河南油田躺井原因分析及控制措施研究

朱振平

(中石化河南油田分公司第一采油廠，河南 桐柏 474780)

范民

(中石化河南油田分公司第二采油廠，河南 唐河 473400)

李軍

(中石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南 南陽 473132)

田紅燕，陳紹江，鄭壯，袁偉，袁結連

河南油田躺井原因分析及控制措施研究

朱振平

(中石化河南油田分公司第一采油廠，河南 桐柏 474780)

范民

(中石化河南油田分公司第二采油廠，河南 唐河 473400)

李軍

(中石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南 南陽 473132)

田紅燕，陳紹江，鄭壯，袁偉，袁結連

(中石化河南油田分公司第一采油廠， 河南 桐柏 474780)

[摘要]受井斜、高含水、聚驅、工具質量和地層等因素影響，管桿偏磨和腐蝕結垢現象加劇，造成躺井井次逐年增加，嚴重影響了油田生產。為此，從管、桿偏磨，抽油泵故障以及地層因素這3個方面對河南油田第一采油廠躺井原因進行了系統分析，結合生產實際從偏磨治理(包括實施桿徑統一、使用油管錨定或尾管加重技術、合理使用防磨器或鑄塑桿、通過桿柱力學分析調整桿柱組合、聚驅井全井扶正、優化抽吸參數、采用抽油桿旋轉、簡化機堵井管柱等8個方面)、改進抽油泵結構(包括脫節器和活塞凡爾罩的改進)、地層因素躺井治理(包括腐蝕結垢和出砂井治理)對躺井控制措施進行了研究，并針對不同井況及井下管柱特點采取相應措施進行了治理，效果顯著。

[關鍵詞]河南油田；躺井原因；控制措施

在原油生產過程中，躺井不僅影響原油產量，還會增加作業成本，嚴重影響油田正常生產。受井斜、高含水、聚驅、工具質量和地層等因素影響，河南油田分公司第一采油廠的管桿偏磨和腐蝕結垢現象加劇，造成躺井井次逐年增加。為了有效控制躺井井次，減少躺井造成的損失，對油井躺井原因進行了系統分析，并結合生產實際對躺井控制措施進行了研究和應用。

1躺井原因分析

2011~2013年共躺井1911井次，躺井率48.92%，其中偏磨躺井472井次，占總躺井數的24.7%；管、桿、泵造成躺井526井次，占總躺井數的27.5%，地層因素造成躺井391井次，占總躺井數的20.5%。管桿偏磨、泵、地層因素是近幾年躺井的主要原因。

1.1管、桿偏磨

引起抽油機井管、桿偏磨的因素很多，具體某井的偏磨可能是一種或多種因素所致，不同的井況，某種因素的影響嚴重程度也不同。分析其原因有：①井斜引起管、桿偏磨；②封隔器坐封引起管桿偏磨；③高含水率引起管桿偏磨；④聚驅引起管桿磨損。除上述原因外，桿柱失穩、管桿材質、沖程沖次、出砂、結蠟等都將不同程度的造成抽油桿、油管的磨損。

1.2抽油泵故障

2011~2013年抽油泵故障躺井222井次，平均免修期420d，其中普通泵躺井210井次，平均免修期426d，螺桿泵躺井12井次，平均免修期325d。普通泵躺井原因主要為：固定凡爾刺漏、活塞斷脫、脫節器問題和活塞液流通道變形。分析其原因有：①脫節器問題；②活塞液流通道變形，影響出液；③活塞斷脫。

1.3地層因素

2011~2013年地層因素躺井391井次，占總數的20.5%，原因為結垢、腐蝕、結蠟、出砂。抽油桿、油管結垢后，將增加上行負荷，使抽油桿受力狀況惡化，增加躺井。如南79-平8井2011年1月11日補孔后下新桿完井，2011年4月5日桿斷，免修期84d，第116根3/4in桿本體斷，管桿結垢、腐蝕，在抽吸參數不變情況下，最大負荷從2月8日的69.01kN上升至3月7日83.9kN。

2控制措施

2.1偏磨治理

1)實施桿徑統一目前常用的桿柱優化組合設計中，采用的都是API標準中的“桿柱等強度”設計。這樣的桿柱設計方案，桿柱組合都是上粗下細。但研究表明，越是桿柱下部，桿柱懸重越小，法向力的影響越大，偏磨程度越嚴重。因此在滿足抽汲負荷條件下，首先保證盡量避免桿柱上粗下細，且盡量使用大直徑桿。聚驅桿柱設計優先采用單級組合，上下統一桿徑，減小法向力。在下泵深度不能滿足單一桿徑條件時，采取“優化底部加重，避免使用三級組合”的方法。

2)使用油管錨定或尾管加重技術對于因水驅油藏桿柱失穩造成桿柱偏磨井，采取油管錨定和尾管加重技術，可避免桿柱失穩，減緩偏磨。油管錨定即在泵上下入油管錨定器固定油管，避免了上沖程時泵上油管受壓彎曲導致的桿柱上行磨損，同時在作業時進行泄油，減少地面污染和減少沖程損失，提高泵效的作用；尾管加重即增加泵下尾管長度，使泵上油管所受的預拉力增加，以免在上沖程時泵上油管受壓彎曲導致管桿接觸磨損，一般尾管長度選擇200～300m。如采用傳重式加重桿，可以將所有加重塊重量全部傳遞到底部，保證整個抽油桿柱基本處于受拉狀態，減少下部屈曲的抽油桿對油管的正壓力。

對于管桿失穩井，2014年采用管柱錨定、尾管加重和桿柱優化組合，減少了生產過程中由于管柱蠕動造成的偏磨加劇，主要實施油管錨定102井次，尾管加重實施68井次，偏磨周期由286d到567d，延長281d。

3)合理使用防磨器或鑄塑桿合理使用扶正防磨器或鑄塑桿，可以減少井眼軌跡造成的偏磨，起到扶正抽油桿作用，避免抽油桿接箍及本體直接與油管內壁接觸產生摩擦，能有效減緩抽油桿與油管磨損。目前主要應用接箍固定式尼龍扶正防磨器，防磨效果較好，但要注意尼龍扶正防磨器下井時要求精確配長，讓防磨器在整個上下沖程內盡量避開油管接箍，否則尼龍扶正防磨器易被油管連接處長期刮掛剝蝕，磨損加速，并且剝落的碎屑易在地面堵塞單流閥，中途停井時有可能造成泵卡等。鑄塑桿主要是在普通抽油桿上增加3個鑄塑塊，因鑄塑塊外徑大于抽油桿，在抽吸過程中鑄塑塊與油管接觸，可減緩抽油桿磨損，延長檢泵周期。

4)通過桿柱力學分析調整桿柱組合通過井下桿柱力學分析看出偏磨主要出現在下沖程，桿柱推動柱塞下行時，抽油桿柱受到下行阻力的影響，克服下行阻力，中和點以下發生彎曲后接觸油管壁，產生側向力，使桿管相互磨損，對易磨損部分有針對性調整桿柱組合，可以起到顯著成效。

5)聚驅井全井扶正因為聚驅井采出液具有一定的彈性，井下桿柱除了受軸向力外還受側向力的影響，聚驅中法向力存在全井，因此全井抽油桿柱不能只在偏磨段上下扶正，否則易造成因為部分扶正后，偏磨受力發生改變，偏磨段轉移；或者加裝工具后桿柱因彈簧效應，彎曲井段、彎曲幅度發生改變，容易造成偏磨段轉移、偏磨程度的嚴重化，影響治理效果。所以聚驅偏磨油井需要采取全井扶正的措施，在保證消除法向力作用的同時，增加桿柱抗失穩能力，保證桿柱的抗彎曲，減少桿斷的幾率。目前現場采用統一桿徑+全井扶正+井口旋轉技術用以減少抽油桿偏心度，以降低或消除抽油桿的彎曲，減少偏磨。2014年進行聚驅偏磨治理58井次，同比降低36井次。

6)優化抽吸參數在滿足油田地質開發要求的前提下，盡量采用長沖程、低沖次。長沖程、低沖次可以增加油管與抽油桿的磨損面積，減少摩擦次數，使磨損均勻，有利于延長抽油桿的使用壽命，同時對沉沒度大于300m的抽油機井進行上提泵掛，減小上沖程過程進液壓力過高造成對桿柱的上頂彎曲，減少管桿接觸磨損面積，也減輕抽油機負荷，管桿間的正壓力也隨著減小，使磨損大大減輕。2014年換大泵降沖次實施26井次，平均沖次由6.02次/min降到4.83次/min，偏磨躺井率由25.9%降到18.75%。

7)采用抽油桿旋轉對于偏磨十分嚴重的井，使用抽油桿自動旋轉裝置，可以提高防偏磨效果。在抽油桿安裝自動旋轉裝置，使抽油桿均勻磨損，防止管桿在同一方向上重復摩擦造成偏磨，可有效減輕偏磨的危害，延長抽油井正常生產時間，同時也有效防止抽油桿脫扣。

8)簡化機堵井管柱簡化生產管柱，使堵水管柱與生產管柱分開，有利于減小桿、管接觸，防止偏磨。封上采下或封中間采兩頭的井使用Y441+Y341丟手封封堵非生產層層位；封堵底水井采用打可取式、可鉆式橋塞簡化管柱，使完井生產管柱不帶封，避免坐封造成管柱彎曲增加偏磨。

2.2改進抽油泵結構

1)脫節器的改進脫節器是連接抽油桿和柱塞的關鍵部位，尤其是在聚驅聚合物濃度不斷上升的情況下，對材質的要求更高，首先，通過改進熱處理工藝使脫節器具有足夠剛度和硬度的同時，又具有足夠的塑性和韌性；其次對脫節器的加工質量和精度方面進行提高，釋放接頭矛桿采用膠粘，打穩釘進行固定。

2)活塞凡爾罩的改進與老式凡爾罩結構比較，改進后的出油凡爾罩出油孔內徑增大了1mm，最大孔距30mm，比老式結構增大了7mm，大于凡爾球的直徑2mm，解決了凡爾球堵塞出油孔的問題。2014年改進后未發現因凡爾罩變形影響出液檢泵的作業。

2.3地層因素躺井治理

1)腐蝕結垢治理針對因腐蝕、結垢造成躺井的，及時取樣進行化驗分析，生產過程中采取在套管定期加入緩蝕劑或阻垢劑，延緩腐蝕和結垢速率。

對于部分難治理井，下入內襯油管，減少腐蝕、偏磨。內襯油管是在普通油管內襯一層超高分子量聚乙烯材料，采用專用技術使襯管與鋼制油管緊貼在一起，形成“管中管”結構，內襯油管不僅可以解決油管偏磨、腐蝕、結蠟等難題，同時由于其摩擦系數較低，還可降低油井光桿負荷、抽油桿柱底部應力，延長抽油桿柱的壽命。2014年先后在88口井投入內襯油管，平均免修期從163d延長至474d。

2)出砂井治理近年來，隨著含水的升高，部分井高液量生產，加上長時間注水沖刷，造成出砂井越來越多，因砂卡造成躺井的井也在逐年增加。目前，在出砂井主要通過下入沉砂器進行治理，當液體通過沉砂器時造成旋流，依靠密度差異，產生不同離心力，實現液、砂分離，砂分離后排到尾管，液體通過泵抽出地面，避免了砂粒進入泵筒，造成井卡。

3應用效果

2014年，針對不同井況及井下管柱特點采取相應措施進行了治理，全廠躺井648井次，躺井率45.51%，對比2013年分別減少20井次，下降3.64%。其中偏磨躺井152井次，同比減少井次7井次，抽油泵躺井87井次，同比減少11井次(抽油泵活塞改進后未出現液量通道受阻進行作業)，地層因素躺井130井次，同比減少25井次。

4結論

1)抽油井井油管、抽油桿的偏磨重要原因是由井斜、封隔器坐封導致泵上油管彎曲、產出液含水率高等因素引起。

2)簡化生產管柱、增加泵下尾管長度、下防磨器、下鑄塑桿、下油管錨、優化參數等能有效防治管桿磨損，延長管桿使用壽命，延長油井免修期。

3)通過增大凡爾罩油孔內徑和最大孔距，較好的解決了因凡爾罩變形造成的液流通道受阻問題。

4)采用油管內襯技術進行偏磨、防腐防垢治理，具有較好的治理效果。

5)單井具體采用哪些錯施，應根據生產層位、井斜大小、液量大小、產出液性質等，針對性的選擇一種或多種治理措施，可達最佳效果。

[參考文獻]

[1]曲占慶，劉建敏，楊學云，等.高含水期抽油泵柱塞防偏磨技術[J].石油礦場機械，2008，37(5)：106～107.

[2]郝建中，高維衣.注聚驅抽油桿管偏磨機理與防治[J].油氣井測試，2003，12(3)：9～11.

[編輯]辛長靜

[引著格式]朱振平，范民，李軍，等.河南油田躺井原因分析及控制措施研究[J].長江大學學報(自科版)，2015,12(13)：57~59.

54 Model for Predicting the Composite Plug Pressure in Liner Cementing

Sun Wenjun, Xu Minghui, Xu Xing, Sun Zeqiu(ShelfOilEquipment&ServicesCo.Ltd.,ResearchInstituteofPetroleumEngineering,SINOPEC，Dezhou253005)

Abstract:In allusion to the problem of the composite plug pressure in liner cementing is lack of theoretical support and based on the distribution of the fluid pressure inside the casing string, a model is established for predicting the composite plug pressure in liner cementing to provide a basis for its prediction before liner cementing operation.The distribution of fluid pressure inside the casing string is analyzed under the conditions both of the completion and incompletion of U tube effect.The software called “Wellplan-Opticem” is used to calculate the wellhead pressure of the composite pressure and a frictional pressure loss calculation program is used to calculate the fluid frictional pressure loss inside drill tool and combined with the plug shear pin and actual shear value, a calculation formula for composite pressure under the 2 conditions is established according to the distribution of fluid pressure inside the drill pipe.The prediction model of the composite plug pressure in liner cementing is successfully applied in 5 linear cemented wells in a domestic oilfield and the predicted pressure is compared with the actual one, the result indicates that the prediction model of composite plug pressure in liner cementing can meet the engineering requirements with the relative error below 10%.

Key words:liner cementing; sealing of the plug； prediction model

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)13-0057-03

[中圖分類號]TE358