锦16块二元驱提升泵效研究

王丽霞

[摘 要]锦16块二元驱规模扩大后，化学驱生产井采出液聚合物浓度不断上升，部分井出现抽油杆不同步、抽油泵工作不正常的现象，泵效普遍降低，同时聚合物浓度高，导致举升产出液体性能发生变化，导致杆柱更易弯曲变形、偏磨，导致冲程损失，甚至磨脱。通过与稠油粘度标准对比，开展了高含聚井使用稠油二级泵可行性研究，并通过提升泵挂等手段缓解杆柱偏磨情况，均取得了较好的生产效果，油井泵效得以提升，检泵周期得以延长，解决了二元驱油井生产周期短的问题，为二元驱下步深入开展提供新的思路。

[关键词]二元驱；泵效；二级泵；泵挂

中图分类号：TE357.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0041-01

1 二元驱概况

1.1 油藏概况

锦16二元驱区块位于锦16块中部，开发目的层系兴Ⅱ47-8，含油面积1.34km2，石油地质储量298×104t，储层有效厚度13.6m，油藏埋深1340-1460m，孔隙体积487×104m3，孔隙度30.5%，渗透率750×10-3μm2。平均地层温度55℃，地下原油粘度14.3mPa·s，原始油气比为42m3/t，原始地层水矿化度为2467mg/L。

1.2开发现状

截至2016年3月，试验区总井78口，其中采油井53口，开井51口，日产液量1824t/d，日产油267t/d，综合含水85.4%，二元驱阶段累产油二元驱阶段井口累产油42×104t，试验区投产到目前核实采出程度15%。注入井总井25口，开井23口，日注入量2014m3/d，累注入量338.3×104m3，注入段塞尺寸为0.695PV。日注母液量877m3/d，母液浓度4800PPm，掺污水量1129m3/d，日注干粉量4.7t/d，累注干粉量7914t，日注表活剂量0m3/d，累注表活剂商品量11017m3。3月4日表活剂停注。

空白水驱期间：累积产油9.23×104t，阶段采出程度达到3.1%，末期含水95.9%。前置段塞期间：累积产油2.227×104t，阶段采出程度0.75%，末期含水93.6%。

此外，二元驱目前共有油井53口，泵型主要以光达泵、螺杆泵，化学驱泵、重球泵为主。其中Ⅱ级泵占16口，占28.3%，重球泵占6口，占9%。

2 存在的主要问题

2.1 采出液聚合物含量增加导致举升困难

随着驱替的不断深入，化学驱生产井采出液聚合物浓度上升。从2103年开始二元驱平均采出液浓度逐年上升，其中2015年达到最高，为289ppm。采出液浓度上升导致粘度增大，对柱塞泵凡尔的开关造成影响，增加了液体的进泵阻力，使得部分油井出现泵工况差的现象，影响抽油机井产量和系统效率。

同时，随着化学驱生产井采出液聚合物浓度上升，使得抽油泵抽吸困难，油井泵效普遍降低，2012年以来由平均单井泵效78%下降到2014年底的68%，目前泵效低于60%的油井13口，平均单井采出液浓度达到212mg/l，平均单井泵效仅为43%。

2.2 抽油机井杆管偏磨问题突出

随着二元驱驱替的不断深入，油井采出液含聚合物浓度高，导致举升产出液体性能发生变化，产出液粘度的增大导致抽油杆上行负荷大，下行摩阻大，使杆柱更容易弯曲变形、偏磨，从而导致冲程损失，甚至偏磨断脱，致使原有杆柱组合设计与目前井况不匹配。

2011年12月中旬完成前置段塞注入，进入主段塞阶段以来，累计发生杆管偏磨作业29井次，部分油井多次偏磨断脱，2015年就出现磨脱作业5井次。

以锦2-6-A217井为例，该井2008年3月投产，生产效果一直较好，日产油11.8t，日产液84t，含水86%，2012年底至今发生3次偏磨杆断。

锦16二元驱2011-2016年共发生检泵井265井次，2016年共发生检泵井57井次，其中泵漏所占比列最大，占35%，出砂卡井和出砂液降各占32%和14%，供液差和杆磨脱井各占7%、6%。

3 举升工艺技术的研究与应用

3.1 稠油二级泵的创新应用，使泵效得到了大幅提高

油井见聚后，含聚合物原油粘度由原来的14.3mPa·s上升到200mPa·s，已达到普通稠油的标准，在用的普通柱塞泵以及化驱泵已不能满足目前的生产需要，由于泵的抽吸难度增加，导致泵效降低。因此，我们研究将稠油用二级泵应用于现场，并取得了很好的效果。

以锦2-7-116C井为例，该井2016年1月检泵开井，开井后泵效降低，同时采出液浓度上升。3月17日检泵，将原泵型57*3Ⅰ光达泵改为下57*3Ⅱ光达泵，检泵开井后，日产液由18方上升至26方，泵效由40%上升至90%左右，检泵周期由58天延长至196天。检泵后该井采出液浓度继续上升，并于4月份达到922ppm，但該井泵效并未受到显著影响。

2015-2016年应用Ⅱ级泵井14井次，其中Ⅰ级泵更换为Ⅱ级泵10井次，Ⅱ级泵使用率由6%增加至33%。在实施Ⅱ级泵后，平均单井泵效提高了39%，平均液量提高了13吨，效果较为显著。

3.2 提升泵挂避开大井斜井段，有效缓解管杆偏磨情况

在油井的生产中，由于井斜较大或套变，套损等情况，会造成管杆偏磨，管杆偏磨对油井生产带来很大危害，可造成管壁磨漏，泵筒内堆积铁屑，有效冲程减少等多种情况，对油井的检泵周期及泵效造成较大影响。而泵挂的提升，有助于避开油井大井斜井段，在很大程度上可以缓解杆柱偏磨情况，但受到油井能力等原因影响，提升泵挂具有一定的局限性。2015年在二元驱开展泵挂提升的研究与应用，实施了5口井，有效延长了油井的生产周期。

2016年二元驱检泵井共实施提升泵挂8井次，其中有7井次泵效上升，平均液量由检泵前的38方上升至45方，平均检泵周期由152天提升至170天，平均泵效有54%上升至75%，效果较为显著。

4 经济效益分析

2016年通过二元驱举升系统工艺的研究过程中，二级泵创新应用了14口井，平均单井泵效提高20%，实现平均单井增油113吨，提高检泵周期51天，减少检泵作业9井次，共节约检泵作业费用36万元，增油效益225万元，创效益总值261万元。

5 结论及建议

（1）通过稠油二级泵的创新使用使用，区块泵效由38%提高到77%，提高了39%，在采出液浓度逐步升高的背景下见效明显。

（2）通过提升泵挂的应用，平均液量上升7方，平均检泵周期延长18天，平均泵效上升21%，有效避免了偏磨引起的泵效较低，生产周期较短的问题。为下步二元驱举升工艺优化也具有重要的指导意义。

参考文献

[1] 韩修廷；有杆泵采油原理及应用[M].北京：石油工业出版社；2007年.

[2] 何生厚，张琪.油气井防砂理论及其应用[M].北京：中国石化出版社；2003年.