗應(yīng)用鈷鉻鎢和陶瓷閥副。

3.4.2對凡爾罩斷裂問題—分體式閉式加厚凡爾罩。普通上凡爾罩強度低，罩臂無法加厚，極易在凡爾上下沖擊造成罩臂斷裂，改進后將閥室和出油口分開，罩臂適當(dāng)加厚，且可以有效避免應(yīng)力集中，入井未出現(xiàn)一例凡爾罩臂斷裂問題。

四、經(jīng)濟效益評價

2012年吳起油田通過井筒綜合治理，油井單井檢泵井次由2011年底的2.01井次/口·年降低到目前的1.34井次/口·年，檢泵周期由203天上升到目前的267天。

井下作業(yè)費、管桿、附件費用減少：

（2.01-1.34）次/口·年×6萬/次=4.02萬/口·年

原油經(jīng)濟效益增加：

（2.01-1.34）次/口·年×2.5天/次×2.01噸/天×0.4萬/噸=1.35萬/口·年

新工藝產(chǎn)品費用投入：

1.34次/口·年×（1.1～0.2）萬/次=（1.47～0.27）萬/口·年

投入產(chǎn)出比：

（1.47～0.27）：（4.02+1.35）=1：（3.7～20）經(jīng)濟效益明顯。

五、認識和建議

1、井筒治理工作是一項系統(tǒng)性工程，在上修作業(yè)時必須管、桿、泵、筒、層統(tǒng)籌考慮，進行綜合防治；

2、井筒因開發(fā)層系、井筒狀況、設(shè)備參數(shù)等條件的不同而呈現(xiàn)出多樣化癥狀，井筒長期治理的方向必須遵循差異化和精細化管理；

3、吳起在用座封井31口，新工藝產(chǎn)品的推廣應(yīng)用，解決了座封井無法加藥的局限性，延長了油井免修期。

參考文獻

[1]陳遠清.油井結(jié)垢機理研究與防治[J].內(nèi)蒙古石油化工，2009，（12）.

作者簡介

①盧曉輝，1985年10月出生，1985年10月出生，2008年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣儲運工程專業(yè)，油田開發(fā)助理工程師，現(xiàn)為采油三廠吳起作業(yè)區(qū)技術(shù)室副主任。