新立油田集約化井叢長效舉升采油工程技術

宋克叢

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

1 集約化井叢防偏磨技術需求分析

隨著井斜增加，采用常規技術防磨效果明顯變差。2005～2012年，吉林新立油田在新立南地面受限地區部署了11口零散定向井，井斜角17°～24°，井底位移160～250m，下泵深度1036～110m。采用常規防偏磨措施，如2 7/8"油管、扶正器、少量內襯管等，新井投產后一般120～450天即出現桿斷、管脫等偏磨上修，與直井免修期平均水平650天有一定的差距。新立南零散定向井的生產實際說明，隨斜度增加有桿舉升系統偏磨加劇，采用常規技術已經無法滿足生產需求。

新立油田集約化建產井井斜角更大，平均在30°左右。以新立1、2號平臺為例：新立1、2號平臺于2015年投產，其中1號平臺48口井，2號平臺39口井，造斜點300m左右，平均井斜角30°，狗腿度8°/30m以內，泵掛斜深1110～1480m，垂深1045～1244m，泵掛處井斜角3°～42°。現場實際測量證實油管磨損量是常規油井的3倍，如果防偏磨措施不到位造成頻繁上修，也就體現不出集約建產井運行成本低的優勢。因此采油工程轉變觀念，防偏磨措施由常規井的配套技術升級為集約建井的主體技術，并從偏磨原理出發提出了防偏磨針對性措施。

2 集約化井叢防偏磨技術對策

偏磨現象發生的根本原因是兩個接觸物體之間存在相互運動，偏磨嚴重程度與接觸面之間的摩擦系數、接觸壓力、接觸頻率、接觸狀態、設備強度有關。針對平臺井特殊井況及技術需求，從偏磨原理著手提出防偏磨的針對性綜合措施，即降低接觸壓力、降低摩擦系數、改變接觸狀態、降低接觸頻率、提高設備強度。此外，一個平臺所包含的井數越多，鉆井防碰繞障設計難度越大，相應地井斜角、狗腿度、井底位移也就越大，因此控制合理的平臺規模對于舉升系統防偏磨也有極其重要的作用。

2.1 優化合理平臺規模

集約化井叢建井方式初期產建投資略高，但可顯著降低后期人工等運行成本，時間愈長、整體綜合費用節約愈明顯。隨著開發時間的延長，大平臺運行成本低的優勢逐步顯現，因此理論上運行時間無限長時，平臺規模越大越好。實際上大規模平臺的優化還必須考慮隨井數和斜度增加帶來的免修期降低問題，超過合理井數，大斜度井數急劇增多，免修期急劇降低，修井作業費用大幅增加。從鉆井、采油、地面工程一體化產建投資和運行成本綜合效益最佳的角度考慮，吉林油田后續部署的集約化井叢單平臺井數一般控制在40口之內。

新立Ⅳ區塊部署開發井25口，由3個小平臺優化為1個大平臺，采油工程投資增加40萬元，開發15年投資及成本降低3700萬元。新215-1區塊部署開發井42口，開發第15年，1個平臺運行成本低的優勢才開始顯現。考慮投資回收期，由3個小平臺優化為2個平臺，并沒有采用1個平臺的布井方式。

2.2 降低接觸壓力

新立油田常用舉升管柱為2 7/8″油管，隨著井斜增大，管桿接觸壓力急劇上升，井斜角15°時，接觸壓力250N，井斜角40°時，接觸壓力750N，井斜角50°時，接觸壓力1200N。接觸壓力與磨損量為正相關關系，根據計算，在投產1年時間內，直井磨損深度為0.999mm，而大斜度井磨損深度為3.111mm，故直井采用2 7/8″平式油管可行，而大斜度井需要重新進行油管設計。根據計算結果，總體上隨著管內徑增大，管桿接觸壓力變小。采用3 1/2”油管舉升可有效增大桿管環空間隙、降低管桿接觸壓力、降低管桿磨損量30%～40%。

2.3 降低摩擦系數

摩擦系數是影響磨損量的重要參數。聚乙烯內襯是一種以高分子聚合物為基體的材料，具有極高的耐磨性、抗沖擊性、化學穩定性。普通油管加內襯后，降低了管桿之間的摩擦系數（0.4～0.8降至0.2），明顯減輕抽油桿與油管內壁的磨損，延長檢泵周期和管桿使用壽命。內襯層厚度3～4mm，油管內徑減小，接觸壓力有所提高，但磨損量有效降低。內襯油管接觸壓力比同類型光油管提高20%～30%，內襯油管磨損量比同類型光油管降低60%左右（圖1）。

圖1 不同類型油管接觸壓力與磨損量關系圖

2.4 降低接觸頻率

一定時間內接觸次數越多磨損越嚴重，并且隨沖次增加，抽油桿中性點上移，工況變差，因此降低接觸頻率是減少磨損的有效途徑。滿足排液需求的前提下，盡量采用長沖程、適宜泵徑、低沖次，改善抽油桿受力狀態，降低載荷和磨損，新立大井叢一般采用沖程3m、沖次2～4次/min、泵徑38mm的舉升工作制度。

2.5 提高設備強度

抽油桿柱工作時承受著交變負荷，抽油桿柱往往是由于疲勞而發生破壞，而不是在最大拉應力下破壞。另外由于井斜的存在，抽油桿下行程過程中底部桿受到向上的軸向壓應力作用引起桿柱彎曲變形，油井不可避免地出現桿管間的磨損問題。因此，抽油桿選擇桿比例組合的確定，要滿足強度和防偏磨的雙重需要。采用D級抽油桿也能滿足新立部分平臺井強度要求，采用H級高強度抽油桿，性能指標有較大提高，防止投產后生產過程中發生偏磨桿斷，二者價格接近，小幅增加投資即可大幅提高使用效果。

2.6 改變接觸狀態

避開井眼軌跡復雜井段，下泵至狗腿度較低井段。以J-1井為例，該井斜深1785m，最大井斜角44.53°，最大狗腿度6.8°/25m，設計泵深1350m，井斜角40.81°，狗腿度0.19°/25m，此處井段盡管井斜角大，但狗腿度并不大，有利于改善抽油泵及桿管工作狀態（圖2）。

圖2 J-1井眼軌跡圖

3 集約化井叢防偏磨綜合配套技術應用效果

通過防偏磨技術綜合配套，新立集約化井叢在斜度更大、井眼軌跡更復雜、下泵深度更深的井況條件下，投產至今上修以清檢、措施為主，基本無偏磨上修，折算免修期達到1000天以上，遠超同區塊常規抽油機井650天水平，有效發揮了平臺井產能，不僅降低修井作業成本，還可減少不正常井影響產油量、材料費用損失、井場恢復等費用。

4 結論

（1）大井叢井斜及狗腿度較大，復雜的井眼軌跡對采油工程提出更高要求，偏磨成為制約免修期的主要因素。針對平臺井特殊井況及技術需求，從偏磨原理著手提出防偏磨的針對性措施，即降低接觸壓力、降低摩擦系數、降低接觸頻率、提高設備強度、改善接觸狀態，通過防偏磨綜合配套，與常規斜井相比可降低維護作業費用30%，取得較好的防偏磨效果。

（2）集約化井叢提高開發效益應以降低成本為主、控制投資為輔，不以犧牲開發效果為代價降低投資，而是從投資和成本綜合效益最佳的角度優化平臺規模，在產能建設投資略增的情況下，通過降低平臺運行成本，實現對集約化井叢綜合投資的有效控制。

（3）盡管采取了多種措施，也取得了較好的防偏磨效果，但從本質上來說油桿舉升系統的偏磨問題不可避免，只能盡量減輕和延緩管桿磨損。采取無桿舉升方式是解決集約化井叢偏磨問題的根本途徑。