高含砂气井人工举升关键技术研究

2020-11-25姜雷

商品与质量 2020年50期

姜雷

辽河油田钻采工艺研究院辽宁盘锦 124010

随着油田开发越来越深入，开发技术也越来越机械化自动化。人工举的应用能够有效提高作业效率，是气井作业的常见方式之一。

1 现状分析

油田主力区块已逐步进人中高含水期，低含水期成熟的采油工艺技术也暴露出一些不足，如含水上升后油井载荷增加带来的抽油杆断脱问题、气举举升效率降低产液量持续下降问题，特别是电潜泵受气体、结垢等因素影响，造成故障频繁、运行成本过高的问题，一直没有行之有效的解决办法[1]。

1.1 有杆泵采油技术

形成了适应油田特点的有杆泵采油工艺技术：①以油井产能预测、机杆泵选择、参数优化为主的设计技术；②以防气、防蜡、防偏磨断脱为主的杆管柱配套技术；③以环空测试、低压测试、功图远传、数值化分析为主的动态监测技术；④深抽排液技术。

1.2 气举采油技术

配套了以下七项技术：①气举工艺设计技术；②系统试井技术；③井下工具国产化；④天然气驱压缩机与电驱压缩机组运行管理技术；⑤气举井测试及工况诊断技术；⑥气举阀调试及气举工具检测技术；⑦气举阀投捞技术。

1.3 电潜泵采油技术

配套了以下四项技术：①选井选泵技术；②防垢技术；③防气技术；④油井管理技术。

2 气井人工举的研究

在石油和天然气能源工业中，通常使用人工举升技术（例如天然气举升，潜水电泵，螺杆泵和注水）来提高油井开发的采收率。在天然气井的开发中，通常使用表面加压技术来提高气井的生产率和回收效率。表面加压技术要求压缩机单元更靠近气井的井口。由于沿管道吸入能力的压力损失，气井必须提前宣布放弃，并在储层中保留至少30-40%的原始天然气。海上气井，特别是深海气井，对压缩机的性能要求很高，操作和设备维护方面的投资成本也较高。天然气开采行业认识到，通过将压缩机放置在距离气藏足够近的气井中以增加压力，其经济效益可能会超过传统地表增压的经济效益。随着人工举升技术的不断发展，气井压缩技术已成为天然气的最新推动技术之一。前英国的CoarcGroup（现为TPGroup）和美国的Calnetix 是最早开发和测试下行气体压缩技术的公司，包括理论研究，概念设计，技术验证，原型试制，室内测试，并现场测试。我们目前正在进行现场测试。以及推广和应用阶段。研究井下气体压缩技术的难点主要是井下动力传输技术，电机技术，轴承设计技术，控制技术等。目前，尚无国内研发机构[2]。

3 采油工艺技术中存在的主要问题

（1）气举举升效率越来越低。气举采油更适合于低含水、无水采油期。目前气举井综合含水已达43%。举升效率低是必然的。只有控制含水，不断恢复、提高地层压力来控制举升效率降低的幅度。含水大于80% 后，不再适宜采用气举。

（2）电潜泵采油技术不配套，故障率较高，维修困难。利用电潜泵采油，我们仅把它作为一种提液手段，一种短期行为，没有重视它在技术方面的配套，导致在技术上、管理上都存在很多不足。

（3）相对于提液稳油的开发政策，采油工艺技术仍存在一些不适应性油藏研究已经确定，如按照提液稳油的开发模式开发，含水上升后，部分井的产能会得到一定程度的恢复，供液能力可达到40-60m3/d。利用气举举升将没有明显的经济效益，而有杆泵在举升深度与排量上受到限制。

4 举升方式适应性分析

4.1 不同举升方式适应性分析

（1）有杆泵。优点是：设计方法相对简单，很容易将抽油机换到其他井上使用；简单有效，现场操作人员易操作；可用于小井眼和多层完井的井；灵活性很大，产量递减时，能使泵排量与油井产能进行调节；目前技术比较成熟，工艺较配套，设备装置较耐用，故障率低。缺点是：在弯曲井中有磨损问题；下泵深度主要受抽油杆强度的限制，排量相对气举、电泵较小；对于出砂、高气油比、结蜡或流体中含有腐蚀性物质的井会降低容积效率和使用寿命；整个系统的薄弱环节是抽油杆，杆在不同程度的腐蚀环境下承受大交变载荷，故障率较高。

（2）气举。优点是：最初设备投资低；维修、保养费用低；完井结构简单；适合气油比高的井；井下无运动构件，适合于斜井、定向井、含砂高含蜡井；气举地面设备便于集中管理，易于实现油田自动化，井口结构简单，占用空间少。缺点是：必须有充足的气源；地面设备增加了气举工程的投资，一次性投资大；含水气体易在地面管线和套管中形成水化物；套管及井口要承受高压，存在安全问题；不能有效开采油井直至报废[3]。

（3）电潜泵。优点是：排量大，地面设备体积小；操作简单，举升大排量井单位成本较低；但工作特性受举升高度、人泵气体量和有效举升液量的影响较大。缺点是：举升高度受电机功率和流动温度控制；初期资金投人和运行费用较高；对气体敏感；抗高温、腐蚀、磨蚀能力差；受套管尺寸限制；泵不能下到射孔段以下等。