张雪梅 张广瑜 程绪森

摘 要：随着油田持续开采生产规模不断扩大，油井数量多、井筒状况复杂，延长油井检泵周期具有重要意义。文中通过系统分析影响检泵作业的因素，采取多种技术措施延长检泵周期，降低采油生产成本。 （1）通过统计油田近三年检泵作业井，分析得出检泵作业主要原因为偏磨、腐蚀和结垢。（2）对于偏磨严重井，采取因地制宜、分段治理、防治结合的方式，提高偏磨治理效果。（3）针对腐蚀、结垢井，开展室内实验优选药剂，并结合现场生产实际，对药剂类型、加药方式等进行优化，制定防腐防垢加药方案，提高治理针对性和治理效果。

关键词：维护井；检泵周期；作业原因；防偏磨；防垢；防腐治理

抽油井都存在不同程度的结蜡情况，管杆偏磨、腐蚀、结垢严重。抽油杆在上冲程时，游动阀关闭，活塞带动油罐内介质上移，由于管内介质的重力、油管与管内介质和抽油杆的阻力作用，使抽油杆拉直，而油管在中性点以下产生弯曲，使管、杆接触而产生磨损。近年来，经过综合配套工艺技术治理、清防蜡工艺的配套实施，抽油井维护作业井次逐年减少、节约生产成本、延长抽油井的检泵周期。通过对油田近三年来维护井作业原因的深入调查分析，针对油田储层特点，提出了“三防”治理，即防偏磨、防垢、防腐治理措施，减少了维护作业井次.延长油井免修期。

一、影响油水井免修期的主要因素分析

统计油田2014-2016年共有维护井平均免修期338天。通过对油田最近三年检泵井原因分析，偏磨、腐蚀、结垢导致作业井数占总井数的71.1%。

（1）偏磨原因：由于油井液含水大幅度上升，杆管之间的润滑环境逐渐恶化，侧钻井、斜井的增多等多种因素的综合作用，使得偏磨现象越来越严重，且偏磨井数呈逐年上升趋势，管杆偏磨造成油井生产周期缩短。实际上，油层套管在一定程度上是螺旋弯曲的，油管油杆在套管中是螺旋弯曲的。油管与油杆相互接触是不可避免的，当其相对运动时产生偏磨。当抽油机井生产时，抽油杆向上的综合拉力和向下的重力会产生一个水平分力，在这个水平分力的作用下，油管和抽油杆接触，产生磨擦。抽油杆弯曲产生于下冲程，下冲程时，抽油杆主要受两个方向的力，一个是自身在液体中向下的重力，另一个是活塞下冲程时受到向上的阻力，而两个方向的力的平衡点，即为中性点，在中性点以下的抽油杆受压而弯曲，中性点以上抽油杆呈拉伸状态，由于抽油杆弯曲，使抽油杆与油管发生偏磨。2014-2016年因偏磨造成管漏、杆断井占躺井总数的33.0%。（2）腐蚀原因：油田进入开发中后期，原油含水上升，产出液中矿化度升高，采出液中含有多种离子，如：K+、Na+、Mg2+、Ca2+、CI-、SO42-、HCO3-等，使采出液中導电性增强，加速了电偶腐蚀、电化学腐蚀进程。导致金属腐蚀的因素很多，如：矿化度、温度、PH值、溶解气、硫化氢、二氧化碳等。2014-2016年因腐蚀造成管漏、杆断井占躺井总数的23%。（3）结垢原因：随着油田开发的不断深入，结垢井逐年增加，成为油井躺井的主要因素之一。油井井筒结垢严重，造成泵卡、泵漏、油管杆腐蚀；地层、射孔部位结垢，造成油井减产。目前，油井结垢类型是碳酸盐垢、硫化物垢、铁化合物垢及混合垢。2014-2016年因结垢躺井占躺井总数的15.1%。

二、延长油水井免修期的具体办法和措施

1、分段治理、防治结合，提高偏磨治理效果。

针对近年来油井偏磨日益加重的实际情况，因地制宜，配套偏磨技术，提高治理效果。 ①对一般偏磨井分段治理，使用碳纤维扶正器局部对应治理模式，主要配套碳纤维扶正短节、扭卡式扶正器等，其中扭卡式扶正器可在单根油杆上滑动，起到清洗油杆功能，单井使用20-40件不等。②对中度偏磨井，使用局部对应内衬管+抗磨接箍治理模式，单井使用内衬管300-600m。③对年度三次、当年二次及5吨以上严重偏磨井纳入重点治理，全井采取内衬管+抗磨接箍治理及内衬管+防腐杆治理模式，使用效果较好。④配套旋转工具。使用油管旋转井口，定期人工驱动涡轮，使井内油管定期更换方位；使用油杆旋转器，利用抽油机上下载荷不同，自动驱动抽油杆旋转，以上两类装置使杆柱、管柱均匀磨损，延长检泵周期。

⑤对空心杆偏磨井下扶正空心杆配套3寸管治理；对螺杆泵井在偏磨段加下锥度扣扶正器治理，效果明显。⑥对结蜡偏磨严重井，采用上部3寸普通油管配套空心杆热洗除蜡，下部偏磨段配套内衬管及抗磨接箍治理。⑦抓好新井早期防磨治理，对斜井、弯曲大的井，从投产开始采取全井内衬管+抗磨接箍治理，做到早治理早见效。

2. 针对区块特点，开展室内实验，制定防腐防垢加药措施。

针对日常加药以周期性加入防垢剂为主，加药周期15～30天，由于未加缓蚀剂，导致部分区块及单井生产管柱腐蚀情况严重，从作业井情况描述可以看出区块均存在抽油杆本体腐蚀问题。针对零星单井腐蚀治理问题，开展药剂筛选评价试验，制定合理加药方式，并筛选出针对性强的采出水缓蚀剂进行现场加药。（1）选井。管理区与工艺所相结合，确定区块整体治理及零星单井治理顺序，并选出典型井进入室内试验。（2）采出水检测。管理区按照取样标准及检测要求，对腐蚀区块典型井采出液取样，送至工艺所进行实验分析，分析内容包块：常规离子分析，静态腐蚀速率检测，水质自身稳定性评价以及缓蚀药剂筛选等。（3）垢样检测。腐蚀区块有检泵井时，管理区负责在检泵时取垢样，送至工艺所进行垢样组份分析，与采出水检测结果相结合对腐蚀因素进行考察。（4）制定加药方案并实施。在完成室内试验后，确定药剂类型及加药方式，制定区块（单井）加药方案，提交至管理区，由管理区根据方案要求组织实施加药工作；（5）后期效果跟踪。现场实施后，由管理区定期对加药井进行取样，工艺所通过对比加药前后腐蚀速率情况，对加药工艺进一步调整优化。（6）取得的效果。以A块为例由于含水上升，油井腐蚀越来越严重。检泵作业33井次，作业频次高达0.8，检泵周期仅为197天。通过采出水静态腐蚀挂片实验和水质化验数据分析，开展药剂优选实验，结合现场生产实际，对药剂类型、加药方式等进行优化，投加缓蚀剂的油井平均检泵周期延长了215天，取得了良好的效果。

三、应用情况

本文结合油藏开发特点和单井生产实际，以及修井作业和日常生产测试资料等分区块、分井况进行综合分析，明确了影响油井检泵周期的主要因素，即油井出砂、杆柱断脱、偏磨以及螺杆泵定子脱胶。通过举升工艺优化设计和配套工艺技术的应用，达到延长油井检泵周期、提高油井生产时率的目的。同时针对老油田开发中后期含水逐渐上升、井况差、原油物性差、油稠易岀砂等因素，对下步的技术攻关方向进行了探讨，提出了延长检泵周期的方法与对策。通过针对性治理措施的开展，管理区检泵作业井同比减少5口，比计划减少6口，平均检泵周期由原来的338天延长至395天，取得了明显的效果。

参考文献：

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