李泰州

摘要：*區(qū)塊屬超稠油油藏。由于稠油熱采，井口盤根盒經(jīng)常出現(xiàn)密封不嚴造成井口滲漏，本文通過研制一種耐高溫高含水稠油井口密封器，嚴格落實巡檢制度，規(guī)范盤根盒使用操作規(guī)程，及時調(diào)整井口壓帽松緊度，實現(xiàn)了油井穩(wěn)定生產(chǎn)，更適應目前安全環(huán)保要求。

關(guān)鍵詞：超稠油油藏;井口密封器

1選題理由

目前，稠油在世界油氣資源中占有很大的比重，而主要的開采方式為熱力采油，既蒸汽吞吐模式開發(fā)。稠油熱采井生產(chǎn)多輪次后，轉(zhuǎn)抽初期排水期延長（15-20天），井口含水高（95%），關(guān)停電加熱情況下，井口溫度仍高達100℃，井口盤根盒（井口密封器）密封時間短，需頻繁加裝盤根，嚴重影響采油時率，特別對于套壞出砂井，增大躺井風險。頻繁加裝盤根，嚴重影響采油時率，并且對于出砂嚴重的易造成因停井而躺井。傳統(tǒng)高溫光桿密封器，靜密封裝置正常生產(chǎn)中已失去其作用，盤根盒經(jīng)常出現(xiàn)密封不嚴造成井口滲漏，已不適應目前安全環(huán)保要求。

2研制一種耐高溫高含水稠油井口密封器

2.1調(diào)查分析

對*區(qū)塊在用光桿密封器的應用情況進行了跟蹤、調(diào)查統(tǒng)計，通過調(diào)查分析，排除光桿質(zhì)量問題，現(xiàn)場使用光桿密封器分為好、一般、嚴重三種情況。好的情況下10天左右更換一次;一般情況下4-5天更換一次;嚴重情況先至少1天更換盤根1-3次。因井況和采油工技術(shù)、操作水平、產(chǎn)量意識等原因，1-2人至少需要30分鐘。

在安全環(huán)保工作標準化不斷深入，要求日益嚴格的形勢下，目前該井口密封器存在更換盤根勞動強度大、更換頻繁、費用高、產(chǎn)量損失大、造成污染嚴重，在稠油井不適用。決定研制一種耐高溫高含水稠油井口密封器。

2.2方案提出并確定最佳方案

2.2.1方案提出

方案一：增大管理力度不足，增加巡檢力度;

方案二：抽油機安裝不到位，重新安裝對中井口;

方案三：原油粘度高攜砂多，進行防砂生產(chǎn)減少對盤根的磨損;

方案四：井口密封器調(diào)偏性能差，重新改進調(diào)偏方式;

方案五：盤根密封性差，改進盤根的材質(zhì)。

2.2.2方案評價

方案一：1、增大管理力度不足，增加巡檢力度;

管理區(qū)采取了定時掛牌制度和掛牌監(jiān)督檢查制度，每天早上8：00生產(chǎn)運行會通報昨天晚上的巡檢掛牌監(jiān)督檢查情況，并進行處罰;我們認為此方案不采用。

方案二：抽油機安裝不到位，重新安裝對中井口;

抽油機安裝不到位會引起抽油機本體傾斜，會造成光桿不對中，形成偏磨井口，導致漏油。管理區(qū)采取專業(yè)施工單位進行安裝調(diào)試，也不存在傾斜現(xiàn)象;我們認為此方案不采用。

方案三：原油粘度高攜砂多，進行防砂生產(chǎn)減少對盤根的磨損;

管理區(qū)稠油區(qū)塊地面脫氣原油粘度在20-80*104mPa·s，造成原油流動性差，攜砂強是客觀原因，而且基本上沒口井都進行防砂生產(chǎn)，我們認為此方案不采用。

方案四：井口密封器調(diào)偏性能差，重新改進調(diào)偏方式;

目前使用的井口密封器，只是將井口上半部分進行調(diào)偏，在使用過程中發(fā)現(xiàn)在調(diào)偏位置出現(xiàn)漏油;調(diào)偏部分采用萬向球頭機構(gòu)與密封件相結(jié)合的方式;自動調(diào)偏范圍0°～15°（圓周360°）。

我們認為此方案可行。

方案五：盤根密封性差，改進盤根的材質(zhì)目前使用的井口密封器盤根為最普通的，橡膠材質(zhì)一般，在與光桿相對運動過程中易磨損，使用壽命短，我們認為此方案可行。

2.2.3確定最佳方案

綜合以上對比分析，小組決定采用方案四和方案五同時進行，并進行了現(xiàn)場試驗，經(jīng)過現(xiàn)場試驗證明改進井口密封器調(diào)偏方式和盤根的材質(zhì)是可行的。

2.3方案實施

2.3.1改進井口密封器的調(diào)偏方式與增加排污裝置。如圖1

結(jié)合兩種要因，我們研制了一種適合高溫高含水稠油井光桿密封器，該密封器主要為四大部分，盤根密封部分、壓帽外排水部分、防噴密封部分、萬向調(diào)偏部分。外觀上壓帽下端增加排污通道，下接調(diào)偏器，內(nèi)部自上而下依次為銅質(zhì)隔欄壓墊、“〇”型耐高溫盤根、雙頭錐體盤根。

盤根密封部分包括上下相連接的二級密封腔、一級密封腔。一級密封腔內(nèi)設(shè)置雙頭錐體盤根，雙頭錐體盤根中心開設(shè)通孔，且雙頭錐體盤根上端面和下端面均為錐面。雙頭錐體盤根上端面的錐面與二級密封套下端面開設(shè)的錐面相貼合密封，下端面與一級密封套內(nèi)壁開設(shè)的錐面臺相貼合密封。

盤根盒本體上部用螺紋與盤根壓帽連接，下部通過螺紋與雙翼防噴密封組件連接。雙翼防噴密封組件下部焊接方式與萬向調(diào)偏器連接。調(diào)偏器下部用卡箍頭與井口三通卡箍頭連接。

盤根壓帽連接外排污管道，可連接膠皮軟管，在盤根失效時流入排污桶，防止井口環(huán)保污染。

盤根密封部分依次由二級密封腔，一級密封腔組成。其中二級密封腔內(nèi)底部有一防磨墊片，安裝4～5個“〇”型耐高溫盤根，二級密封腔內(nèi)腔下端面為錐形，內(nèi)部安裝一個雙頭錐體盤根。

防噴密封部分為雙翼防噴密封組件，主要由半圓形膠皮閘門、調(diào)節(jié)絲杠組成。

萬向調(diào)偏裝置，由密封盤、“〇”型密封圈、萬向調(diào)偏器組成。

2.3.2該井密封盤根的材質(zhì)

通過分析抗拉強度、耐高溫溫度、使用環(huán)境、使用壽命，試驗決定應用氟橡膠盤根

2.3.3現(xiàn)場安裝，驗證效果。

在安裝使用時只需采用抽油機懸繩器于光桿連接并承重負荷，此時光桿于井口自動360度徑向調(diào)整到對中位置，上緊密封盤，調(diào)整安裝完成。

3應用效果分析

3.1 區(qū)塊應用效果檢查

*區(qū)塊應用油井11口，平均更換盤根周期由3天延長到12天，應用效果良好。

3.2 效益分析

3.2.1經(jīng)濟效益

投入費用：井口密封器2200元/套;盤根20元/個

節(jié)約費用：減少產(chǎn)量5*90天（去除轉(zhuǎn)周時間180-90天）*1000元=450000元。

普通盤根：5*個10元*3次/天*90天=13500元;

新盤跟投入（20-10元）/個*5個*90/12天=375元;

節(jié)約成本13500-375=13125元

改進前井口密封器6600元/套，合計（6000-2200）*11套=41800元;

合計節(jié)約成本：45+1.35+4.18=50.48萬元。

3.2.2社會效益

具有廣泛的推廣價值，適應于所有使用稠油井;減少環(huán)境污染，提高環(huán)保質(zhì)量。

4結(jié)論

研制次耐高溫高含水稠油井口密封器，創(chuàng)造性地解決了生產(chǎn)中的實際問題，確保了油井安全運行，獲得了行業(yè)的一致認可，大大提高了油田現(xiàn)場管理水平。

（作者單位：山東省東營市勝利油田石油開發(fā)中心）