油套压差对井下管柱的影响

油套压差对井下管柱的影响姓名：单位：胜利油田临盘采油厂作业一大队日期：2011-4-3摘要油水井的注采维护是通过井下管柱来完成和实现的，作为油气通道和载体，井下管柱不断受到井内压力的影响，油套压差影响到了井下管柱的工作状态和有效性，本文尝试讨论该问题，并根据现场存在隐患，进行技术探讨和治理。关键词：举升工艺卡管柱爆管施工工艺一、油套压差产生的原因1、人工举升工艺机采技术通常使用有杆泵采油工艺，通过泵的抽汲作用，然后经过油管举升至井口，进入管线，由于地层能量的下降，套管液面下降，形成了油套管压力的不平衡，产生油套压差，油套压差通常由油管和泵封等其它井下工具来克服。2地层差异为了提高采收率，要对地层进行分注分采，受油藏构造、地层物性及开发时间注水受效程度的影响，地层压力差异较大，必然造成压力隔断的载体井下管柱的压力分布不平衡，从而产生油套压差。3施工工艺技术在防砂酸化挤堵等高压施工时，对保护井段进行卡封，在施工时施工层的高泵压及油套液柱压差，形成了井下管柱的高压差现象。4管损压耗影响入井液在克服摩擦阻力环空截流作用下，要消耗一定能量，受泵入排量的影响，泵压有较大变化，从而产生油套压差。5液性影响在洗（压）井、冲砂、挤堵、防砂等施工时油套管内液体密度粘度有较大差异，从而产生了油套压的压差。二、油套压差对井下管柱危害1、加剧管柱漏失油井因管杆偏磨、油管漏失发生产量下降，这时需要进行检泵作业，作业队搬上后，起出原井管柱，对管杆进行检查，找到出现问题，制定相应措施，更换相应的管杆工具，下入抽油泵，并对管柱试压，由于地面对油管的检查主要靠眼看、手摸及经验，没有其他检验办法，受检查人经验责任心及外界环境的影响较大，下入的原井油管可能掺杂有部分不合格的油管，同时，由于从油井停产至下泵这需要一段时间，在该段时间内，地层能量得到补充，液面上升，这时对泵及油管试压合格，作业队下抽油杆完井，采油队开井后，油井产液，套管液面下降，当达到一定压差时，不合格的油管发生了漏失现象，造成产量的下降，这也就是部分井作业时试压合格，完井后生产几天不出油的原因。2、造成泵阀的损坏油井生产规程中的油套压差同时反应了泵的沉没度，过大的油套压差意味着沉没度不够，对凡尔造成损坏，井下抽油泵在上冲程过程中，由于沉没度不够，泵内井液充满程度不好，抽油达不到理想工况。当泵腔未被液体完全充满时，泵腔顶部将出现低压气顶，随后在下冲程过程中，在活塞接触液体前游动阀一直处于关闭状态，直至与液体接触的瞬间液压突然升高，游动阀被打开，出现负向液击现象；而在抽油机下冲程向上冲程转换的瞬间，游动阀由打开状态转换为关闭状态，出现正向液击现象；在泵腔内出现低压气顶时，液体被气化，而下冲程泵阀被打开的瞬间，又出现高压状态，气化的液体又被液化，形成瞬时真空，发生气体电化学腐蚀，称为气蚀现象液击会使抽油杆产生抗拉疲劳，使抽油泵游动阀损坏加剧，还会加快固定凡尔漏失,同时气蚀还会引发电化学腐蚀,根据相关资料显示，在阀口刚刚开启的瞬间，流体在高压作用下，喷射速度可达150m／s以上，将产生14MPa的压差，造成凡尔的刺漏。3、封隔器失效注水井在分注时，根据开发方案的要求，对部分注水层位进行调整，停注部分层位，这时就会采用封隔器卡封，封隔器坐封后，各层位分隔开来，停注层由于对应油井的生产，能量下降，液面下降，而注水层位能量得到补充，能量上升，泵压升高，这口井的层间矛盾表现在油套压差，作用在封隔器上，若封隔器上下端压差超过其工作压差时，封隔器胶筒损坏，密封失效，甚至自动解封，分注失败，下图为Y341型封隔器在分注时位移的统计表，在无锚定的状况下，封隔器的有效期相当短。油套压差作用于封隔器，对其具有上顶力（下推力），在管柱无锚状况下，当超过其解封载荷时，封隔器解封。压差(Mpa)1015202530上顶力(t)9.0513.5818.122.727.24、卡管柱在封上注下和套破井找漏工艺中，由于油管液面一直高于套管液面，造成封隔器持续处于坐封状态，此时若反洗井不起压力，封隔器坐封状态无法解除，必将造成卡管柱现象。三、目前存在问题1、油管压力级别不够a油管厂修复的油管试验压力为20兆帕，为地面非受力状态，而下井后油管受重力影响，处于拉伸状态，油管的受偏磨造成的薄壁部位晶格拉伸不均，为应力集中区，当油套压差超过其抗压强度时，油管爆裂，形成了油管下井后抗压强度低于20兆帕的现象。b在酸化防砂挤堵施工前，常进行油管试压工序，但在施工时，突发性砂堵和憋高压造成油套压差超过油管试压压力，发生了爆管。2、封隔器压力级别低封隔器作为隔断环空进行分注分采的重要工具。其本身价值不高，但和其他工具组合后的价值极高，其密封性能甚至影响到了油气层开发效果，衡量封隔器性能的一个重要参数就是工作压差。a目前现场使用的K344-114F和Y341-115F的工作压差为25Mpa,也就说封隔器的上下压差不能超过25Mpa，而在采油厂目前套破井增多，单注上层或单注下层井逐渐增多的现实下，若两层的层间压差为10Mpa，则井口油压理论最高限压为15Mpa，无法进行增压注水，而且受管柱蠕动、胶筒性能、井斜、井温的影响，实际封隔器的密封压差会更小，而为了完成配注，继续增压注水的话，封隔器密封失效，据不完全统计我厂的卡封单注的有效期相当短。。K344-114FY341-115Fb目前使用的Y211-114F和Y221-114F都是单向卡瓦，虽然上压为15Mpa，而下压只有8Mpa，若配合Y111-114F使用也只用15Mpa,在卡封找漏施工时，若泵车泵压为15Mpa，套管液面在1000米，则封隔器附近的油套压差为25Mpa，远差其承受能力，封隔器胶筒无法达到密封性能，在现场实际操作中，由于无法测套管液面和忽视该原因，造成数据的不准确，甚至自相矛盾，给下部施工带来了不少困难。Y221-114FY211-114F三、应对措施及治理1、油管分选及压力升级a原井油管的地面检验和筛选，目前主要靠肉眼检测和人工查找，主观性很强，而且受自然环境、照明条件、液面位置、人员责任心等外界因素影响较大，没有客观标准，现场人员没有很好的地面检验方法，只能凭经验将部分油管剔出，为解决该现状，我作业大队设计了一种油管地面试压装置，通过通井机提供气压来源，对油管进行逐根试压分选，具有操作方便、提高劳动效率、节约油管成本、提高管柱试压合格率的优点，现正处于地面试验和调试阶段，待其稳定成型后具有推广价值，为解决目前状况也可外购高压气泵，但成本较高，这样能够建立一种现场油管检验客观标准，大大降低油管更换量，如果每年按1000口检泵，每口井节约100米油管计算，每年节省油管10万米，即160万油管成本，同时提高作业时效和降低管杆收送等作业成本。b作为现场使用的修复油管在深抽、卡封、挤堵、防砂、找漏等施工时，同时还受回压、油套液密度压差、物性、层间压差等因素影响，造成了井底实际油套压差超过油管设计试压标准的现象，在这些井中若不采取措施，很可能发生爆管现象，显然修复油管已不在适用于该压力级别井的使用，急待于修复油管的压力升级，而在普通生产井正常生产时需要的压力级别很低，不必用20MPa修复管，这样形成了油管供求性能的不对应，浪费了部分资源，同时造成了很大的工程技术隐患，建议对油管建立压力设计制度，实行针对不同油藏、注采工艺、施工工艺选用不同压力级别的油管，这样可以同时提高了油管的修复率和施工的安全性。2、选用高压力级别封隔器及工艺设计优化随着油田开发，地层能量的下降，井下工况更加复杂，增压注水和动液面的下降在同一油藏并存，井下压力系统互相干扰和影响，原有的封隔器压力级别已逐渐显露出其不适应性，适当提高其压力级别，保证其性能的稳定有效发挥，对油田的开发有较大重要性。封隔器的密封性受主要受胶筒性能影响，使用耐温、耐压、抗剪切性能好的橡胶材料,并且采用特殊的防凸保护和肩部保护装置等有助于提高封隔器的密封效果。选用高压力级别的封隔器，管柱有效期得到延长。由于井下压力波动带来的管柱蠕动问题，由于目前没有合适的安全锚定装置，造成了封隔器的有效期短的现象，建议通过以下途径来解决a缩短检视周期，带封注水井由以前的3年缩短为1年强制检管。b采用双封单卡的工艺管柱，即在施工层上部和下部同时采用封隔器卡封（如下图），压差同时作用在上部封隔器的底部和下部封隔器的顶部，压差对上部封隔器的上顶力和对下部封隔器的下压力抵消，这种管柱由于增加了与套管的接触面积同时解决了油套压差对封隔器的上顶力问题，能够减少管柱蠕动对封隔器影响，大大延长封隔器的有效周期。常规管柱改进管柱3、打平衡工艺技术油套压差过大时就容易伤及生产管柱、井下工具和施工安全，这时就需要平衡保护。这个平衡差值的确定依据，就是该井整个生产系统中必须承压的最薄弱环节的承压能力，如：井口承压能力、油套管承压能力，井下工具的承压能力、已有过措施的井段其薄弱环节的承压能力等。平衡压力的确定应该综合考虑封隔器性能、油套管抗压、井口性能、固井质量等。如果封隔器上部有射开层的话还应该重点考虑上部层位液体漏失的影响，漏失严重的话会导致无法打平衡压力。具体做法如下：1、油压与平衡压力小于封隔器额定耐压差。2、对于套管损坏、或封隔器上部有射开层，通常做法是多备打平衡用水，如果上部层位渗透率较高，那就采用屏蔽暂堵技术。3、平衡压力小于井口额定承压限制，这个一般没问题。平衡压力和液柱压力之和小于套管限压。平衡压力的具体数据一般根据现场施工油压变化调整参考文献：1《井下作业工程师手册》作者吴奇ISBN：7-5021-3796-32《钻井工程理论与技术》-陈庭根管志川主编石油大学出版社2000年8月第1版[1]3《油气井杆管柱力学及应用》李子丰著石油工业出版社