超長沖程采油技術(shù)在大慶油田的設(shè)計與實踐

馬蔚東（大慶油田有限責任公司采油工程研究院）

大慶油田機采方式以抽油機為主，平均系統(tǒng)效率為26.9%，其中外圍抽油機占總井數(shù)的6.9%，平均系統(tǒng)效率僅為13.9%。可見外圍油田抽油機舉升整體系統(tǒng)效率較低、噸液能耗較高。另外由于單井產(chǎn)量低，連續(xù)運行抽油機井供液不足現(xiàn)象普遍存在。因此導(dǎo)致泵效低，系統(tǒng)效率低的主要原因是供排下協(xié)調(diào)[1-4]。近年來，針對外圍油田應(yīng)用傳統(tǒng)游梁式抽油機傳動環(huán)節(jié)多、效率低，管理維護工作量大，部分井偏磨影響嚴重等問題，超長沖程采油技術(shù)的試驗成功和推廣應(yīng)用，改善了大慶油田部分區(qū)塊機采井管桿偏磨、能耗高等問題。

1 研究與試驗

1.1 研究背景

2014年，大慶外圍油田某廠產(chǎn)液量低于2 t的抽油機井占開井數(shù)比例達70%，平均泵效11.4%，系統(tǒng)效率僅7.2%，因偏磨導(dǎo)致檢泵井占檢泵總井數(shù)48.3%。針對上述問題，應(yīng)用了地面應(yīng)用智能提撈抽油機配合井下超長沖程抽油泵采油技術(shù)。應(yīng)用后舉升效率提高，油井偏磨程度大幅降低。為了進一步探索合理的生產(chǎn)制度，采取間歇抽油的方式，不斷優(yōu)化抽與停的時間。試驗井電流變化曲線見圖1。現(xiàn)場試驗井平均單采用該方法后與應(yīng)用前對比日產(chǎn)油增加0.2 t，沉沒度下降214 m，日節(jié)電37.8 kWh。但由于頻繁起停，也暴露出地面采油設(shè)備鏈條易斷，柔性繩易斷、易破損等問題。

圖1 試驗井電流變化曲線Fig.1 Curve of current change in test well

1.2 技術(shù)研究

大慶油田針對該技術(shù)存在的不足逐一進行了分析，完成了地面抽油機的全新設(shè)計，完善了六項超長沖程采油主體及配套技術(shù)。

1）動力傳動技術(shù)。針對抽油機傳動部分的鏈條易斷使用壽命短、機架結(jié)構(gòu)力學(xué)性能差、傳動輪直徑小影響柔性繩疲勞壽命等問題[5-7]，對地面機構(gòu)進行了全新設(shè)計，采用電動機、減速器直驅(qū)方式，取消了傳動鏈條；對機架結(jié)構(gòu)進行了改進，傳動輪直徑由?60 cm增加到?105 cm。

2）柔性繩技術(shù)。針對柔性繩及接頭易斷、表面涂層易破損等問題，改進了表面涂層膠合度、注塑延伸率、摩擦系數(shù)、耐溫性能。

3）控制系統(tǒng)技術(shù)。針對導(dǎo)致柔性繩易斷問題，改進為柔性啟停，運行更加平穩(wěn)。

4）長沖程抽油泵技術(shù)[8]。泵筒內(nèi)壁采用特殊工藝處理，提高耐磨和抗腐蝕性。

5）井口密封技術(shù)。針對井口密封裝置調(diào)偏、對中性差、預(yù)緊力人為控制等不足，改進了井口密封裝置，提高了工作性能[9]。

6）配套技術(shù)。針對油井結(jié)蠟問題，研制了井筒刮蠟裝置，減緩了油井結(jié)蠟速度；針對功圖測試誤差大，研制了新型功圖測試裝置，為工況診斷分析提供依據(jù)[10]。

1.3 現(xiàn)場試驗

針對長垣水驅(qū)和外圍水驅(qū)油井分別開展了老井改造現(xiàn)場試驗。34口超長沖程抽油機改造試驗井應(yīng)用情況對比見圖2。平均單井泵效由17.9%提高到48.0%，平均單井百米噸液耗電由1.1 k Wh下降到0.4 k Wh，平均系統(tǒng)效率由7.9%提高到16.1%，平均節(jié)電率67.6%。由于運行次數(shù)減少，無偏磨影響，單井年可節(jié)省作業(yè)成本0.7萬元。

圖2 超長沖程抽油機改造試驗井應(yīng)用情況對比Fig.2 Comparison of ultra-long stroke pumping unit in reforming test well

2 設(shè)計與實踐

2.1 方案設(shè)計

超長沖程采油技術(shù)率先在大慶油田外圍水驅(qū)產(chǎn)能區(qū)塊采油工程方案中設(shè)計。隨著對地面及井下工藝設(shè)計、日常維護管理等配套技術(shù)和管理方式不斷完善，提高了現(xiàn)場運行效率，降低了偏磨影響，具備了規(guī)模推廣應(yīng)用條件。因此，近年來陸續(xù)在長垣水驅(qū)、長垣聚驅(qū)和致密油區(qū)塊方案開展設(shè)計，應(yīng)用領(lǐng)域更加多樣化。設(shè)計平均下泵深度1 313.2 m，根據(jù)產(chǎn)液量優(yōu)選了?44 mm、?57 mm、?70 mm等泵徑的超長沖程抽油泵；針對現(xiàn)場易發(fā)生桿管偏磨和斷脫的問題，試驗設(shè)計了碳纖維連續(xù)桿[11-13]；超長沖程抽油機主要為8型和10型，平均裝機功率為24.5 kW。

2.2 桿管優(yōu)化

2.2.1 抽油桿優(yōu)化

超長沖程抽油機最大沖程可達到50 m，沖次僅為2.5次/h。在滿足載荷要求的前提下，對抽油桿柱組合進一步優(yōu)化，使利用率達到最大。

一是基于抽油桿柱工作時受非對稱循環(huán)應(yīng)力作用，應(yīng)用公式計算抽油桿最小應(yīng)力和最大應(yīng)力。

抽油桿強度條件：

式中：Sc為抽油桿柱的折算應(yīng)力的應(yīng)力幅值，MPa；[S]為非對稱循環(huán)疲勞極限應(yīng)力，MPa；Sa為抽油桿柱的循環(huán)應(yīng)力的應(yīng)力幅值，MPa；Smax為抽油桿最大應(yīng)力，MPa；Smin為抽油桿最小應(yīng)力，MPa；Wmax為抽油桿最大載荷，N；Wmin為抽油桿最小載荷，N；Ar為抽油桿截面積，m2。

二是應(yīng)用修正古德曼圖對抽油桿強度進行進一步校核，根據(jù)應(yīng)力分析計算結(jié)果，優(yōu)化抽油桿柱設(shè)計。修正古德曼圖見圖3，陰影部分為安全區(qū)，要求Smax≤Sall，Sall計算公式如下：

圖3 修正古德曼圖Fig.3 Modified goodman diagram

式中：Smax為抽油桿最大應(yīng)力，MPa；Sall為抽油桿許用最大應(yīng)力，MPa；T為抽油桿材料的最低抗拉強度，MPa；S為抽油桿使用系數(shù)，與油井腐蝕條件等因素有關(guān)的一個經(jīng)驗數(shù)值。

根據(jù)抽油桿柱強度設(shè)計結(jié)果，可以用應(yīng)力范圍比PL來衡量抽油桿柱使用效率：

式中：P L為應(yīng)力范圍比（要求P L值小于1）。

P L在小于1的情況下越大越好，以保證在安全的前提下使抽油桿利用率達到最大。部分外圍水驅(qū)區(qū)塊針對性優(yōu)選了?16 mm×?19 mm抽油桿組合，與采用?19 mm單級桿相比，抽油桿費用單井可節(jié)約0.2萬元，同時降低了抽油機載荷、扭矩以及電動機運行功率，單井日節(jié)電7.7 kWh。

2.2.2 油管優(yōu)化

一是油管尺寸選擇。根據(jù)采用?139.7 mm套管完井，油管與抽油桿配合間隙見表1。

表1 油管與抽油桿配合間隙Tab.1 Tubing and sucker rod fit clearance table

采用?73 mm油管生產(chǎn)時，?19 mm、?22 mm、?25 mm抽油桿的接箍處與油管內(nèi)壁的最小間隙為3.5～10.35 mm，均可以滿足生產(chǎn)要求，優(yōu)選采用?73 mm的油管。

二是油管安全長度優(yōu)化。根據(jù)油管受力狀態(tài)研究，建立了油管動態(tài)力學(xué)模型，對油管絲扣的受力狀態(tài)進行分析，確定油管螺紋疲勞強度計算公式，來確定?73 mm、J55鋼級平式油管的安全工作深度。

式中：εb為油管材料抗拉極限處的應(yīng)變，對于J55材質(zhì)油管，根據(jù)油管材料疲勞實驗，確定：k=0.251 14，a=8，b=1.65；[ εmax]為許用最大應(yīng)變，MPa；[ εmin]為油管螺紋危險點的最小循環(huán)應(yīng)變，MPa。

油管安全判斷條件為計算處油管的最大應(yīng)變：εmax≤[ εmax]成立，則油管是安全的。通過將油管安全工作深度與斷管位置對比，以安全深度大于斷管深度的理論符合率在80%以上。應(yīng)用該公式對?73 mm油管的安全深度進行計算，進而確定?73 mm油管的安全工作位置，在該點以下應(yīng)用?73 mm、J55鋼級油管，該點以上應(yīng)用?73 mm、N80鋼級油管。通過優(yōu)化組合油管尺寸與長度，在保證機采設(shè)備正常運行的基礎(chǔ)上，油管受力得到明顯改善，進一步緩解了現(xiàn)場油管損壞的問題。

2.3 方案實施

自2017年，超長沖程抽油機產(chǎn)能設(shè)計區(qū)塊相繼投產(chǎn)。統(tǒng)計分析了長垣水驅(qū)、長垣聚驅(qū)、外圍水驅(qū)、致密油等區(qū)塊現(xiàn)場應(yīng)用效果。

2.3.1 長垣水驅(qū)區(qū)塊

長垣水驅(qū)X區(qū)塊于2020年1月投產(chǎn)，與同區(qū)塊常規(guī)抽油機舉升井相比，12口超長沖程抽油機舉升井泵效提高了50.4%，系統(tǒng)效率提高1.8%，時率提高了1.2%，節(jié)電率42.1%。

2.3.2 長垣聚驅(qū)區(qū)塊

長垣聚合物驅(qū)B區(qū)塊于2020年4月陸續(xù)投產(chǎn)，2020年10月開始注入聚合物，從超長沖程采油技術(shù)在聚驅(qū)階段的實施情況來看，與同區(qū)塊常規(guī)抽油機舉升井相比，30口超長沖程抽油機舉升井泵效提高了25.7%，系統(tǒng)效率提高2.7%，時率提高了2.0%，節(jié)電率43.8%。

2.3.3 外圍水驅(qū)區(qū)塊

統(tǒng)計外圍水驅(qū)開發(fā)P油層產(chǎn)能區(qū)塊27口超長沖程抽油機舉升井，與同區(qū)塊常規(guī)抽油機舉升井相比泵效提高了28.2%，系統(tǒng)效率提高5.9%，時率提高了6.9%，節(jié)電率56.1%。

2.3.4 致密油區(qū)塊

統(tǒng)計致密油已投產(chǎn)12口長沖程抽油機舉升井，與同區(qū)塊常規(guī)抽油機舉升井相比泵效提高了26.4%，系統(tǒng)效率提高6.2%，時率提高了1.8%，節(jié)電率21.4%。

3 結(jié)論

1）大慶油田現(xiàn)場設(shè)計應(yīng)用超長沖程抽油機平均日產(chǎn)液7.4 t，平均日產(chǎn)油0.9 t，平均時率97.0%，與同區(qū)塊常規(guī)抽油機相比，平均泵效提高43%，平均系統(tǒng)效率提高7.9個百分點，平均節(jié)電率55.4%。采取“長沖程、低沖次”的運行模式，平均沖程44.0 m、沖次3.9次/h，泵深平均1 341.3 m。整體來看，超長沖程抽油機現(xiàn)場運行比較平穩(wěn)，可以滿足生產(chǎn)需要。

2）通過舉升工藝優(yōu)化，有效減少井下磨損次數(shù)，降低了設(shè)備費用，減少了維護性工作量，節(jié)電效果顯著。但柔性光桿技術(shù)、刮蠟器技術(shù)的長期適應(yīng)性還需要進一步驗證，操作管理與常規(guī)抽油機有明顯區(qū)別，需要不斷完善操作規(guī)程，加強現(xiàn)場培訓(xùn)。