胡尖山油田新46區(qū)塊油井偏磨綜合治理研究

楊沾宏，陳博，劉曉龍，劉昱瑭，王舸，韓立

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田礦區(qū)事業(yè)服務(wù)部湖濱花園物業(yè)服務(wù)處，陜西西安710021）

胡尖山油田新46區(qū)塊油井偏磨綜合治理研究

楊沾宏1，陳博1，劉曉龍2，劉昱瑭1，王舸1，韓立1

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田礦區(qū)事業(yè)服務(wù)部湖濱花園物業(yè)服務(wù)處，陜西西安710021）

胡尖山油田新46區(qū)塊油井偏磨井?dāng)?shù)逐年增加，管桿偏磨問(wèn)題日益嚴(yán)重，直接影響油井的正常生產(chǎn)，消除和減輕管桿磨損已成為油井井筒管理的重點(diǎn)。本文針對(duì)油井偏磨問(wèn)題，分析了油井偏磨的機(jī)理及原因，提出了適合本區(qū)情況的防治偏磨措施。

偏磨；偏磨機(jī)理；防治措施

胡尖山油田新46區(qū)塊實(shí)開(kāi)油井141口，產(chǎn)油能力341.7 t/d，綜合含水58.2%，主力層系為侏羅系延安組延9油層，油層埋深1 600 m～1 900 m，泵掛深度主要集中在1 400 m。抽油桿采用三級(jí)組合，抽吸參數(shù)以2.54、2.55為主，泵徑主要以產(chǎn)液量≥5.0 m3選用38 mm泵徑，產(chǎn)液量≤5.0 m3選用32 mm泵徑。該區(qū)目前存在的主要問(wèn)題是管桿偏磨嚴(yán)重，統(tǒng)計(jì)共有偏磨油井90口，占總開(kāi)井?dāng)?shù)63.8%，由于偏磨造成管桿故障頻繁發(fā)生，嚴(yán)重制約井筒治理。

因偏磨造成的上修井從2012年10口上升到2015年82口，所占躺井比例由25.6%上升到42.9%。油井偏磨問(wèn)題日趨嚴(yán)重。

1　管桿偏磨機(jī)理及影響因素分析

1.1偏磨機(jī)理

油井在上下抽吸的運(yùn)動(dòng)過(guò)程中，抽油桿會(huì)發(fā)生縱橫彎曲和失穩(wěn)變形。

上沖程過(guò)程中，液柱載荷轉(zhuǎn)換到抽油桿上，由于管內(nèi)介質(zhì)的重力、油管與管內(nèi)介質(zhì)和抽油桿的阻力作用，使抽油桿拉直，而原先作用在油管上的液柱載荷突然消失，產(chǎn)生“活塞效應(yīng)”，使管柱底部受到一個(gè)向上的虛擬力作用，導(dǎo)致油管收縮并發(fā)生彎曲變形（當(dāng)油管柱沒(méi)有錨定時(shí)），造成抽油桿與油管偏磨［1，2］。

下沖程過(guò)程中，抽油桿主要受兩個(gè)方向的力，一個(gè)是自身在液體中向下的重力，另一個(gè)就是活塞和抽油桿柱下沖程時(shí)受到向上的阻力。阻力隨著抽油桿在油管內(nèi)的各種摩擦阻力、抽油泵沖次以及液體運(yùn)動(dòng)黏度的增加而增大，也隨活塞與泵襯套間隙減小而增大。兩個(gè)方向力的平衡點(diǎn)，稱(chēng)為中和點(diǎn)。中和點(diǎn)以上抽油桿呈拉伸狀態(tài)，以下抽油桿受壓彎曲，發(fā)生變形。絕大多數(shù)油井偏磨的直接原因是底部抽油桿柱在下行阻力的作用下發(fā)生彎曲，導(dǎo)致桿柱“失穩(wěn)”，管桿接觸產(chǎn)生偏磨。中和點(diǎn)越低，桿柱失穩(wěn)越少，偏磨現(xiàn)象也越少。

1.2偏磨的影響因素

1.2.1固有因素

（1）井身結(jié)構(gòu)：如果抽油泵下到造斜點(diǎn)以下，泵上油管會(huì)隨著套管一起彎曲，生產(chǎn)中抽油桿的綜合拉力產(chǎn)生了一個(gè)側(cè)向分力，導(dǎo)致油管和抽油桿發(fā)生偏磨。油井彎曲段或造斜點(diǎn)的角度越大，抽油桿與油管之間的磨損越嚴(yán)重。這種磨損發(fā)生在抽油桿的上、下兩個(gè)沖程的全過(guò)程，磨損較嚴(yán)重。

對(duì)比新46區(qū)塊10口偏磨嚴(yán)重油井的偏磨位置與對(duì)應(yīng)井斜數(shù)據(jù)（2015年因偏磨檢泵≥2井次），分析認(rèn)為，發(fā)現(xiàn)偏磨段主要集中在最大井斜位置前后，而偏磨位置主要在泵掛深度的70%～泵掛之間（見(jiàn)表1）。

表1　新46區(qū)塊偏磨嚴(yán)重高頻上修井井深數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

（2）桿柱彎曲：抽油桿上下抽吸運(yùn)動(dòng)中，桿柱上下受力不一致，上沖程整個(gè)抽油桿處于受拉狀態(tài)，整個(gè)桿柱基本呈直線狀態(tài)；下沖程時(shí)，中和點(diǎn)上部桿柱受向上的拉力，中和點(diǎn)下部桿柱受向下的壓力發(fā)生彎曲變形，與油管發(fā)生偏磨。

1.2.2動(dòng)態(tài)因素

（1）高含水：隨著油田開(kāi)發(fā)的深入，原油含水上升，當(dāng)大于74%時(shí)產(chǎn)出液換相，由油包水型轉(zhuǎn)換為水包油型，管桿表面失去了原油的保護(hù)作用，產(chǎn)出水直接接觸金屬，腐蝕速度增加。同時(shí)由于高含水井產(chǎn)出液潤(rùn)滑性能差，管桿間摩擦系數(shù)變大，同一接觸壓力下的磨損更嚴(yán)重。

對(duì)新46區(qū)塊油井含水進(jìn)行分級(jí)，發(fā)現(xiàn)含水大于70%的油井中偏磨井?dāng)?shù)有48口，比率最高為78.7%，高含水是催化偏磨的主要因素之一（見(jiàn)表2）。

表2　油井含水分級(jí)偏磨情況統(tǒng)計(jì)表

（2）沖次：沖次越高，運(yùn)動(dòng)中的振動(dòng)載荷就越大，同時(shí)受交變載荷的影響，導(dǎo)致桿柱失穩(wěn)并且彎曲變形，增加了管桿接觸可能性。同時(shí)，沖次較大的油井在單位時(shí)間內(nèi)的交變應(yīng)力作用次數(shù)更多，在抽油桿表面的局部薄弱區(qū)和應(yīng)力集中點(diǎn)處更容易產(chǎn)生細(xì)微裂縫，從而導(dǎo)致最終的斷裂。

對(duì)新46區(qū)塊偏磨油井進(jìn)行分析，大于3.5沖次的偏磨油井67口占比例74.4%，沖次越高，相同時(shí)間內(nèi)管桿磨損頻率就越高，偏磨越嚴(yán)重（見(jiàn)表3）。

表3　偏磨井沖次分級(jí)情況統(tǒng)計(jì)表

1.2.3催化因素一般井筒結(jié)垢、腐蝕使管桿表面粗糙度增加，摩擦系數(shù)增大，加劇了管桿偏磨的程度。

偏磨和腐蝕的交替效應(yīng)：管桿偏磨，使磨損表面產(chǎn)生熱能，從而使管桿表面鐵分子活化，產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕；而由于腐蝕，使管桿偏磨表面更粗糙，從而磨損更嚴(yán)重。二者并非簡(jiǎn)單的疊加，而是相互作用，相互促進(jìn)，破壞性更大。統(tǒng)計(jì)新46區(qū)偏磨油井，大多伴有結(jié)垢和腐蝕現(xiàn)象，其中伴有結(jié)垢井共有46口，占比例51.1%；伴有腐蝕井共有22口，占比例24.4%。

2　防偏磨措施及效果

根據(jù)新46區(qū)塊偏磨現(xiàn)狀，開(kāi)展管桿防偏磨重點(diǎn)治理。

2.1優(yōu)化管桿組合，減緩固有因素影響

針對(duì)部分井斜大的油井桿柱組合不合理、扶正防磨措施不到位發(fā)生偏磨油井，合理優(yōu)化桿柱組合。2015年每口油井下泵時(shí)都按照二次優(yōu)化方案重新優(yōu)化，共計(jì)優(yōu)化198井次，使得偏磨油井平均檢泵周期延長(zhǎng)26 d（見(jiàn)表4）。

表4　2015年優(yōu)化桿柱組合情況統(tǒng)計(jì)表

2.2合理抽汲參數(shù)，減輕動(dòng)態(tài)因素影響

針對(duì)抽吸參數(shù)偏大油井，在不影響油井正常生產(chǎn)的情況下，根據(jù)“長(zhǎng)沖程，低沖次”的設(shè)計(jì)原則，重新優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)。并利用檢泵機(jī)會(huì)更換小泵，減少因參數(shù)過(guò)大造成偏磨加劇。

2015年共計(jì)檢泵281井次，優(yōu)化參數(shù)92井次，通過(guò)治理其中55口偏磨油井平均檢泵周期上升48 d，偏磨情況有效減緩（見(jiàn)表5）。

表5　2015年優(yōu)化參數(shù)情況統(tǒng)計(jì)表

2.3預(yù)防結(jié)垢、腐蝕，減輕催化因素影響

目前針對(duì)偏磨且伴隨結(jié)垢的46口油井，統(tǒng)一優(yōu)化藥劑配方，調(diào)整每口井加藥計(jì)劃，并對(duì)結(jié)垢嚴(yán)重油井配套下入固體阻垢器12套；針對(duì)偏磨伴有腐蝕的22口油井，全部投加MH-46緩蝕劑。有效治理井筒結(jié)垢、腐蝕，減緩油井偏磨。

2.4應(yīng)用防磨工藝，延長(zhǎng)管桿使用期限

為了進(jìn)一步治理偏磨嚴(yán)重油井，且針對(duì)同一位置多次偏磨段，推廣應(yīng)用內(nèi)襯油管。內(nèi)襯高分子抗磨抗腐蝕油管是在鋼制油管內(nèi)襯一層聚乙烯管，能解決偏磨與腐蝕的難題，并延長(zhǎng)油管桿使用壽命。2015年應(yīng)用9口，應(yīng)用油井平均檢泵周期由153 d延長(zhǎng)至218 d。

以新36-30井為例，該井為頻繁上修井，管故障頻繁發(fā)生、偏磨嚴(yán)重，平均檢泵周期僅為136 d。2015年12月檢泵起出泵上第1～14根油管偏磨嚴(yán)重，泵上第8根油管磨破，下泵更換泵上1～18根為內(nèi)襯油管，目前檢泵周期由136 d延長(zhǎng)至217 d，效果顯著（見(jiàn)表6）。

綜上所述，通過(guò)以上一系列防偏磨措施，區(qū)塊平均檢泵周期上升35 d。

3　認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）新46區(qū)塊偏磨嚴(yán)重井通過(guò)優(yōu)化管桿組合、合理抽汲參數(shù)、有效防腐防垢、應(yīng)用防磨工藝，偏磨情況得到有效解決，區(qū)塊整體檢泵周期上升35 d。

（2）油井防偏磨治理，必須立足現(xiàn)場(chǎng)小修資料，針對(duì)每口井的井身結(jié)構(gòu)，井筒動(dòng)態(tài)等情況合理優(yōu)化桿柱組合，以及安裝扶正器，應(yīng)用防磨桿、雙向保護(hù)接箍等合理配套扶正防磨措施。

（3）優(yōu)化參數(shù)只針對(duì)參數(shù)偏大的油井，只能緩解偏磨；投加化學(xué)藥品主要是井筒治理，輔助緩解偏磨現(xiàn)象；兩者都具有局限性，應(yīng)結(jié)合其余防磨措施共同治理，有效緩解偏磨。

（4）應(yīng)用內(nèi)襯油管可有效防止偏磨和腐蝕，特別是針對(duì)部分油井最大井斜處多次偏磨現(xiàn)象。

表6　2015年應(yīng)用內(nèi)襯油管情況統(tǒng)計(jì)表

［1］高謝棟，謝豐.有桿采油泵徑管桿偏磨原理分析及防治措施［J］.化學(xué)工程與裝備，2015，（12）：166-168.

［2］王波，李虎.臨南油田夏52塊油井偏磨綜合治理研究［J］.中外能源，2006，（11）：34-36.

Study on comprehensive treatment of oil well partial wear in Xin 46 block of Hujianshan oilfield

YANG Zhanhong1，CHEN Bo1，LIU Xiaolong2，LIU Yutang1，WANG Ge1，HAN Li1
（1.Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi′an Shanxi 710200，China；2.Mining Services of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Xin 46 block in Hujianshan oilfield well eccentric wear well number increased year by year，rod tube eccentric wear problem is becoming more and more serious，a direct impact on the normal production of oil wells elimination and reduce the pipe rod wear has become the focus of wellbore management.In this paper，the mechanism and reason of the oil well partial wear are analyzed in view of the serious eccentric wear of the oil well，and the measures for preventing eccentric wear are put forward.

eccentric wear；mechanism of eccentric wear；prevention and control measures

TE931.2

A

1673-5285（2016）10-0070-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.017

2016－08-04

楊沾宏，女（1988-），助理工程師，畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第六采油廠采油工藝研究所工作，郵箱：yzhong03-cq@petrochina.com.cn。