渤南十區降低油井躺井率對策研究

王 革

(勝利油田 河口采油廠，山東 東營 257200)

渤南油田十區位于渤南油田南部，是一個復雜的斷塊油藏。探明含油面積6.2 km2，地質儲量981×104t，可采儲量229.9×104t，標定采收率23.4%。該塊平均孔隙度在22.4%～24.5%，平均空氣滲透率在110～724.5×10-3μm2，屬中孔、中高滲儲層。2017年-2019年，渤南十區共躺井39井次，年平均躺井13井次。高頻率躺井嚴重影響了油井生產時率。維護作業后，需要12 d產量才能恢復到正常水平，極大地制約了渤南十區的正常開采，造成渤南十區近年來自然遞減率居高不下。2019年，渤南十區油井躺井影響產量546 t，影響開發效益323.31萬元。因此，降低渤南十區躺井率，直接關系到區塊的穩產和增產，從而提升區塊整體開發效益。

1 躺井因素分析

對渤南十區2019年躺井情況統計發現(見表1)，抽油桿斷6井次，所占比例為46%，占比最大；泵漏失5井次，所占比例為38%，占比次之，抽油桿斷和泵漏失是導致渤南十區躺井率高的兩大主要原因。

綜合油藏特點和單井歷史生產數據分析認為：導致抽油桿斷和泵漏失井次高的主要因素有三個方面：桿管偏磨、桿管超期服役、生產參數不合理。

表1 2019年渤南十區躺井原因分類統計表

1.1 桿管偏磨

目前，渤南十區有斜井20口、側鉆井6口，側鉆井和斜井占總井數的51%。斜井和側鉆井平均最大井斜角為26.98°，單井井斜角最大為83.23°。

受井斜變化的影響，桿管隨著井眼軌跡發生彎曲，桿管接箍產生摩擦正壓力，造成桿管磨損，狗腿度越大，桿管間的正壓力越大[1]。而生產過程中，各井偏磨井段及偏磨程度差異較大，客觀情況決定對油井的偏磨治理不能采取單一的偏磨治理措施，但是從作業情況來看，部分油井因為考慮成本因素，未能對偏磨情況進行深入分析，從而沒能徹底治理(見圖1)，造成作業周期短，作業頻次增加。此外，作業過程中，只針對斷裂部位對應深度進行了偏磨治理，由于治理井段與偏磨段不符合，或者治理工具不恰當，造成偏磨治理不得當，治理不到位，導致抽油桿斷。

1.2 桿管超期服役

按照桿管使用標準，其平均使用年限不應超過5 a，但考慮到成本因素，油井作業過程中，修復抽油桿和油管使用的比例較高，甚至少量帶傷桿管直接下入井內。從渤南十區2019年的躺井統計情況來看(見表2)，桿管的平均使用時長為6.23 a，已超出使用年限范圍。過長的服役時間，造成桿管疲勞使用，加大了桿管斷裂的幾率[2]。

表2 渤南十區2019年躺井桿管使用時長統計表

1.3 生產參數不合理

油井保持合理的生產參數是延長油井免修期的重要手段。抽油機不平衡和過高的沖次均會造成慣性載荷增大，抽油桿彈性變形加重，加大躺井的幾率。抽油機平衡度是衡量機器工作狀態是否穩定的重要標準，合理平衡率區間為80%～120%。根據表3渤南十區抽油機井平衡率統計結果，渤南十區47口抽油機井平均平衡率為138.2%，不平衡的井26口，占抽油機井的55.3%。抽油機處于不平衡狀態運行，一方面導致系統能耗增加，另一方面縮短了井下工具使用周期。

表4為渤南十區抽油機井沖次統計表。47口抽油機井平均沖次為3.4次。其中，沖次≥5次的井有2口；沖次位于3～5次的有25口，沖次≥3次的井占總抽油機井的53.2%。抽油機井的沖次高，油井載荷過重，造成慣性載荷大，從而導致了活塞凡爾罩等部位易斷裂。同時，由于高沖次，交變載荷以及慣性載荷的持續增加，抽油桿的桿柱彈性變形頻率將持續增加，尤其桿柱兩端彈性變形的頻率更為嚴重。此外，高沖次將造成活塞的液壓沖擊加強，導致活塞疲勞斷裂[3]。

表3 渤南十區抽油機井平衡率統計表

表4 渤南十區抽油機井沖次統計表

2 治理對策

2.1 優化防偏磨工藝

1)利用工程測井(陀螺測井斜)精確確定偏磨井段。陀螺測井斜技術以測量地球自轉角速率和重力加速度在三維坐標上的分量來確定井下某一深度的方位和井斜度，可用于有磁性干擾的套管、油管、鉆桿內和叢式井組、鉆井平臺進行井身軌跡測量或定向鉆井測控。在油井的桿管偏磨治理上，陀螺測斜技術沿井的軸線測量井斜和方位，為桿管偏磨治理和預防提供參考依據[4]。

2)根據偏磨情況選擇對應防偏磨措施，優化管柱設計。一方面使用具質輕、耐磨腐、導熱、摩擦系數低等優點的內襯油管，改變以往使用單純的金屬管；另一方面，在抽油桿底部加防腐加重裝置，平衡浮力影響，減少或消除抽油桿的彎曲程度；此外，桿柱優化設計。避免桿柱上粗下細，且盡量使用大直徑桿，當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[5]。

以羅352-斜27井為例。抽油桿斷躺井后進行光纖陀螺測井，結果顯示，1 050～1 125 m之間井斜和方位變化較大，狗腿度較大。根據監測結果，實施防偏磨工藝優化后，1.5年內未出現桿管偏磨導致的躺井。

2.2 合理桿管更新

1)綜合考慮油井產量和桿管服役期，確定單井桿管是否更新以及更新率，并制定統一的桿管更新標準，見表5。

2)合理利用桿管更新專項資金，選擇適合油藏特點的抽油桿和油管等下井工具。通過桿、管更新，渤南十區10口油井桿、管平均使用時長<2年；21口油井桿、管平均使用時長在2～3年；使用時長在3年以上的有16口。桿、管平均使用時長4.4年。

表5 桿管更新標準

2.3 優化生產參數

1)單井安裝變頻柜、多功能控制柜及遠程傳輸設備，完善井口設備，使所有油井具備生產參數實時傳輸的硬件條件。

2)利用PCS平臺實時監控和調整參數。在完善單井井口設備的基礎上，利用PCS平臺實現了油井生產動態的實時監控。通過PCS平臺的實時監控，根據動態需求，對油井生產參數進行調整，實現了參數的實時化、精細化和動態化。通過參數的微調，可以緩解桿管泵工況，有效降低抽油機載荷。同時，減緩了斜井偏磨的情況，不僅減少了桿管泵的偏磨次數，也改變了抽油桿的運動軌跡，避開偏磨點。

通過實時調整，抽油機井平均平衡率達到102.8%，對比下降了35.4%，平衡度較好的井由21口提高到28口。平均沖次達到3次，平均泵效提升了4.99%，平均沉沒度加深47 m。

2.4 改善管理方式及“一井一策”措施

1)分類分級管理。將油井分為健康、亞健康兩類：前者做好日常維護工作，保障產量、效益最大化；后者摸索排查問題，建立單井“個性檔案”。同時，建立控躺井、井下作業效果考核機制，加強獎罰力度，激勵約束相關人員。

2)建立一井一策預警機制。由以往單純的泵效提升向多參數綜合優化設計延伸，由油井躺井事后分析向油井過程預警控制延伸。利用網絡信息平臺，實時監控、跟蹤油井生產動態，建立單井預警參數和預警模板，動態管理，從而有針對性地采取對應措施。

3 實施效果

通過采取以上治理措施，2020年1月～8月油井躺井率明顯改善(見表6)。除活動初期的1、2兩個月躺井率較高之外，3～8月份的躺井率均低于2%，且年平均躺井率僅1.61%。

表6 2020年1～8月份油井躺井率統計表

治理后油井躺井的因素中(見表7)，抽油桿斷和泵漏失井次大幅減少，抽油桿斷井次減少了5井次，泵漏井次減少了3井次，渤南十區的躺井率也得以大幅降低。躺井的減少，一方面提高了油井的生產時率，減少了產量損失；同時，節省了作業費用，提升了區塊的開發效益，有效保障了區塊穩產增產工作的進行。

表7 治理后影響躺井因素統計表

4 結論與建議

1)抽油桿斷和泵漏失是造成渤南十區油井躺井的兩個主要因素。桿、管問題、不合理的生產參數、基礎管理不到位等都是造成抽油桿斷和泵漏失的重要原因。

2)高液、高含水對油井管柱及井下工具無法起到潤滑和保護作用。因此，優化設計抽吸參數組合、制定合理的生產制度是降低高液、高含水油井躺井頻次的重要措施。