實(shí)現(xiàn)文南油田持續(xù)發(fā)展(采油四廠)

297 推進(jìn)技術(shù)、管理進(jìn)步 不斷提高采油工藝應(yīng)用水平 中原油氣田股份有限公司采油四廠 二 二 年 十 二 月 298 目 錄 前 言 297 第一部分 油田生產(chǎn)概況 299 第二部分 工藝技術(shù)的發(fā)展?fàn)顩r 300 一、完善配套水質(zhì)達(dá)標(biāo)技術(shù)，保持水質(zhì)穩(wěn)定 300 二、注水工藝技術(shù) 303 三、油層改造工藝技術(shù) 314 四、機(jī)采配套工藝技術(shù) 325 五、水井調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn) 341 六、修井工藝技術(shù) 342 第三部分 生產(chǎn)管理進(jìn)步 345 一、躺井控制工作 345 二、應(yīng)用先進(jìn)技術(shù)提高生產(chǎn)管理水平 348 三、綜合應(yīng)用各種新技術(shù)，降低采油成本 352 第四部分 工藝上存在的主要問(wèn)題 355 一、產(chǎn)量結(jié)構(gòu)不合理，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)差 355 二、 注水啟動(dòng)壓力高，注水困難 356 三、 改善兩個(gè)剖面技 術(shù)未形成規(guī)模 357 四、井下技術(shù)狀況差，大修難度大 359 五、油井偏磨現(xiàn)象普遍存在 361 第五部分 下步發(fā)展對(duì)策 363 一、工作思路 363 二、 下步工作重點(diǎn) 363 299 前 言 近年來(lái)，我廠 認(rèn)真貫徹落實(shí)分公司有關(guān)會(huì)議精神，從文南油田實(shí)際情況出發(fā)，以經(jīng)濟(jì)效益為中心，以油氣上產(chǎn)為主體，狠抓注水工作，大力推進(jìn)科技進(jìn)步，精細(xì)采油管理，完善各項(xiàng)規(guī)章制度，堅(jiān)持“穩(wěn)定水質(zhì)、調(diào)整剖面、有效注采、保護(hù)井層、控制腐蝕、高效節(jié)能”的工作方針，緊密圍繞控制躺井、延長(zhǎng)檢泵周期、提高泵效，注夠水、注好水，增儲(chǔ)挖潛、高效節(jié)能等方面開(kāi)展工作，在產(chǎn)量壓力大且成本緊張的情況下，較好地完成了分公司下達(dá)的油氣生產(chǎn)任務(wù)，連續(xù)幾年實(shí)現(xiàn)了油氣產(chǎn)量爬坡，單位成本得到有效控制。 300 第一部分 油田生產(chǎn)概況 截止到 2002 年 10 月，文南油田共有油水井 749 口（不含報(bào)廢井），其中油井 516 口，水井 233 口。油井開(kāi)井 403 口，日產(chǎn)液5300t，日產(chǎn)油 1492t，綜合含水 其中，抽油井 392 口，開(kāi)井 335 口，日產(chǎn)液 4172t，日產(chǎn)油 1351t，平均單井日產(chǎn)液 均單井日產(chǎn)油 4.0 t，綜合含水 平均泵掛深度 2094m，平均視動(dòng)液面 1348m，平均視沉沒(méi)度 746m，平均泵效 平均檢泵周期 459d。 注水井總數(shù) 233 口，開(kāi)井 144 口，日注水量 13964均單井日注 97 中籠統(tǒng)注水 144 口 ，開(kāi)井 84 口，日注水量 7880 層注水井 102 口，開(kāi)井 60 口，日注水量 6083.5 報(bào)廢油水井共有 395 口（油井 234 口，水井 161 口），其中 2002年再利用報(bào)廢油井 77 口，日產(chǎn)液 1050t，日產(chǎn)油 150t， 301 第二部分 工藝技術(shù)的發(fā)展?fàn)顩r 文南油田屬典型的高壓低滲復(fù)雜斷塊油田。油藏埋深2210藏溫度高 (92 140油藏原始地層壓力高（ 32 壓力系數(shù)高（ 平均 空氣滲透率 10透率變異系數(shù) 透率級(jí)差為 示較強(qiáng)的非均質(zhì)性。 原油密度低（地面原油密度 ,原油粘度低（地下原油粘度 s），原油含蠟達(dá) 20%，屬石蠟基原油。 這些特點(diǎn)決定了在文南油田進(jìn)行各項(xiàng)工藝技術(shù)的難度，加上近年來(lái)油田開(kāi)發(fā)中暴露出腐蝕、偏磨、注采調(diào)整、剖面改善、系統(tǒng)效率等諸多問(wèn)題，需要采油工程師們?cè)诠ぷ髦胁粩嗵剿?、認(rèn)真研究解決。 近幾年來(lái)，在各方面的支持和幫助下，在大家的共同努力下，文 南油田的 工 藝技術(shù)不斷發(fā)展進(jìn)步，較好的滿足了油田開(kāi)發(fā)的需要。 一、完善配套水質(zhì)達(dá)標(biāo)技術(shù)，保持水質(zhì)穩(wěn)定 不斷強(qiáng)化注水水質(zhì)技術(shù)管理，在系統(tǒng)配套的技術(shù)改造中加大科技攻關(guān)力度，實(shí)現(xiàn)了站內(nèi)和井口水質(zhì)“雙百”達(dá)標(biāo)。主要開(kāi)展了以下幾方面的工作： 1、 “清污水混合處理工藝技術(shù)”的不斷完善 302 “清污水混合處理工藝技術(shù)”在文二污水站的成功應(yīng)用，雖實(shí)現(xiàn)了水質(zhì)達(dá)標(biāo)，但當(dāng)來(lái)水含油波動(dòng)大、來(lái)水量出現(xiàn)波動(dòng)或?yàn)V罐反沖洗時(shí)則時(shí)常出現(xiàn)水質(zhì)波動(dòng)。究其原因，主要是前期除油效果差，加藥量不能隨處理量的變化而變化以及濾罐過(guò)濾負(fù)荷過(guò)大所致。根據(jù)這一 情況，我們對(duì)文二污水處理站進(jìn)行了進(jìn)一步的改造完善。改造的主要內(nèi)容是： 一是針對(duì)目前文南油田注水量不斷增加，污水處理能力嚴(yán)重不足的問(wèn)題，于 2001 年 11 月份開(kāi)始對(duì)文二污水處理站污水處理流程進(jìn)行了擴(kuò)建，并于 2002 年 5 月完工投產(chǎn)，使污水沉降罐由 2 俱增加為 3 俱，局部日處理能力由過(guò)去的 15000加為 21000水沉降時(shí)間比過(guò)去增加了二分之一，大大增強(qiáng)了污水沉降效果。 二是針對(duì)文二污水處理站高含水罐至收油罐的原玻璃鋼管線管徑小、輸送能力嚴(yán)重不足，且經(jīng)常出現(xiàn)穿孔等問(wèn)題，對(duì)該管線進(jìn)行了更換，共更換 500 鋼骨 架復(fù)合管線 300 米，目前運(yùn)行良好。 三是針對(duì)萬(wàn)方池提升泵、污水濾罐、誘導(dǎo)浮選器等污水處理過(guò)程中的薄弱環(huán)節(jié)，制定了改造和擴(kuò)建方案，目前正在施工中。 經(jīng)過(guò)幾年的不斷實(shí)踐和摸索，“清污水混合處理工藝技術(shù)”得到了全面發(fā)展和完善，形成了一套以“多級(jí)除油混合殺菌加藥沉降加壓過(guò)濾穩(wěn)定外輸”為主線的獨(dú)特的水處理工藝流程（圖 1），并具有成本低、水處理效果好、污泥量小、運(yùn)行操作簡(jiǎn)便、水質(zhì)穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)。 303 清水 2 原油脫出水 洗井回水 4 3 5 圖 1 文二污水站清污水混合處理工藝流程圖 2、繼續(xù)推行注水水質(zhì)“按質(zhì)、按量論價(jià)”的管理辦法 ：進(jìn)一步強(qiáng)化技術(shù)監(jiān)督機(jī)制，充分調(diào)動(dòng)了人的主觀能動(dòng)性，在運(yùn)用經(jīng)濟(jì)手段強(qiáng)化技術(shù)和管理的同時(shí)，推進(jìn)了技術(shù)進(jìn)步和管理進(jìn)步。 3、有效及時(shí)地開(kāi)展了污水處理過(guò)程中“污垢定位沉積”和“降低泥垢產(chǎn)出量”的技術(shù)攻關(guān)研究 采用目前國(guó)內(nèi)外先進(jìn)的動(dòng)態(tài)結(jié)垢模擬試驗(yàn)、巖芯流動(dòng)試驗(yàn)、掃描、化學(xué)分析等綜合研究手 段，在收集、調(diào)研國(guó)內(nèi)外相關(guān)資料的基礎(chǔ)上，經(jīng)過(guò)大量室內(nèi)、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)等研究工作，使“攻關(guān)研究”的課題取得了成功。 已由 到了 A 劑投加量下降了三分之二，日產(chǎn)污泥由 27t 降為 5t，下降了 81%，水質(zhì)合格穩(wěn)定。通過(guò)“污垢定位沉積”項(xiàng)目的研究實(shí)現(xiàn)將污垢指定在沉降罐處，從而大大改善污水處理系統(tǒng)的運(yùn)行效率。這兩個(gè)項(xiàng)目的全面應(yīng)用在降低加藥成本、控制污泥產(chǎn)出量，確保水質(zhì)穩(wěn)定，提高注水開(kāi)發(fā)效果方面發(fā)揮了重要作用。 5000含水罐 500式自然除油罐 誘 導(dǎo) 氣浮選器 斜管 沉降罐 緩沖裝置 濾罐 反應(yīng)器 凈化水罐 304 4、對(duì)部分注水干線、支線，回水管線進(jìn)行了清洗和更換 近幾年來(lái)共更換注水干線 1923m，新建、更換回水管線 5 條4199m，清洗注水支線 5 條 4160m，確保了達(dá)標(biāo)水質(zhì)在井口的穩(wěn)定。 5、水質(zhì)穩(wěn)定技術(shù)的井下延伸 針對(duì)光油管注水井長(zhǎng)期采用油管正注方式，環(huán)空“死水”水質(zhì)惡化造成的井下管柱結(jié)垢、腐蝕和井底水質(zhì)污染問(wèn)題，在井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)的前提下，通過(guò)將正注井改為油、套合注，減少了井底水質(zhì)污染因素。 6、加強(qiáng)藥品監(jiān)測(cè)、堵住不合格藥品流入 在水質(zhì)處理中，加藥也是重要的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，而藥品質(zhì)量的好壞直接關(guān)系到處理后的水質(zhì)，為此，我們由有關(guān)部門、單位組成協(xié)調(diào)小組，按照分工各司其職，互相監(jiān)督，對(duì)藥品 的質(zhì)與量進(jìn)行嚴(yán)格把關(guān)，確保了水質(zhì)的質(zhì)量和水質(zhì)的穩(wěn)定。 二、注水工藝技術(shù) 1、強(qiáng)化注水井降壓增注工作，見(jiàn)到了好的效果 自油田投入注水開(kāi)發(fā)以來(lái)，增注工作經(jīng)歷了逐步認(rèn)識(shí)、逐步改進(jìn)完善的過(guò)程，先后應(yīng)用過(guò)土酸、膠束酸、濃縮酸、稀土酸、自生氣熱力酸、粉末硝酸等酸化技術(shù)。施工工藝也由最初直接注酸完善為：井筒、炮眼清洗 地層預(yù)處理 主體液處理 后置液處理 殘酸返排 洗井投注；同時(shí)也配套了投球、轉(zhuǎn)向、卡封等分層布酸技術(shù)。這些增注技術(shù)的應(yīng)用為我廠降低注水壓力，完成 305 配注，起到了應(yīng)有的作用，但增注效果存在逐年變差的趨勢(shì)。 99年我們 對(duì)歷年 69 口酸化增注水井，按區(qū)塊、層系進(jìn)行效果對(duì)比發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，滲透率在 60 10上的增注效果較好，措施有效率在 85%左右；滲透率在 30 10下的效果很差。分析認(rèn)為其主要原因是：以土酸為主體的酸化液體系：酸巖反應(yīng)速度快，處理半徑小，酸化過(guò)程中易生成氟硅酸鹽沉淀，酸量過(guò)大會(huì)傷害巖石骨架，不適宜低滲透泥質(zhì)地層酸化處理；大部分地層酸敏性礦物含量較高；因地下斷塊復(fù)雜，對(duì)油、水井地下對(duì)應(yīng)連通認(rèn)識(shí)也存在一定偏差。通過(guò)總結(jié)分析找出了增注工作的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，并開(kāi)展了大量的室內(nèi)研究試驗(yàn)， 形成了以深穿透緩速酸酸化體系為主的降壓增注工藝。 深穿透緩速酸化體系由低碳有機(jī)酸、 巖緩速酸、防膨劑、緩蝕劑、防乳化抗酸渣劑、石蠟分散劑組成，與土酸體系相比具有如下特點(diǎn)：具有高溫緩蝕性能，酸液腐蝕速率低（不大于3g/酸巖反應(yīng)速度低，是常規(guī)土酸反應(yīng)速率的 1/10，能有效增加地層處理深度；由于 巖緩速酸的水解產(chǎn)物是一種高效硅沉淀阻止劑，酸化過(guò)程不產(chǎn)生氟硅酸鹽沉淀，防范了處理過(guò)程產(chǎn)生新的污染；酸液具有很強(qiáng)的清洗有機(jī)沉積物能力和防乳化抗酸渣性能；適合于低滲透、泥質(zhì)、酸敏地層的酸化處 理。在近幾年應(yīng)用中取得較好的增注效果（見(jiàn)表）。 306 1999 酸化增注效果統(tǒng)計(jì)表 年份 井次 有效率 % 單井增水量 均有效天 數(shù) d 平均壓降 999 13 74 3554 72 11 2000 29 89 4133 89 7 2001 26 88 3724 87 7 2002 16 708 85 7 2、不失時(shí)機(jī)地開(kāi)展高壓分注工藝 1990 年以來(lái)，相繼開(kāi)展了油套分注、雙層（三層）自調(diào)分注和空心配水等分注方式，經(jīng)歷了一個(gè)不斷嘗試、不斷否定、不斷反復(fù)的曲折過(guò)程。 由于受注 水水質(zhì)、封隔器耐壓差強(qiáng)度和有效期等因素的制約，雖然沒(méi)少做工作，但高壓分注的進(jìn)展不大。近年來(lái)在油田注水水質(zhì)有了明顯改善，達(dá)到了低滲油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的情況下， 在總結(jié)以往多種類型封隔工具應(yīng)用的基礎(chǔ)上，引進(jìn)高性能的 隔器，對(duì)注水層位上部非套變井段的漏失井、上部層段水淹井，實(shí)施卡堵漏、注單層和分層擠堵等，均獲得了成功，為文南油田實(shí)現(xiàn)高壓分注工藝帶來(lái)了曙光。通過(guò)近幾年的不斷改進(jìn)完善，推動(dòng)了該項(xiàng)技術(shù)的全面應(yīng)用，并見(jiàn)到了好的效果。 （ 1）高壓油套分層注水工藝： 該工藝主要由井下工藝管柱和地面配套工藝流程組成。 整套工藝設(shè)計(jì)示意圖如下： 307 接 頭 2 - 堵 頭 3 - 密 封 圈4 - 殼 體 5 - 水 嘴 壓 絲 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套接 頭 2 - 堵 頭 3 - 密 封 圈4 - 殼 體 5 - 水 嘴 壓 絲 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套圖 2 油套分注工藝示意圖 井下分注工藝管柱主要由高性能的 流器、坐封球座、底部球座等組成。 地面流程主要由油套分注嘴子套、水表及水表總成、油套單流 閥、控制放壓水嘴套等組成。 1 接頭 2 堵頭 3 密封圈 4 外殼 5 水嘴壓帽 6 水嘴 7 密封圈 8 密封圈 9 密封套 10 水嘴套 圖 3 油套分注水嘴示意圖 來(lái)水油套分注嘴子套回水油層連通閥水表總成單流閥控制放壓嘴子套油層 器座封球座節(jié)流器底部球座人工井底 308 （ 2）高壓油套分層定量配水 ：是通過(guò)在地面油套分注水嘴套里安裝不同直徑的水嘴來(lái)實(shí)現(xiàn)的，因此分層定量配水最關(guān)鍵的問(wèn)題是 選出合適的水嘴。 (1) 選擇水嘴的原理 在油層無(wú)控制注水時(shí)，注水量、注水壓力和吸水指數(shù)的關(guān)系為： (2) 分層注水量的理論計(jì)算 油層無(wú)配水嘴控制時(shí)，計(jì)算分層注水量公式 Q = K P P = P 井口 + P 靜水柱 P 啟動(dòng) P 管損 油層有配水嘴控制時(shí)，計(jì)算分層注水量公式 Q 配 = K P 配 P 配 = P 井口 + P 靜水柱 P 啟動(dòng) P 管損 P 嘴損 在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，由于實(shí)際注水量會(huì)隨地層壓力而變化，當(dāng)壓力平穩(wěn)后，可根據(jù)地質(zhì)要求按下式選取水嘴： (3) 高壓油套分注工藝技術(shù)的改 進(jìn)與完善 在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，為更好地取全取準(zhǔn)各項(xiàng)資料，滿足油田開(kāi)發(fā)需要，我們對(duì)該工藝進(jìn)行了改進(jìn)和完善： 嘗試油套分注井的上段剖面測(cè)試 1212 309 為滿足油套分注井上段測(cè)剖需要，對(duì)分注井口進(jìn)行了改進(jìn)，改進(jìn)后的井口工藝流程（如下圖）使同位素投放口能同時(shí)置入上下層段，共對(duì)（ 13333333 口井進(jìn)行了測(cè)剖，所測(cè)結(jié)果準(zhǔn)確，嘗試成功，實(shí)現(xiàn)了一次就能測(cè)出全井各小層的剖面資料。 放壓水嘴套分注水嘴套同位素投放口來(lái)水回水圖 4 改進(jìn)后的分注井口 優(yōu)化井口試壓管柱 隨著文南油田超高壓（最高注 水壓力 水工藝的實(shí)施，以前井口試壓管柱滿足不了現(xiàn)場(chǎng)需要，分注井投注后經(jīng)常出現(xiàn)井口滲漏，在整改井口過(guò)程中常常導(dǎo)致封隔器失效，為此我們?cè)O(shè)計(jì)了耐 70壓的試壓管柱；同時(shí)對(duì)試壓封隔器進(jìn)行了改進(jìn)，保證了井口試壓的可靠性。 研究適合文南油田不同壓力等級(jí)的分注管柱 文南油田自 2001 年 2 月開(kāi)始實(shí)施提壓增注，使部分注水井井 310 口壓力高于 40高注水壓力達(dá) 這種注水情況下，引進(jìn) 隔器，組成新的耐高壓差分層注水管柱。 在引進(jìn)耐高壓差封隔器之后，對(duì)全油田的分注井進(jìn)行了調(diào)查摸 底，根據(jù)不同區(qū)塊、不同注水壓差，確立了適合文南油田的不同壓力等級(jí)的兩種分注管柱，從而簡(jiǎn)化了分注管柱的類型，方便了生產(chǎn)管理。其管柱分別為： a、壓差小于 35分注井主要用 注管柱； b、壓差大于 35分注井主要用 注管柱。 加強(qiáng)方案的前期論證工作，確保分注實(shí)施成功率 方案的論證是確保分注成功的前提。地質(zhì)方案必須搞清分注目的，出示歷次測(cè)試的吸水剖面、吸水指示曲線及對(duì)應(yīng)的油水井連通關(guān)系圖。工程方案必須查清井史、井身結(jié)構(gòu)、井斜數(shù)據(jù)，并提供詳細(xì)的分注管柱圖及施工要求。同時(shí)加強(qiáng)作業(yè) 、工程、地質(zhì)協(xié)作，及時(shí)反饋有關(guān)問(wèn)題。 2002 年分注、換封方案 41 口井，實(shí)施成功 37 口井，因井況問(wèn)題未實(shí)施成 4 口井，實(shí)施成功率 改進(jìn)施工工藝 a、針對(duì)水力壓差式封隔器下井時(shí)驗(yàn)封球及底部凡爾球?qū)е孪淳畨翰畲?、洗井不徹底的?wèn)題，在管柱設(shè)計(jì)上，改進(jìn)球及球座的幾何尺寸，在施工中采取先不裝凡爾球的方法，待洗井合格后依次投入凡爾球，實(shí)現(xiàn)驗(yàn)封及投注一次進(jìn)行的目的，使該管柱既可反洗井又可正洗井，從而解決了這一問(wèn)題。 311 b、在分注井的調(diào)配上，繪制了流量、壓差、水嘴關(guān)系曲線，極大地方便了現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試調(diào)配選擇水嘴工作。 c、在地面工藝流程上設(shè)計(jì)了單流裝置，有效防止了在停注或來(lái)水壓力低時(shí)油、套管內(nèi)水的串通。 (4) 強(qiáng)化分注井的管理 在停注過(guò)程中，先關(guān)籠統(tǒng)注水井，再關(guān)分注井。 在分注井關(guān)井時(shí)，先關(guān)套管再關(guān)油管，分注井開(kāi)井時(shí)，先開(kāi)油管再開(kāi)套管。 定期開(kāi)展分注井驗(yàn)封大調(diào)查，摸索出一套行之有效的驗(yàn)封方法。 3、提壓增注 針對(duì)文南油田主力吸水層已大面積水淹，而二、三類油藏?zé)o法有效啟動(dòng)的嚴(yán)峻開(kāi)發(fā)形勢(shì)，我廠敢于打破舊的條條框框，集中精力開(kāi)展了提壓注水工作。提壓注水共分四步進(jìn)行，先易后難，循序漸進(jìn)。 第一步：利用 700 型水泥車 進(jìn)行單井提壓試注。 第二步：以區(qū)塊為單元的提壓試注。 第三步：增壓泵站提壓注水的全面推廣。 第四步：?jiǎn)尉畣伪锰釅鹤⑺?截止 2002 年 10 月底， 已提壓的增壓泵站數(shù)達(dá)到了 21 個(gè)， 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施提壓增注井 91 口，目前仍繼續(xù)提壓增注 67 口井， 平均注 312 水壓力由 至 均提壓 統(tǒng)計(jì) 2002 年 10 月底的 67 口提壓增注井提壓前后吸水量的變化，提壓注水前日注水量 3826均單井日注 57壓增注后初期日注水量 7753均單井日注 116前日注水量5159均單井 日注 77均單井日增注水量 20 通過(guò)連續(xù)兩年的提壓注水工作，使我廠注水能力得到了大幅度提高，今年 2 月份，我廠日注水量首次達(dá)到 15000上， 5月份日平均注水量更是高達(dá) 15050前，全廠有效日注水量一直保持在 14000右，同時(shí)，注水井配注完成率也得到了大幅度提高。 4、注水井高壓精細(xì)過(guò)濾器 2001 年以來(lái)，我廠在低滲塊和低滲井安裝了過(guò)濾精度為 1 別是在新投建的 23#、 79#、 82#等 3座泵站配套使用了組合式高壓精細(xì)過(guò)濾器，每座站 4 臺(tái)，累計(jì)最大過(guò)濾能力為 40m3/h，實(shí)現(xiàn)了增壓泵站來(lái)水的整體精細(xì)過(guò)濾，使今年新投入注水開(kāi)發(fā)且物性較差的文 79 北塊和文 179 塊從一開(kāi)始注水就實(shí)現(xiàn)了精細(xì)過(guò)濾。目前全廠高壓精細(xì)過(guò)濾器總臺(tái)數(shù)已達(dá)到了 29 臺(tái)，使 26 口井實(shí)現(xiàn)了注入水精細(xì)過(guò)濾。 5、注水井調(diào)剖工藝 文南油田自 89 年開(kāi)始應(yīng)用注水井調(diào)剖工藝，先后應(yīng)用了脂、 玻璃 313 策、單層擠封等調(diào)剖技術(shù)。調(diào)剖劑分類型為凝膠凍膠類、沉淀類、樹(shù)脂類、固體顆粒類。從現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況看，凝膠凍膠及沉淀類調(diào)剖劑耐壓低、有效期短；樹(shù)脂類調(diào)剖劑成本高 、風(fēng)險(xiǎn)大應(yīng)用效果不理想； 策技術(shù)適宜于解決區(qū)塊大厚度的層內(nèi)矛盾，不適合非均質(zhì)嚴(yán)重的油田。 1999 年在得到 策技術(shù)啟發(fā)，借鑒以往調(diào)剖工藝技術(shù)的經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)的基礎(chǔ)上，深入分析了存在的問(wèn)題，結(jié)合油田的地質(zhì)特點(diǎn)，為此提出了單層擠封工藝思路，其目的在于封堵水驅(qū)效率較高的高滲透吸水層，啟動(dòng)、類層。研究開(kāi)發(fā)的堵劑性能指標(biāo)如下： 耐礦化度 20上 對(duì)目的層封堵率在 99%以上 突破壓力梯度 39m 耐溫 130 可泵性好，地面配制粘度 解堵率 90% 2000 年進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) ，依據(jù)井層狀況，設(shè)計(jì)合理的濃度梯度，采取大劑量、高強(qiáng)度封口的施工工藝，當(dāng)年實(shí)施 6 井次，吸水剖面均得到改善，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效明顯。例如 2000 年初對(duì)該井調(diào)剖，共擠注調(diào)剖劑 240高擠注壓力為 43剖前后測(cè)剖（注水剖面變化詳見(jiàn)下圖），啟動(dòng)新層 4內(nèi) 9 號(hào)層 314 應(yīng)油井 2000 年 3 月初開(kāi)始見(jiàn)到水效果，見(jiàn)效前日產(chǎn)液 產(chǎn)油 合含水30%，見(jiàn)效后日產(chǎn)液 產(chǎn)油 合含水 36%，累計(jì)增油 1660t。 注水井單層擠封技術(shù)的研制成功，使得調(diào)剖成為文南油田穩(wěn)油控水的一項(xiàng)重要的工藝技術(shù)，且取得了較好的措施效果（效果見(jiàn)下表），為油田的注水開(kāi)發(fā)探索出了一條行之有效的路子。統(tǒng)計(jì)2000 年至今，在注水井上實(shí)施單層擠封工藝 20 口井，措施有效率80%，有效期 150d，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效增油 9000 余噸，實(shí)現(xiàn)了封死高滲層，有效啟動(dòng)低滲層的目的。 圖 5 W 7 9 - 6 1 井 注 水 剖 面 變 化 圖0 10 20 30 40 50 60 施前相對(duì)吸水% 315 表 2 顆粒類調(diào)剖劑措施效果表 調(diào)剖劑類型 施工井次 對(duì)應(yīng)油井?dāng)?shù)(口 ) 見(jiàn)效油井?dāng)?shù)（口） 累計(jì)增油 (t) 95泥漿體系 31 54 17 1570 97I 決策體系 12 27 7 1222 層擠封體系 20 31 11 9122 合計(jì) 63 112 35 12322 三、油層改造工藝技術(shù) 1、壓裂工藝技術(shù) （ 1）壓裂工作量及效果 2002 年 1份全廠實(shí)施壓裂 54 井次，沒(méi)有一口油井壓裂后出現(xiàn)暴性水淹。其中老井壓裂 39 井次 ,有效 34 井次，累計(jì)增油 15327t，平均單井增油 451t，壓后平均單井日增油 井壓裂 15 井次 ,有效率 80%，累計(jì)增油 9931t，平均單井增油 828t，壓后平均 單井日增油 表 3 采油四廠壓裂效果對(duì)比 時(shí)間 總井次 有效井次 有效率 % 平均有效期 d 年增 油 /t 平均單井增油 t/井 平均單井日 增油 t/井 井 2001 38 38 100 80 18793 495 002 39 34 04 15327 451 比 +1 +24 44 井 2001 4 4 100 97 2904 726 002 15 12 80 126 9931 828 比 +11 +8 +29 +7027 +102 316 （ 2）壓裂的做法 ：從 2001 年 壓裂引效井的成功上我們認(rèn)識(shí)到：與依靠自然能量相比，壓裂引效井具有能量充足、有效期長(zhǎng)、增油效果顯著的特點(diǎn)，所以今年壓裂工作的方向從油層改造轉(zhuǎn)向壓裂引效上。同時(shí)，優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)，改善壓裂效果。壓裂引效的關(guān)鍵是根據(jù)地質(zhì)特點(diǎn)和具體生產(chǎn)情況確定合理的壓裂規(guī)模和設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)。一般情況下，對(duì)壓裂引效井設(shè)計(jì)以短寬縫為宜，設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)控制在 1/3 井距內(nèi)，平均砂比在 25%以上。 表 4 壓裂引效 與油層改造效果對(duì)比 總井次 有效井次 有效率 單井日增油 /t 累計(jì)增油 /t 油層改造 19 15 857 壓裂引效 20 19 0470 （ 3）不斷完善壓裂技術(shù)配套 裂縫強(qiáng)制閉合技術(shù) 該技術(shù)通過(guò)合理選擇支持劑、優(yōu)化泵注程序、完善添加劑等手段，實(shí)現(xiàn)壓裂后立即采用 3嘴放噴， 4 小時(shí)后視壓力情況逐級(jí)放大油嘴放噴，盡量減少壓裂液對(duì)儲(chǔ)層污染。在 179 3口井上采用裂縫強(qiáng)制閉合技術(shù)，即在前置液中加入 5陶（粒徑 采用分段 破膠，并加大破膠劑用量，在原 4壓裂后立即采用 3嘴放噴，取得了相關(guān)數(shù)據(jù)。 應(yīng)用粉砂降濾失技術(shù) 317 在前置液中加入 砂，這些粉砂能夠進(jìn)入許多細(xì)微的裂縫和通道中，借助水力切割作用對(duì)彎曲裂縫進(jìn)行沖刷使其光滑，降低裂縫摩阻，可減少壓裂液的濾失，防止壓裂過(guò)程中過(guò)早脫砂，實(shí)現(xiàn)主裂縫深穿透，延長(zhǎng)有效期。試驗(yàn)表明，粉砂形成的支撐裂縫導(dǎo)流能力相對(duì)較低，但仍然高于地層的原始滲透率。粉砂作為降濾失劑壓裂 13 井次，平均單井日增油 工成功率100%。 斜井壓裂技術(shù) 由于 隔器對(duì)于井斜大于 30的井坐封困難，卡封壓裂工藝一直要求井斜在 30以內(nèi)。 2002 年 9 月 18 日我廠在定向井文 79上采用 封隔器壓裂，獲得成功。該井壓裂井段 裂層段井斜 36，封隔器深度 2908m，破裂泵壓 63砂 5液量 泵壓力21個(gè)過(guò)程施工順利。 開(kāi)展裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)。借助裂縫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，既可以驗(yàn)證壓裂方案設(shè)計(jì)和對(duì)地層的認(rèn)識(shí)同時(shí)也能為周圍鄰近井壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)提供 可靠依據(jù)。 2002 年采油四廠實(shí)施裂縫監(jiān)測(cè) 51 井次，其優(yōu)勢(shì)裂縫延伸方向?yàn)楸睎|東向。 大規(guī)模、高砂比施工工藝 近年來(lái)，我們借鑒 98 至 99 年與廊坊分院合作在文 88 塊進(jìn)行整體壓裂改造，取得明顯效果的經(jīng)驗(yàn)，走高砂比壓裂設(shè)計(jì)路線。 318 該工藝可以使裂縫在垂向及水平方向上均得到最大量的填充，而且對(duì)裂縫面及支撐砂堤污染小并能有效控制縫高的發(fā)展。在壓裂設(shè)計(jì)時(shí)，我們通過(guò)對(duì)比分析及模擬，提高了砂比，階段最高砂比達(dá) 45%，平均砂比提高到 30%，提高了裂縫導(dǎo)流能力。統(tǒng)計(jì)文南油田 2002 年壓裂井 34 井次，平均加砂強(qiáng)度 m，平均 其中 19 井次壓裂井加砂強(qiáng)度大于 m，平均單井日增油 15 井次加砂強(qiáng)度小于 均單井日增油 日產(chǎn)油量大于 10t/d 的井中，有隨著砂比的提高日產(chǎn)油量逐漸增大的趨勢(shì)。因此，在地層條件允許的情況下，盡量采用大規(guī)模壓裂方式，提高砂比能夠提高油井的產(chǎn)能。 另外，近幾年來(lái)，水井壓裂進(jìn)行了多次嘗試，嘗試過(guò)不加砂壓裂，酸化壓裂等技術(shù)，雖整體上壓裂后初期注水壓力較低，但是短時(shí)間內(nèi) 注水壓力上升很快，單井累積增水量較少，有效期較短，總體上沒(méi)有大的突破，以后建議開(kāi)展水井壓裂工藝 技術(shù)專項(xiàng)研究，注水井短寬縫壓裂工藝技術(shù)試驗(yàn)，爭(zhēng)取在水井壓裂上有所突破，解決文南油田注水壓力高，注不進(jìn)的難題。 2、化學(xué)堵水技術(shù)已成為主要增產(chǎn)措施之一 文南油田自 1991 年 開(kāi)始化學(xué)堵水試驗(yàn)， 97 年應(yīng)用顆粒類堵劑取得重大突破，通過(guò)近年來(lái)堵劑配方的改進(jìn)與配套工藝的完善，已形成了特有的適宜低滲透油藏的油井堵水技術(shù)。 1991 年至今已實(shí)施 247 井次，累計(jì)增油 噸，為文南油田的開(kāi)發(fā)做出了 319 積極貢獻(xiàn)。堵水工藝的日益成熟，是通過(guò)在不斷探索、不斷試驗(yàn)的歷程中總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，才有今天的成績(jī)。 第一階段 : 從 1991 年 至 1993 年，采用水玻璃復(fù)合堵劑，共實(shí)施 3 井次，有效率 累計(jì)增油 均單井增油 第二階段 : 從 1994 年至 1996 年，選用 聚物、樹(shù)脂、水泥等化學(xué)堵劑堵水，實(shí)施 10 井次，有效 3 井次，有效率 30，累計(jì)增油 2220t，平均單井增油 222t。 第三階段 : 從 1997 年至 1998 年，運(yùn)用 粒堵水劑 ,實(shí)施 60 井次，有效率 70，累計(jì)增油 24500t，平均單井增油 408t，堵水增產(chǎn)占措施總產(chǎn)量由 96 年的 升到 和 分別上升了 是化學(xué)堵水取得重大突破的階段。 第四階段 : 從 1999 年至 2002 年為自行施工階段 ,實(shí)施 174 井次，有效率 72，累計(jì)增油 66594t，平均單井增油 水增產(chǎn)占措施總產(chǎn)量的比重日益加大 ,成為文南油田主要的上產(chǎn)措施。 表 5 文南油田歷年堵水情況 年 份 堵 劑 類 型 用 量 實(shí)施 井次 有效率 % 累計(jì)增 油（ t） 單井增油 （ t） 1991玻璃復(fù)合堵劑 80 994 共 聚 物 60 995脂、水泥漿 5 012 997 水劑 200 68 998 水劑 200 71 15768 999 深 部 堵 水劑 404 75 000 深 部 堵 水劑 504 70 17203 001 深 部 堵 水劑 500 70 21925 002(1深 部 堵 水劑 406 320 從文南油田油井堵水歷程來(lái)看 , 共聚物、凝膠型堵劑抗壓強(qiáng)度、抗溫、抗礦化度性能較低，有效期較短；樹(shù)脂、水泥漿堵劑，雖然凝固強(qiáng)度高，但擠入量受限，且初凝時(shí)間難以完全控制，易造成井下事故， 顆粒類堵劑較適應(yīng)文南油田特殊的地質(zhì)特點(diǎn)。 995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002(1水增產(chǎn)占措施增產(chǎn)百分?jǐn)?shù)近年來(lái)化學(xué)堵水工藝的主要做法 （ 1）加強(qiáng)對(duì)堵水機(jī)理的再認(rèn)識(shí)，不斷改進(jìn)堵水劑配方 通過(guò)對(duì)堵水機(jī)理的再認(rèn)識(shí)，提出并建立了一套堵塞實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，圍繞增強(qiáng)堵劑的抗壓強(qiáng)度、 抗?jié)B性及粒徑最佳級(jí)配等方面開(kāi)展了大量的室內(nèi)研究工作，形成了具有抗溫、抗壓、抗?jié)B、施工安全等特點(diǎn)的堵水劑配方體系。 （ 2）堵水配套技術(shù)的完善 不斷完善和優(yōu)化找水技術(shù) 堵水先找水是堵水工作的前提，如果堵水前出水層位不明確，堵水是盲目的。統(tǒng)計(jì)近五年來(lái)應(yīng)用的找水技術(shù)結(jié)果對(duì)比（見(jiàn)下表），環(huán)空測(cè)試找水準(zhǔn)確率最高為 80%，精細(xì) C/O 比次之為 321 居第三為 精細(xì) C/O 比找水在文 33 塊沙二下、文 95 塊井況良好的井上應(yīng)用準(zhǔn)確率高；環(huán)空測(cè)試找水雖然準(zhǔn)確率高，但因找水時(shí)間長(zhǎng)、對(duì)井況要求苛刻，應(yīng)用井次較 少，98 年以來(lái)應(yīng)用 5 井次，遠(yuǎn)遠(yuǎn)滿足不了油井測(cè)試的需要。因此，在實(shí)際工作中，根據(jù)不同區(qū)塊、不同井的具體情況，采取不同的找水方式來(lái)提高對(duì)地下的認(rèn)識(shí)水平，為堵水措施有效率提供保證。 表 6 找水效果對(duì)比表 項(xiàng)目 井溫找水 碳氧比測(cè)井 井 環(huán)空測(cè)試 其他 合計(jì) 施工井次 28 16 13 5 4 94 有效井次 13 11 9 4 2 39 有效率 80 50 優(yōu)化設(shè)計(jì)擠注程序，延長(zhǎng)了堵水井的有效期 針對(duì)文南油 田高壓低滲油藏的特征，在采用顆粒堵劑其處理量受限制的情況下，為提高有效處理半徑，延長(zhǎng)堵水有效期，在注入堵劑時(shí)采取以下途徑增大擠入地層的能力。 a、對(duì)吸水能力較差的油井，采用表面活性劑或地層清洗劑對(duì)近井地帶進(jìn)行預(yù)處理，降低地層的啟動(dòng)壓力；以提高堵劑的注入能力； b、依據(jù)地層的吸水狀況，優(yōu)化設(shè)計(jì)合理的濃度、粒徑梯度：若試擠壓力較高的井先用低濃度細(xì)粒徑的堵劑作前置液，然后擠入粒徑稍大的中濃度堵劑，最后用較高濃度的堵劑封口；若試擠壓力較低的井，則采用中粒徑、適中濃度作主體液，最后用較高濃度封口；對(duì)吸收能 322 力特差的目的層采 取重炮或酸化等預(yù)處理措施，使施工壓力平穩(wěn)爬坡，增加堵劑用量，擴(kuò)大處理半徑。 嚴(yán)格執(zhí)行擠堵施工程序和管理辦法，保證施工井的安全 油井化學(xué)堵水同其它增產(chǎn)措施不同，投資大、風(fēng)險(xiǎn)高，易卡鉆造成大修事故，影響因素多，為了保證堵水成功率，需要把好堵水工作的各個(gè)環(huán)節(jié)。為此我們制定了擠堵措施施工程序和管理辦法，在方案制定上和現(xiàn)場(chǎng)施工主要強(qiáng)化了以下幾方面： a、卡上封保護(hù)套管；應(yīng)用 600 型井口，下封隔器對(duì)套管短節(jié)及井口整體試壓，以防止井口刺漏給施工帶來(lái)不安全因素。 b、采用試壓合格油管：所有擠堵井均采用 大試壓合格油 管，并固定 1，為專門擠堵所用，保證了施工管串的密封性，同時(shí)在施工井口安裝油套壓力表，判斷施工情況，發(fā)現(xiàn)問(wèn)題及時(shí)處理；嚴(yán)格施工工序，排除事故隱患。 c、將管腳位置下到擠堵層上界 150量頂替清水、控壓反洗井至進(jìn)出口水質(zhì)一致，反擠帶壓關(guān)井侯凝。 （ 3）完善施工工藝，采用下部填沙，上部卡封保護(hù)非擠堵層的配套工藝，滿足了現(xiàn)場(chǎng)對(duì)上、中、下不同井段封堵的要求。 3、機(jī)械找堵水技術(shù)在文南油田取得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展 2002 年以來(lái)，我們主要從管柱結(jié)構(gòu)和施工工藝方面對(duì)機(jī)械找堵水技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)，以滿足生產(chǎn)的需要。首先使 用了高性能封隔器，極大地提高了座封成功率和密封可靠性，延長(zhǎng)了措施有效期； 323 其次引進(jìn)了順序開(kāi)關(guān)，可同時(shí)進(jìn)行四段找堵水，對(duì)長(zhǎng)井段多層出水的判斷提供了新的手段。 該管柱主要由 隔器和找堵水開(kāi)關(guān)組成。用 隔器將各產(chǎn)層分隔開(kāi)，對(duì)應(yīng)各產(chǎn)層位置下入一個(gè)找堵水開(kāi)關(guān)，全部管柱用普通卡瓦封隔器錨定。通過(guò)液壓調(diào)整各產(chǎn)層開(kāi)關(guān)的工作狀態(tài)，對(duì)各目的層求產(chǎn)，分析各層產(chǎn)液量和含水率，達(dá)到不動(dòng)管柱完成找堵水的目的。管柱結(jié)構(gòu)詳見(jiàn)圖。 找堵水開(kāi)關(guān)卡瓦式封隔器層系2絲堵找堵水開(kāi)關(guān) 機(jī)械找堵水管柱示意圖 （ 1）找堵水開(kāi)關(guān)結(jié)構(gòu) 找堵水開(kāi)關(guān)是機(jī)械找堵水一體化管柱中最為關(guān)鍵的工具。為達(dá)到不動(dòng)管柱完成找水、堵水、生產(chǎn)的目的，該找堵水開(kāi)關(guān)采用 324 液壓控制方式，主要由換向控制、液流控制及球座組成。 找堵水開(kāi)關(guān)主要技術(shù)參數(shù)： 鋼體長(zhǎng)度： 790大外徑： 114小內(nèi)徑： 48換壓力： 10制狀態(tài)：開(kāi) 關(guān) 該找堵水開(kāi)關(guān)具有兩種控制狀態(tài)，即“開(kāi) 關(guān)”，并可往復(fù)操作。當(dāng)中心管內(nèi)壓力達(dá)到 10開(kāi)關(guān)狀態(tài)發(fā)生變化，即由原來(lái)的開(kāi)啟（或關(guān)閉）狀態(tài)變?yōu)?關(guān)閉（或開(kāi)啟）狀態(tài)。該開(kāi)關(guān)適用于兩層多次調(diào)層的情況。 圖 8 開(kāi)關(guān)器結(jié)構(gòu)示意圖 325 （ 2）主要技術(shù)特點(diǎn) 機(jī)械找堵水一體化工藝管柱將找水、堵水、生產(chǎn)于一體，一次下入管柱后可不動(dòng)管柱就能完成多個(gè)層位的轉(zhuǎn)換； 找堵水開(kāi)關(guān)采用液壓控制方式，可往復(fù)操作，不受換向次數(shù)的限制； 同一壓力下實(shí)現(xiàn)開(kāi)關(guān)的工作狀態(tài)轉(zhuǎn)換； 找堵水準(zhǔn)確、可靠，節(jié)約成本，減少了作業(yè)費(fèi)用和占產(chǎn)時(shí)間； 該工藝具有分層開(kāi)采、分層測(cè)試的功能，可為地質(zhì)上提供各生產(chǎn)層的準(zhǔn)確資料，從而為制定大型 措施提供可靠的依據(jù)，避免更大的低效投入。 整體管柱設(shè)計(jì)先進(jìn)、合理，工藝原理有所創(chuàng)新，施工操作簡(jiǎn)單、靈活方便。 2002 年利用該管柱在我廠試驗(yàn) 10 口井，有效 9 口，有效率90%；累計(jì)增油 2695t，平均單井增油 299t，平均有效期 120d。 4、油井酸化解堵工藝 由于鉆井、修井及生產(chǎn)過(guò)程中采用的多種入井液與地層流體的不配伍性以及地層中大量敏感礦物的存在，對(duì)油層均存在不同程度的傷害，影響油井生產(chǎn)潛力的正常發(fā)揮，因此解除油層污染，是恢復(fù)油井產(chǎn)能的重要措施。 油井解堵工作的成敗，關(guān)鍵在于對(duì)地層污染原因的認(rèn)識(shí)、所選 解堵劑配方及施工工藝的適應(yīng)性。只有在判斷和識(shí)別地層屬于 326 哪種污染類型后，才能對(duì)癥下藥，有的放矢。今年以來(lái)，我們利用土酸解堵工藝、 巖緩速酸解堵工藝、熱力解堵工藝以及活性解堵工藝技術(shù)各自的優(yōu)點(diǎn)，針對(duì)不同的污染原因，分別采取不同的工藝技術(shù)，見(jiàn)到了較好的效果。 表 7 油井解堵效果對(duì)比表 工藝名稱 實(shí)施井次 有效井次 有效率 % 累增液 增油 t 平均單井 增液 均單井 增油 t 土酸解堵 2 1 50 3010 1520 1505 760 復(fù)合活性解堵 2 2 100 365 121 穿透緩速酸解堵 14 13 651 3614 計(jì) 18 16 3026 5255 、機(jī)采配套工藝技術(shù) 1、 防偏磨技術(shù) 針對(duì)文南油田的偏磨現(xiàn)狀，我們對(duì)油井偏磨的原因進(jìn)行了詳細(xì)的分析，一方面從影響偏磨的因素出發(fā)，減少這些因素對(duì)偏磨的影響；另一方面，應(yīng)用各種防偏磨技術(shù)解決油井的偏磨問(wèn)題。 （ 1）加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)跟蹤，優(yōu)化方案設(shè)計(jì) 在油井每次作業(yè)下泵時(shí)，首先完整地了解該井的井況和井斜資料，掌握井斜較突出、方位角變化大的 一些井段，通過(guò)防偏磨優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，合理地設(shè)計(jì)抽油桿扶正器，減少管桿的偏磨。 （ 2）制定合理的工作參數(shù) 合理調(diào)整油井生產(chǎn)參數(shù)，盡量采用長(zhǎng)沖程、低沖次的工作制 327 度，減少管桿磨損。 （ 3）采用加重桿技術(shù)減少抽油桿彎曲 深井泵柱塞在下沖程時(shí)受到液體的阻力，引起抽油桿柱下部彎曲，與油管形成接觸摩擦，形成管桿偏磨。因此，在抽油桿柱的下部采用較大直徑的抽油桿的加重技術(shù)來(lái)消除彎曲造成的偏磨。 同時(shí)為了減少油管和抽油桿在上下運(yùn)動(dòng)過(guò)程中由于彈性變形造成的管桿的彎曲變形所帶來(lái)的偏磨，采用油管錨技術(shù)。該油管錨具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，依靠油套壓 差自動(dòng)座封，上提管柱自動(dòng)解封的優(yōu)點(diǎn)。在我廠共應(yīng)用 10 井次，主要應(yīng)用在小泵深抽井上，平均泵效提高了 檢泵周期延長(zhǎng)了 81 天。 （ 4）對(duì)抽油桿進(jìn)行扶正 龍扶正器的應(yīng)用 95 年至 2000 年，文南油田主要應(yīng)用 龍扶正器，在一定程度上緩解了管桿之間的偏磨，但暴露出來(lái)的問(wèn)題也越來(lái)越多。首先其材料耐磨性能差，使用壽命短，并容易老化呈大顆粒狀或長(zhǎng)條狀破碎，容易造成泵卡或泵漏；其次，結(jié)構(gòu)不合理，容易滑動(dòng)，不能有效地起到防偏磨作用，根據(jù)扶正器間距安裝優(yōu)化設(shè)計(jì)，當(dāng)扶正器安裝在正弦波四分之一波長(zhǎng)的位置時(shí)，不 但使用壽命極短，而且不能起到防偏磨的作用。 抽油桿扶正短節(jié)防偏磨技術(shù) 抽油桿扶正短節(jié)通常連接在抽油桿上，利用扶正套的外徑大 328 于抽油桿接箍外徑，起扶正作用，利用扶正套是高強(qiáng)度耐磨塑料，與油管接觸使扶正體磨損，而減少油管的磨損，以達(dá)到防偏磨的作用。利用扶正套的旋轉(zhuǎn)使尼龍均勻磨損，以達(dá)到延長(zhǎng)使用壽命的目的。其結(jié)構(gòu)如 下圖： 扶正短節(jié)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、現(xiàn)場(chǎng)安裝方便、使用壽命長(zhǎng)，具有自動(dòng)旋轉(zhuǎn)功能，能較好地解決固定式扶正器無(wú)法解決的單面磨損問(wèn)題。與 正器相比，一方面減少了泵卡和檢泵井次；另一方面，延長(zhǎng)了扶正器的壽命和油井 的檢泵周期。 目前文南油田共應(yīng)用抽油桿扶正短節(jié)防偏磨技術(shù) 48 井次，共投入資金 元，減少管、桿偏磨 米，節(jié)約管桿更換費(fèi)用 元，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。 固定式抽油桿注塑尼龍扶正器 從 2001 開(kāi)始，我們引進(jìn)了固定式抽油桿注塑尼龍扶正器。通過(guò)在每根抽油桿上注塑兩個(gè)尼龍扶正器，使其固定在抽油桿上，減少了在桿上的自由滑動(dòng)，并在磨損過(guò)程中不易破碎造成泵卡，可有效地減緩管桿之間的偏磨。至目前，共應(yīng)用 67 井次，防偏磨效果較好，無(wú)一口井出現(xiàn)扶正器破碎造成泵卡泵漏現(xiàn)象。如偏磨， 2002 年 1 月 5 日作業(yè)起出管桿偏磨嚴(yán)重，接箍腐抽 油 桿 防 偏 磨 扶 正 短 節(jié) 結(jié) 構(gòu) 示 意 圖 329 蝕呈坑洞， 12 根抽油桿接箍偏磨達(dá) 3204 根桿本體斷，檢泵周期 72 天，本次作業(yè)配套帶注塑固定增強(qiáng)尼龍扶正器的抽油桿，免修期達(dá) 302 天，目前仍生產(chǎn)正常。 33作業(yè)時(shí)，發(fā)現(xiàn)部分接箍磨穿，檢泵周期分別為 167 天和 95 天，本次作業(yè)更換帶固定注塑增強(qiáng)尼龍扶正器的抽油桿，免修期分別達(dá) 219 天和273 天，目前仍生產(chǎn)正常。分析認(rèn)為，注塑式固定增強(qiáng)尼龍扶正器，由于在每根抽油桿上注塑了兩個(gè)扶正器，并且位置固定，因而能較好地保護(hù)接箍和抽油桿。目前，我 廠 正在建立抽油桿尼 龍扶正器注塑生產(chǎn)線，并逐步淘汰 龍扶正器。 應(yīng)用旋轉(zhuǎn)井口減少油管磨損 旋轉(zhuǎn)井口通過(guò)定期對(duì)井下油管柱旋轉(zhuǎn)一定角度，來(lái)實(shí)現(xiàn)抽油桿與油管的均勻磨損，達(dá)到延長(zhǎng)作業(yè)周期的目的。 2001 年至今，文南油田共應(yīng)用旋轉(zhuǎn)井口 38 井次，平均檢泵周期為 224 天，通過(guò)對(duì) 4 口偏磨嚴(yán)重的抽油井油管進(jìn)行切割觀察，油管內(nèi)壁的磨損程度明顯變好，偏磨較為均勻，有效地降低了油管磨損嚴(yán)重而出現(xiàn)裂縫的現(xiàn)象。 2、儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù) 儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)方面主要應(yīng)用了：（ 1）作業(yè)不壓井裝置（帶壓作業(yè)裝置）；（ 2）空心桿洗井技術(shù)；（ 3）電熱桿清蠟技術(shù)；（ 4） 入井液精細(xì)過(guò)濾裝置。 （ 1） 作業(yè)不壓井裝置（帶壓作業(yè)裝置） 330 提升短接油管懸掛密封器頂絲抽油桿油管單流泄油器活塞泵井下開(kāi)關(guān)進(jìn)油接頭尾管防頂器加重管底堵管式泵結(jié)構(gòu)示意圖不壓井裝置自 94 年投入現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用以來(lái)較好地解決了困繞高氣液比油井作業(yè)的三大難題：、壓井對(duì)油層造成污染的問(wèn)題；、不壓井井噴造成環(huán)境污染的問(wèn)題；、壓井后油井排液導(dǎo)致見(jiàn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)的問(wèn)題。然而在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中有時(shí)出現(xiàn)不壓井裝置的活門打不開(kāi)的情況，我們經(jīng)過(guò)認(rèn)真的分析研究后對(duì)不壓井裝置的結(jié)構(gòu)進(jìn)行了改進(jìn)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后，口口成功，取得了顯著的效果。 不壓井裝置由油管懸掛密封器、井下開(kāi)關(guān)、單流泄油器、進(jìn)油接頭、防頂器、加重管等組成。油管懸掛密封器由外殼和膠 筒組成，用于懸掛油管并密封油套環(huán)形空間，它可替代普通井口油管懸掛器。 井下開(kāi)關(guān)由外筒、活門，軌道管、凡爾球、凡爾罩、球座及彈簧組成，使用時(shí)用以代替管式泵的固定凡爾，主要作用是當(dāng)抽油桿下壓活門時(shí)，壓縮彈簧使軌道換向，通過(guò)改變活門的行程實(shí)現(xiàn)管柱的開(kāi)或