低滲透油藏水平井深抽工藝技術(shù)探討

2014-08-10 09:21:18朱洪征張建魁

石油化工應(yīng)用 2014年5期

朱洪征，張建魁，呂旭

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院&低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

水平井開采低滲透油田，可以較大程度改善開發(fā)效果，提高采收率。它具有比直井更長的完井層段，通過擴(kuò)大油層泄油面積提高油井產(chǎn)量，單井產(chǎn)量可以達(dá)到直井的3 倍以上，在油田開發(fā)中得到了廣泛的應(yīng)用。油田大多數(shù)水平井由于受常規(guī)抽油泵工作傾角局限性以及抽油桿偏磨限制，只能將抽油泵下到直井段生產(chǎn)，不能夠滿足水平井深抽、降低流壓的要求。水平井深抽配套工藝在長慶油田成功應(yīng)用，充分發(fā)揮長水平段生產(chǎn)潛力，為提高低滲透油藏水平井井筒舉升工藝技術(shù)水平提供了保障。

1 低滲透油藏水平井井筒舉升工藝技術(shù)配套現(xiàn)狀

1.1 完井方式

近年來長慶油田水平井開采低滲透油藏平均井深、水平段長度逐年增加，井身剖面基本采用直-增-穩(wěn)-增-水平，水平井完井方式全部采用套管固井完井。鉆穿黃土層段采用直徑244.5 mm 表層套管固井返到地面，斜井段、水平井段采用直徑139.7 mm 油層套管固井。

1.2 舉升工藝

長慶油田低滲透油藏水平井基本無自噴能力，產(chǎn)液量大都在20 m3/d 以下，目前舉升工藝仍采用定向井舉升工藝，水平井抽油泵一般設(shè)計(jì)在直井段，扶正器的安裝與直井相同。

1.3 工藝管（桿）柱配套存在的主要問題

1.3.1 水平井采用定向井舉升工藝，不能充分發(fā)揮長水平段生產(chǎn)潛力近年來，隨著水平井鉆井及儲層改造工藝的進(jìn)步，通過推行長水平段+體積壓裂技術(shù)，開辟了低滲透油藏提高單井產(chǎn)量和開發(fā)效益的新途徑。水平井改造段數(shù)越來越多，水平段愈來愈長，但由于水平段越長，壓降損失越大，水平井在開采過程中由于水平段的壓降和采出程度不均，使油井含水上升速度快，油井產(chǎn)量急劇下降，影響水平井開發(fā)效果。

實(shí)測壓力分析：長平1 井產(chǎn)液量為11.32 m3/d，管徑為62 mm，水平井段長542.17 m，其壓力損失為0.178 3 MPa（見圖1）。長平2 井產(chǎn)液量為13 m3/d，管徑為62 mm，水平井段長637.31 m，其壓力損失為0.837 9 MPa（見圖2）。

1.3.2 普通泵在大斜度井段泵閥關(guān)閉滯后，漏失量增加常規(guī)管式抽油泵受結(jié)構(gòu)及抽油桿偏磨限制，當(dāng)井斜大于45°時(shí)（見表1），有桿泵抽油系統(tǒng)就難以正常工作，不能滿足水平井發(fā)揮最大生產(chǎn)潛力需求。

圖1 長平1 井水平段實(shí)測流壓分布圖

圖2 長平2 井水平段實(shí)測流壓分布圖

表1 臨界傾斜角計(jì)算表

2 解決對策

長慶油田低滲透油藏水平井基本采用雙增剖面結(jié)構(gòu)，曲率半徑100 m 左右。水平井在造斜段平均造斜率小于10°/30 m，井斜角80°位置與水平段在垂直深度上，平均差30 m 以內(nèi)。只要實(shí)現(xiàn)了井斜角80°舉升也就基本實(shí)現(xiàn)了水平段舉升（見圖3）。通過開展斜井泵相關(guān)技術(shù)理論研究，研制新型斜井泵，開展配套抽油桿扶正技術(shù)研究，實(shí)現(xiàn)斜井段舉升需要。

圖3 水平井舉升工藝原理圖

2.1 優(yōu)選泵型，改進(jìn)泵結(jié)構(gòu)，提高泵效

針對初期普通抽油泵在斜井段漏失量超標(biāo)的缺點(diǎn)，進(jìn)行了以下調(diào)整：（1）抽油泵游動閥球改進(jìn)為三級半球結(jié)構(gòu)并固定在柱塞中心桿上，在中心桿的帶動下，實(shí)現(xiàn)強(qiáng)開強(qiáng)閉功能，確保閥球準(zhǔn)確復(fù)位，密封嚴(yán)密；（2）將柱塞設(shè)計(jì)為相互獨(dú)立的三級密封單元，中間由導(dǎo)向滑塊連接，將柱塞偏磨變?yōu)閷?dǎo)向滑塊偏磨，確保柱塞與泵筒間隙均勻，提高柱塞泵筒間密封性能。

2.2 固定閥球合理密度選擇

假設(shè)柱塞的運(yùn)動是勻速的，抽汲的液體為不可壓縮，閥球只有開啟在最高位置和關(guān)閉在密封位置2 種狀態(tài)。即在上沖程，閥球在壓差的作用下打開，隨液流直接升到最高位置，并保持不降，直到下沖程開始；在下沖程，閥球開始回落，密封在閥座上。設(shè)閥球的最大跳高為h，閥球有扶正，忽略油流對閥球的作用力，只計(jì)算閥球重力和浮力的作用，閥球運(yùn)動按照勻加速直線運(yùn)動，設(shè)抽油泵與豎直方向傾角為θ，則

取θ=80°，ρ液=0.85 計(jì)算不同密度球回落時(shí)間。根據(jù)理論計(jì)算數(shù)據(jù)采取閥球密度為14 g/cm3，跳高26 mm，與普通閥球密度為7.85 g/cm3，跳高33 mm 組合后結(jié)果表明，兩者回落時(shí)間分別為0.174 35 s，0.204 44 s，回落時(shí)間差值為0.030 09 s，回落縮短時(shí)間占據(jù)回落時(shí)間比例為15.2 %，因此在保證泵效的情況下，應(yīng)選擇低跳高，高密度球組合，有利于縮短回落時(shí)間，現(xiàn)場選取閥球密度14 g/cm3，跳高26 mm 參數(shù)組合，同時(shí)球上設(shè)計(jì)彈簧，實(shí)現(xiàn)閥球及時(shí)準(zhǔn)確復(fù)位。

2.3 開展斜井段抽油桿、油管防偏磨技術(shù)研究

通過分析桿柱附件斷是由于井斜角及方位角變化產(chǎn)生的側(cè)向力造成桿管偏磨引起的。解決的途徑有兩個(gè)方面：（1）增加桿管抗偏磨力；（2）減弱側(cè)向力。由于井身軌跡是不能改變的，側(cè)向力的產(chǎn)生是必然的，因此只能通過第一種方法來解決。同時(shí)通過桿柱受力分析及建立扶正間距計(jì)算數(shù)學(xué)模型，結(jié)合桿管出現(xiàn)偏磨的實(shí)際情況，使抽油桿柱上的偏磨點(diǎn)轉(zhuǎn)移到扶正器。

2.3.1 扶正工具優(yōu)化改進(jìn)，提高耐磨性能針對常規(guī)扶正工具在側(cè)向力下容易磨損破裂，自身耐磨性不高，扶正作用有效期短的問題，對常規(guī)防偏磨扶正工具的棱狀線接觸改進(jìn)為圓弧面接觸，摩擦工作面為三個(gè)與油管內(nèi)壁曲率相同的圓弧曲面，提高接觸面積，在工作過程中，曲面可沿芯軸自動轉(zhuǎn)向，確保以一個(gè)工作曲面與油管壁發(fā)生貼合，接觸壓力較小，將偏磨轉(zhuǎn)變?yōu)榫鶆蚰p，減緩磨蝕程度。另外在抽油桿扶正接箍表面鍍一層固體潤滑劑涂劑（MoS2、鎳基合金），與油管摩擦接觸過程中，基材表面的固體潤滑膜會轉(zhuǎn)移到對油管表面，形成轉(zhuǎn)移膜，使摩擦發(fā)生在轉(zhuǎn)移膜和潤滑膜之間，避免對油管的磨損。

2.3.2 根據(jù)單井井身軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)扶正接箍布放位置水平井井身軌跡復(fù)雜，相比定向井造斜點(diǎn)淺、穩(wěn)斜段角度大。不合理的扶正器配置間距對桿管偏磨影響也比較大。對此針對長慶油田水平井雙增剖面井身結(jié)構(gòu)特征，建立增斜段、穩(wěn)斜段桿柱受力分析及扶正間距計(jì)算數(shù)學(xué)模型，提高設(shè)計(jì)精度和符合率，盡量使抽油桿柱上的偏磨點(diǎn)轉(zhuǎn)移到扶正器，管桿隔離不接觸。

抽油桿柱受力研究是抽油桿柱在狹長、彎曲、充滿井液的井筒中處于彎曲變形、運(yùn)動受力的復(fù)雜力學(xué)問題。將復(fù)雜問題簡化，建立三維桿柱微元段模型（見圖4），將抽油桿柱置于各“狗腿平面”內(nèi)進(jìn)行研究，考慮井斜角、方位角隨井深的變化。

假設(shè)條件：（1）抽油桿柱沿井眼軸線方向離散成若干微元段；（2）每個(gè)微元段是“狗腿平面”上的圓弧曲線；（3）“狗腿平面”上的圓弧曲線具有相同的曲率。