集約化建井平臺舉升優化設計及配套技術

中國石油吉林油田公司油氣工程研究院, 吉林 松原 138000

0 前言

當前低滲透剩余儲量、難動用儲量以及非常規油氣儲量已逐漸成為油氣勘探開發的主體[1]。吉林油田已全面轉入低滲透、低豐度、低產量開發階段,傳統的開發技術、模式及做法已經無法實現效益動用。與此同時,近年來隨著低品位非常規油氣資源的開發逐年增加,叢式井、工廠化作業在石油開采中已得到廣泛應用,能夠實現鉆完井批量化和流水線施工,有效提高作業效率,大幅度降低成本[2-5]。吉林油田通過創新實踐非常規開發理念和技術,在以新立Ⅲ區塊為代表的常規低滲透油藏開展大井叢平臺效益建產示范區先導試驗,取得了提高單井產量與區塊采收率、降低產能建設投資與運行成本的“雙提、雙降”顯著效果[6]。然而,大井叢平臺集中建井的模式必然導致大斜度油井數量增多,復雜的井身軌跡條件對采油舉升提出了更為苛刻的要求。因此,通過針對平臺大斜度油井實際井況特點開展舉升工藝優化設計研究并形成了相關配套技術,有效解決了大斜度油井桿管磨損、降本提效等問題,實現了平臺井延長系統生命周期、高效發揮生產能力目標,進而支撐了集約化大井叢產能建設模式的成功實踐,為今后低油價條件下類似的難動用儲量資源效益開發提供了借鑒。

1 大井叢平臺試驗區概況

1.1 試驗區開發基本情況

a)平臺井眼軌跡縱向剖面效果

b)平臺井眼軌跡平面效果

1.2 大井叢平臺井身軌跡情況

表1新立油田Ⅲ區塊大井叢平臺井身軌跡參數統計表

井斜角/(°)井數/口水平位移/m井數/口位垂比井數/口<2033<40036<0.33720～3032400～600320.3～0.42330～4031600～800320.4～0.524>40°11>8007>0.523最大井斜52.8最大位移1 000最大位垂比0.73

2 舉升工藝設計及配套技術

由于集約化建產試驗區新立Ⅲ區塊受低產液現實條件制約與產能建設控制投資要求,只能采取常規抽油機有桿泵舉升方式。同時面對平臺油井完井后特殊井筒條件,機采舉升方式下井下桿管的服役條件進一步苛刻,舉升工藝設計必須保證投產后較長免修期的需要。近年來,國內很多油田針對油井管桿偏磨問題,開展了相關原因分析及治理對策研究,形成了適合本地區的防磨工藝技術和經驗做法[7-14],但圍繞大井叢平臺大斜度油井舉升系統優化方面的內容較少。由此,集約化平臺油井舉升優化仍需從磨損原因及影響因素分析入手,以盡可能降低磨損程度為重點,合理優化舉升工藝設計及配套有效的防磨技術對策,延長油井檢泵周期,進而保障大井叢平臺井長期正常生產。

2.1 磨損原因及影響因素分析

從摩損產生的機理分析,若要發生磨損,必須存在兩個先決條件:一是物體之間存在接觸;二是兩物體之間存在著相對位移[15]。經分析,影響有桿泵舉升方式井下桿管磨損程度的主要因素有以下方面:

1)井斜的影響。由于大斜度井部分井段井筒出現扭曲現象,使井下桿管產生彎曲,隨著井斜和彎曲度情況加大,油管內壁不僅與抽油桿接箍摩擦還會與抽油桿本體摩擦,并且井下桿管磨損范圍相對集中將導致磨損趨于嚴重。因此擴大桿管間隙、實現有效間隔等防止桿管直接接觸并降低接觸壓力的方式是減輕磨損的有效措施。

2)井下桿管材質的影響。桿管材質及表面涂層材料的強度和耐蝕性不同,桿管的服役周期壽命也會不同。以往采用的常規抽油桿尼龍扶正器措施,在大斜度井中將不可避免發生扶正位置偏移、磨損應力集中等問題,將會導致井下桿管直接接觸從而發生鋼類同性介質摩擦現象,由此在油管內壁整體加襯低摩擦系數材料,對井下桿管起到雙向保護作用是有效降低磨損的途徑之一。

3)油井生產參數的影響。在油井生產參數中對井下桿管磨損起主要作用的就是沖次,在油井沖次較高時,易發生偏磨的位置桿管間發生接觸次數越多,發生磨損的程度也就越高,磨損程度一般與沖次成正比關系。由此通過優化增大泵徑、沖程等舉升參數降低沖次,進而降低桿管間接觸頻率,是防控磨損發生的直接有效方法。

2.2 舉升工藝設計及配套技術

2.2.1 提高接觸面的光滑程度、降低摩擦

采取與鋼質材料相比表面光滑的耐磨材料。目前在這方面主要采用玻璃襯里或內襯聚乙烯材料,它們與鋼材相比都有表面光滑、摩擦系數小的優點。而超高分子量聚乙烯油管內襯,具有較高的耐磨性,不是靠硬度而是靠黏彈性和自潤滑性來緩沖磨損,由此具有雙向保護、不損傷合金耐磨接箍等優點;并且自身化學材料性能穩定,具有良好的抗腐蝕性和抗結垢性。在一些油田大斜度油井或桿管偏磨問題嚴重油井上應用,均起到延長油井檢泵周期的顯著效果[16-17]。因此新立試驗區大井叢平臺油井由造斜點以上50 m至抽油泵的斜井段油管全部應用內襯聚乙烯,提高接觸面的光滑程度,有效降低了摩擦系數，見表2,對井下桿管起到有效防護作用,降低磨損程度。

表2內襯油管材料與鋼表面性能對比表

材料摩擦系數材料粗糙度/m鋼0.4～0.80.000 15聚乙烯0.16～0.230.000 005玻璃襯里0.2～0.350.000 015

2.2.2 建立井下桿管有效間隔、防止接觸

首先避免采用常規尼龍材質抽油桿扶正器與油管內襯發生同類介質摩擦作用,增大桿管摩擦力及磨損程度。因此平臺油井設計選擇鎳基合金防磨接箍應對抽油桿扶正問題,該接箍具有耐磨損、耐磨蝕、減磨阻三大功能,與內襯管材質不同,起到抗磨副的作用。同時國內有學者對抽油井常用桿管材料以及涂層內襯處理后的桿管材料與不同類型材質接箍進行耐磨蝕性能試驗研究,試驗結果表明應用涂層內襯油管條件下,采用合金接箍其磨蝕率低于常規接箍,耐磨性較好,與內襯油管配合可有效減緩抽油桿與油管的偏磨及腐蝕問題[18]。

2.2.3 增大油管尺寸、降低桿管接觸壓力

分析表明,隨著井斜角及狗腿度的增大,井眼彎曲段撓曲率變大,作用在抽油桿柱上的壓力越大,偏磨越嚴重[19]。新立試驗區平臺油井抽油桿普遍采用22 mm+19 mm 的H級高強度兩級桿柱組合,常規情況下普遍采用27/8in(1 in=25.4 mm)油管可滿足正常生產。而針對平臺大斜度油井具有較淺的造斜點、較大井斜角和較長的斜井段以及井斜角變化程度高于普通定向井等問題,創新設計采用31/2in油管(油管內徑76 mm、內襯聚乙烯后內徑約67 mm)代替常規油井投產應用的27/8in油管(油管內徑62 mm、內襯聚乙烯后內徑約53 mm),以此增加桿管環空間隙。根據實際完鉆井身軌跡情況,開展了針對大斜度、大狗腿度平臺油井的接觸壓力量化分析,計算結果表明,在抽油桿柱不變前提下,通過增大油管尺寸可有效降低狗腿度較大的造斜井段桿管接觸壓力,見圖2,并以此起到降低大斜度油井投產后長期服役的井下桿管磨損程度的作用。

a)23/8 in光油管

b)27/8 in光油管

c)27/8 in聚乙烯內襯油管

d)31/2 in光油管

e)31/2 in聚乙烯內襯油管

2.2.4 降低工作制度,減緩桿管接觸頻率

為保障大平臺油井投產后免修期需要,該試驗區舉升設計上本著“長沖程、慢沖次、適當泵徑”的基本原則,適當降低抽油工作制度。綜合該地區以往投產老井產液實際情況并考慮發揮平臺整體壓裂效果預測新井產液范圍,設計平臺油井單井日產液量需滿足初期10 m3/d以上排液能力,穩產階段5～10 m3/d。若采取32 mm泵徑,則需初期階段達到6次以至更高沖次才能基本滿足排液需求,穩產階段也需要4次左右的工作制度;因此設計選取排量更大一級的泵,來達到以較低工作制度滿足正常產液量的需求。即采用38 mm泵,投產初期采用4次沖次、穩產階段采用2次左右沖次即能滿足不同生產階段產液需求,見表3。由此可以使桿管的磨損速度大幅度降低,從而大幅度延長平臺油井較長的檢泵周期。同時針對大斜度油井抽油泵下到較高井斜段情況,尤其是部分油井泵掛處井斜將達到40°～50°,選擇斜井專用抽油泵,該抽油泵進油閥和出油閥都設置有導向機構,能夠有效輔助閥球回位座封,并可強制啟閉,有效消除井斜度對閥球復位座封的影響,保障平臺大斜度油井較高泵效生產。

2.3 大井叢平臺非常規舉升設備

在低油價形勢下,以抽油機井為主要開采方式的油田,都在研究應用不同的優化技術以節能降耗、降低成本[20]。吉林油田在新立Ⅲ區塊試驗區舉升設備方面,采取非常規創新技術,圍繞大平臺建井地面井位集中且油井間距小的特點,地面井距一般控制在6.5～7.5 m,創新研究并現場推廣應用雙驢頭抽油機及一機多井液壓抽油機,有效降低產能建設采油投資及運行成本。其中雙驢頭抽油機是兩口井共用一臺抽油設備,見圖3。把一臺抽油機下沖程的無用功變成另一臺抽油機的有用功,工作時利用兩口油井互相平衡,提高了設備和能源的利用率。雙驢頭抽油機技術通過現場推廣應用及改進完善目前已基本成熟,可滿足3～10型不同規格抽油機配套需求。

表3不同泵徑、不同工作制度油井的排量范圍

編號泵徑/mm排量系數沖程/m沖數/(次·min-1)日理論排量/m340 泵效排量/m360 泵效排量/m380 泵效排量/m3備注1321.162.5617.366.9510.4213.892321.162.5411.584.636.959.263321.162.525.792.323.474.636型主體最大沖程4321.163620.848.3312.516.675321.163413.895.568.3311.116321.16326.952.784.175.568型主體最大沖程7381.632.5624.459.7814.6719.568381.632.5416.306.529.7813.049381.632.528.153.264.896.526型主體最大沖程10381.633629.3411.7417.6023.4711381.633419.567.8211.7415.6512381.63329.783.915.877.828型主體最大沖程

圖3 雙驢頭抽油機現場圖

圖4 液壓抽油機現場圖

3 現場應用效果

一方面新立油田Ⅲ區塊集約化建產試驗區于2015年6～7月先期投產的1#、2#井叢平臺,投產截至目前歷時近3.4 a,通過機采舉升防磨優化設計及配套技術的有效實施,平臺油井對比以往傳統建產模式下的常規油井,在斜度更大、井眼軌跡更復雜、下泵深度更深的情況下,折算免修期近1 600 d,大幅高于同區塊以往常規新投井當年免修期1 000 d左右的水平,并且未出現因井下桿管磨損導致大量修井現象,由此有效解決了大井叢平臺油井采用常規有桿泵舉升方式因井斜較大導致檢泵周期短的問題。

4 結論與認識

1)吉林油田在新立Ⅲ區塊開展集約化大井叢效益建產示范區現場試驗,平臺大斜度油井數量多、井身軌跡復雜,并且具有井斜角及狗腿度大、造斜點淺、斜井段長等特點,減緩井下桿管磨損程度是采油舉升優化設計的核心內容。

2)通過分析平臺大斜度油井井下桿管磨損的原因和影響因素,針對性地提出以防磨為重點的采油舉升優化設計和配套技術,包括降低摩擦系數、接觸面建立隔離、降低接觸壓力、降低接觸頻率等,通過現場實施,有效地延長了平臺大斜度油井的檢泵周期,實現了復雜井況條件下長效舉升。

3)針對集約化平臺建井井位集中的有利條件,創新設計并現場試驗了一機多井的非常規舉升方式,包括雙驢頭抽油機及液壓抽油機,顯著降低了采油設備投資及生產運行能耗,為今后低油價下類似難采儲量的低成本高效開發提供了技術保障。