朱洪征，張建魁，呂 旭

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院&低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

水平井開采低滲透油田，可以較大程度改善開發(fā)效果，提高采收率。它具有比直井更長的完井層段，通過擴大油層泄油面積提高油井產量，單井產量可以達到直井的3 倍以上，在油田開發(fā)中得到了廣泛的應用。油田大多數(shù)水平井由于受常規(guī)抽油泵工作傾角局限性以及抽油桿偏磨限制，只能將抽油泵下到直井段生產，不能夠滿足水平井深抽、降低流壓的要求。水平井深抽配套工藝在長慶油田成功應用，充分發(fā)揮長水平段生產潛力，為提高低滲透油藏水平井井筒舉升工藝技術水平提供了保障。

1 低滲透油藏水平井井筒舉升工藝技術配套現(xiàn)狀

1.1 完井方式

近年來長慶油田水平井開采低滲透油藏平均井深、水平段長度逐年增加，井身剖面基本采用直-增-穩(wěn)-增-水平，水平井完井方式全部采用套管固井完井。鉆穿黃土層段采用直徑244.5 mm 表層套管固井返到地面，斜井段、水平井段采用直徑139.7 mm 油層套管固井。

1.2 舉升工藝

長慶油田低滲透油藏水平井基本無自噴能力，產液量大都在20 m3/d 以下，目前舉升工藝仍采用定向井舉升工藝，水平井抽油泵一般設計在直井段，扶正器的安裝與直井相同。

1.3 工藝管（桿）柱配套存在的主要問題

1.3.1 水平井采用定向井舉升工藝，不能充分發(fā)揮長水平段生產潛力 近年來，隨著水平井鉆井及儲層改造工藝的進步，通過推行長水平段+體積壓裂技術，開辟了低滲透油藏提高單井產量和開發(fā)效益的新途徑。水平井改造段數(shù)越來越多，水平段愈來愈長，但由于水平段越長，壓降損失越大，水平井在開采過程中由于水平段的壓降和采出程度不均，使油井含水上升速度快，油井產量急劇下降，影響水平井開發(fā)效果。

實測壓力分析：長平1 井產液量為11.32 m3/d，管徑為62 mm，水平井段長542.17 m，其壓力損失為0.178 3 MPa（見圖1）。長平2 井產液量為13 m3/d，管徑為62 mm，水平井段長637.31 m，其壓力損失為0.837 9 MPa（見圖2）。

1.3.2 普通泵在大斜度井段泵閥關閉滯后，漏失量增加 常規(guī)管式抽油泵受結構及抽油桿偏磨限制，當井斜大于45°時（見表1），有桿泵抽油系統(tǒng)就難以正常工作，不能滿足水平井發(fā)揮最大生產潛力需求。

圖1 長平1 井水平段實測流壓分布圖

圖2 長平2 井水平段實測流壓分布圖

表1 臨界傾斜角計算表

2 解決對策

長慶油田低滲透油藏水平井基本采用雙增剖面結構，曲率半徑100 m 左右。水平井在造斜段平均造斜率小于10°/30 m，井斜角80°位置與水平段在垂直深度上，平均差30 m 以內。只要實現(xiàn)了井斜角80°舉升也就基本實現(xiàn)了水平段舉升（見圖3）。通過開展斜井泵相關技術理論研究，研制新型斜井泵，開展配套抽油桿扶正技術研究，實現(xiàn)斜井段舉升需要。

圖3 水平井舉升工藝原理圖

2.1 優(yōu)選泵型，改進泵結構，提高泵效

針對初期普通抽油泵在斜井段漏失量超標的缺點，進行了以下調整：（1）抽油泵游動閥球改進為三級半球結構并固定在柱塞中心桿上，在中心桿的帶動下，實現(xiàn)強開強閉功能，確保閥球準確復位，密封嚴密；（2）將柱塞設計為相互獨立的三級密封單元，中間由導向滑塊連接，將柱塞偏磨變?yōu)閷蚧瑝K偏磨，確保柱塞與泵筒間隙均勻，提高柱塞泵筒間密封性能。

2.2 固定閥球合理密度選擇

假設柱塞的運動是勻速的，抽汲的液體為不可壓縮，閥球只有開啟在最高位置和關閉在密封位置2 種狀態(tài)。即在上沖程，閥球在壓差的作用下打開，隨液流直接升到最高位置，并保持不降，直到下沖程開始；在下沖程，閥球開始回落，密封在閥座上。設閥球的最大跳高為h，閥球有扶正，忽略油流對閥球的作用力，只計算閥球重力和浮力的作用，閥球運動按照勻加速直線運動，設抽油泵與豎直方向傾角為θ，則

取θ=80°，ρ液=0.85 計算不同密度球回落時間。根據(jù)理論計算數(shù)據(jù)采取閥球密度為14 g/cm3，跳高26 mm，與普通閥球密度為7.85 g/cm3，跳高33 mm 組合后結果表明，兩者回落時間分別為0.174 35 s，0.204 44 s，回落時間差值為0.030 09 s，回落縮短時間占據(jù)回落時間比例為15.2 %，因此在保證泵效的情況下，應選擇低跳高，高密度球組合，有利于縮短回落時間，現(xiàn)場選取閥球密度14 g/cm3，跳高26 mm 參數(shù)組合，同時球上設計彈簧，實現(xiàn)閥球及時準確復位。

2.3 開展斜井段抽油桿、油管防偏磨技術研究

通過分析桿柱附件斷是由于井斜角及方位角變化產生的側向力造成桿管偏磨引起的。解決的途徑有兩個方面：（1）增加桿管抗偏磨力；（2）減弱側向力。由于井身軌跡是不能改變的，側向力的產生是必然的，因此只能通過第一種方法來解決。同時通過桿柱受力分析及建立扶正間距計算數(shù)學模型，結合桿管出現(xiàn)偏磨的實際情況，使抽油桿柱上的偏磨點轉移到扶正器。

2.3.1 扶正工具優(yōu)化改進，提高耐磨性能 針對常規(guī)扶正工具在側向力下容易磨損破裂，自身耐磨性不高，扶正作用有效期短的問題，對常規(guī)防偏磨扶正工具的棱狀線接觸改進為圓弧面接觸，摩擦工作面為三個與油管內壁曲率相同的圓弧曲面，提高接觸面積，在工作過程中，曲面可沿芯軸自動轉向，確保以一個工作曲面與油管壁發(fā)生貼合，接觸壓力較小，將偏磨轉變?yōu)榫鶆蚰p，減緩磨蝕程度。另外在抽油桿扶正接箍表面鍍一層固體潤滑劑涂劑（MoS2、鎳基合金），與油管摩擦接觸過程中，基材表面的固體潤滑膜會轉移到對油管表面，形成轉移膜，使摩擦發(fā)生在轉移膜和潤滑膜之間，避免對油管的磨損。

2.3.2 根據(jù)單井井身軌跡優(yōu)化設計扶正接箍布放位置水平井井身軌跡復雜，相比定向井造斜點淺、穩(wěn)斜段角度大。不合理的扶正器配置間距對桿管偏磨影響也比較大。對此針對長慶油田水平井雙增剖面井身結構特征，建立增斜段、穩(wěn)斜段桿柱受力分析及扶正間距計算數(shù)學模型，提高設計精度和符合率，盡量使抽油桿柱上的偏磨點轉移到扶正器，管桿隔離不接觸。

抽油桿柱受力研究是抽油桿柱在狹長、彎曲、充滿井液的井筒中處于彎曲變形、運動受力的復雜力學問題。將復雜問題簡化，建立三維桿柱微元段模型（見圖4），將抽油桿柱置于各“狗腿平面”內進行研究，考慮井斜角、方位角隨井深的變化。

假設條件：（1）抽油桿柱沿井眼軸線方向離散成若干微元段；（2）每個微元段是“狗腿平面”上的圓弧曲線；（3）“狗腿平面”上的圓弧曲線具有相同的曲率。

圖4 三維桿柱微元段模型

構造井斜角和方位角的插值計算方程：

式中：k=1，2，3……，N，測點序號；φ 為方位角，α為井斜角。

增斜段：

上沖程抽油桿軸向力增量：

下沖程抽油桿軸向力增量：

穩(wěn)斜段：

上沖程抽油桿軸向力增量：

下沖程抽油桿軸向力增量：

側向力引起桿柱變形量上的最大值撓度值：

經計算可知，全角變化率大于4°/30 m 的增斜段，扶正間距小于4 m。井斜角大于40°的穩(wěn)斜段，扶正間距小于5 m（見圖5）。

圖5 不同井段扶正器間距關系圖

圖6 長平3 加深前后功圖對比圖

3 現(xiàn)場應用

截止2013 年，現(xiàn)場應用47 口井，試驗井泵掛處最大井斜角80°，與常規(guī)整筒抽油泵相比，平均泵效提高7.1 %，平均產液量提高了0.51 m3，平均連續(xù)生產天數(shù)超200 d（見圖6）。

4 結論

（1）在水平井斜井段應用斜井抽油泵舉升及配套抽油桿、油管扶正技術，初步可以滿足井斜角80°以內舉升需要；（2）水平井舉升及配套工藝技術適應性還有待于進一步觀察。

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