油田螺桿泵井新型封井器的研制與應用

劉麗 張有興 汲紅軍 趙海濤 胡延軍

（1.大慶油田有限責任公司第二采油廠；2.大慶油田有限責任公司第一采油廠；3.大慶油田有限責任公司第六采油廠）

螺桿泵井作為一種常規采油設備[1]，由于具有受抽吸液體黏度影響小、設備占地面積小、投資少、效率高、運行平穩、噪音小、便于管理等優點[2]，特別是在聚合物驅和三元驅采出井應用中更為明顯，通過近年來的不斷改進完善，在油田得到了廣泛應用，目前在大慶油田有近10 000套螺桿泵采油設備。雖然螺桿泵井驅動裝置配套已較為成熟[3-4]，但是驅動裝置配套封井器部分，結構設計仍有優化潛力。螺桿泵井驅動裝置封井器由于使用年限和操作過程中磨損等原因，經常造成封井器芯體和橡膠密封體損毀，而維修工人更換芯體時必須壓井[5]，并在停機放壓后，確保井下無壓情況下才能進行維修操作[6]，既延長了處理故障時間，增加了維修成本，同時增大了操作強度，也易造成環境污染[7]，給油田的正常生產帶來不便[8]。某單位每年因螺桿泵井維修更換封井器，進行壓井施工35井次，因壓井效果欠佳，采用小修作業措施5井次，共造成經濟損失近200萬元，主要包括特殊車輛成本、時率減產和污染治理等費用[9]。經過研制螺桿泵井新型封井器[10]，有效解決上述問題，實現不停機、不壓井對封井器進行維修。螺桿泵井新型封井器投入使用后，擺脫了更換封井器芯體時對站內、站外壓井設備的依賴，從根本上解決了更換芯體不便的難題，節約了生產運行成本。

1 螺桿泵井驅動裝置封井器

1.1 結構分析

螺桿泵井驅動裝置封井器安裝于直驅電動機下部，整體為多通結構。在主體結構垂直于軸線方向，對稱布置兩個封井器安裝端口，端口前段安裝芯體。芯體為封井器的核心部件，其整體為圓柱結構，前端縱向為半圓形光桿卡口，并鑲嵌有橡膠密封體。芯體后端連接的絲杠利用螺紋配合與端口壓蓋進行連接，通過對絲杠的旋轉操作，帶動芯體向內運動，當兩側芯體與螺桿泵井光桿發生接觸并卡緊后，芯體的定位牙將光桿進行機械定位，使光桿無法再發生上下竄動，而芯體前端鑲嵌的橡膠密封體則通過對光桿的環抱，實現封卡部位上下部的隔斷密封，從而可實現封井器以上驅動裝置各部件的更換維修。螺桿泵井封井器見圖1。

圖1 螺桿泵井封井器Fig.1 Sealer of screw pump well

基于原螺桿泵井驅動裝置封井器所固有的結構原理，封井器自身發生故障后，如對其進行維修，則需要對封井器的壓蓋、絲杠、芯體及導向螺絲等各部位進行拆卸，而封井器芯體部分所處空間與螺桿泵井井下直接相通。

1.2 維修過程分析

更換封井器芯體時需要壓井作業，對井下壓力進行平衡，再經過泄壓后方可對封井器進行維修。通常壓井作業有兩種方式，一是利用轉油站對作業井進行壓井，實現井筒內的壓力平衡。二是在作業井無熱洗條件的情況下，則需要使用壓井高壓泵車1臺，水罐車4臺進行壓井，實現井筒內的壓力平衡，從而達到拆卸井口維修的目的。此壓井過程不僅需要5臺特種車輛配合完成作業，并需要用時2 h，后續放壓及維修時間2 h。

根據以上分析，需要維修的封井器主要部件芯體與螺桿泵井井下為同一壓力系統，并且無任何隔離機構，說明維修此壓力系統中任何一部件時，均需要平衡井下壓力源壓力，才能進行維修操作，而要實現這一功能，則需要對整體壓力系統進行分隔，從而達到分區、分塊維修的目的。

2 螺桿泵井新型封井器技術

2.1 結構組成

油田螺桿泵井新型封井器在原封井器基礎上進行改進，主要由主體、泄壓腔、絲杠、溢流管快速接頭、溢流管、控制閥門、芯體等部分組成。新型封井器將連接端口連接方式改為外螺紋連接，并在其側壁增加溢流管。連接端口外螺紋連接控制閥門，控制閥門外端連接泄壓腔。泄壓腔為管式結構，其外部布置有兩個溢流管，管口采用內六方頂針式溢流閥控制。泄壓腔上還布置有導向螺絲，用于與芯體上的導向槽配合，保證芯體只產生軸向運動，而不發生周向偏轉。同時由于芯體行程的增長，相應驅動絲杠的整體長度也要增加，同時在絲杠加長后，在承受相同前頂力的情況下易發生彎曲，為此在原絲杠直徑基礎上增加5 mm，以確保絲杠強度。絲杠后端與壓蓋通過螺紋配合，實現絲杠的往復運動，壓蓋則通過外螺紋與泄壓腔外端的內螺紋實現連接，并通過導向螺絲進行定位，新型封井器結構見圖2。

圖2 新型封井器結構Fig.2 Structure diagram of new type sealer

2.2 工作原理

油田螺桿泵井新型封井器的設計原理是在原螺桿泵封井器安裝端口前端增加一套控制閥門，達到分隔壓力空間的目的?；谝陨显恚瑢⒙輻U泵井封井器安裝端口分為兩段設計，中間部位增加控制閥門，安裝端口整體長度由原來的450 mm加長到630 mm，并在控制閥門兩側分別增加溢流管，用于維修前泄壓使用。基于球形閥具有通道空間大，通過性好的特點，選擇球形閥作為控制閥門，保證芯體可在控制閥內部順利穿過。在封井器芯體維修更換時，逆時針轉動絲杠，絲杠與壓蓋的螺紋配合使絲杠整體向外運行，從而帶動芯體向外運行。當芯體運行至控制閥門外端后，關閉控制閥門，就會將封井器連接端口與泄油腔之間關斷，形成兩個獨立的壓力空間。在控制閥門關斷后，利用泄油管對芯體兩側分別進行泄壓，當無壓后即可對封井器進行拆卸，實現了不停機、不壓井維修。同時有效避免了更換封井器芯體時采出液噴出等安全隱患，減少環境污染，減少操作環節及操作程序，新型封井器現場應用見圖3。

圖3 現場應用Fig.3 Field application

2.3 實施過程

該裝置安裝在螺桿泵井驅動裝置電動機下端，當螺桿泵井封井器芯體發生損壞后，只需將封井器絲桿開至最大，關閉控制閥門，即可切斷井底壓力，封井器內的剩余井液流入泄壓腔，經溢流管放空后，將芯體卸出，即可進行更換，不需停機及壓井。具體操作步驟：

1）卸下舊芯體。卸松兩側導向螺絲；將絲杠旋出閥體40 cm；關閉控制閥門；打開溢流管部位放空裝置，進行放空；卸松壓蓋鎖緊螺栓；使用專用工具卸松壓蓋；使用專用工具取出芯體。

2）安裝新芯體。緩慢裝入芯體，保持芯體導向槽與封井器導向螺絲平齊；安裝壓蓋，并使用專用工具旋緊；鎖緊壓蓋鎖緊螺栓；關閉放空裝置；打開控制閥門，檢查滲漏；旋入閥體；安裝兩側導向螺絲；重新打開封井器10 cm距離。

整個過程達到無采出液噴出，減少環境污染和操作環節的目的。維修時間從原來的4 h縮短為0.5 h，工作效率提高8倍，解決了維修、更換螺桿泵井封井器芯體耗時長、工作量大、成本高的生產難題。

3 現場試驗及應用效果

3.1 現場試驗情況

油田螺桿泵井新型封井器加工試制成功后，首先選取某單位所管轄N5-21-P37井進行安裝試驗。該井產液量高，采出液腐蝕性大，連續3 a出現封井器閥芯每年損壞2次的現象，每次更換需要高壓泵車進行壓井，用水量均在50 m3以上，壓井作業2 h，壓井后進行放壓及維修更換用時2 h，需要大量設備及人工成本，同時在維修后需要3 d時間恢復生產能力，造成一定產量損失。2016年5月16日，利用井下作業時機將該井封井器更換為油田螺桿泵井新型封井器。更新后，該井在2017年3月11日維修驅動裝置機械密封時發現，封井器出現關閉不嚴現象，需要對封井器芯體進行更換。在外旋封井器芯體至泄油腔后，關閉控制閥門，通過溢流管進行放壓，拆卸壓蓋后取出芯體，并將新芯體裝入，安裝壓蓋，恢復裝置正常狀態。在封井器芯體更換后，立即關閉測試密封效果，達到密封要求后進行了下步井口機械密封維修，效果較好。在油田螺桿泵井新型封井器試驗取得初步效果后，選取4口井進一步擴大了試驗規模，油田螺桿泵井新型封井器現場試驗情況見表1。

表1 油田螺桿泵井新型封井器現場試驗情況Tab.1 Field test of new type sealer for screw pump well in oilfield

3.2 規模應用情況

由于螺桿泵井新型封井器在試驗中取得了良好的應用效果，并高度適于螺桿泵井現場需要，于2019年10月進行了推廣，共計推廣應用45井次（不含試驗井5口），在生產中擺脫了更換封井器芯體時對站內、站外壓井設備的依賴，從根本上解決了更換芯體不便的難題，維修時間由改進前4 h縮短為0.5 h，并避免了單井占產損失8.5 t，累計挽回產量損失850 t，創經濟效益295萬元。節約了采油單位的運行成本，減輕勞動強度，減少操作程序、不可控環節及環境污染。

4 結束語

油田螺桿泵井新型封井器通過在芯體安裝部位建立壓力分隔系統，在原來的單一壓力系統中劃分出一個獨立的壓力控制系統，使封井器獨立于井下壓力系統之外，實現了單獨控制，獨立維修功能，有效解決了螺桿泵井封井器維修需要壓井、停機的問題，省去了壓井過程所需的特種車輛臺班成本及人工成本，提高工作效率8倍，消除安全隱患，清潔生產“零”污染，適用于在生產現場全面推廣應用。