李泰州

摘要：*區(qū)塊屬超稠油油藏。由于稠油熱采，井口盤根盒經常出現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，及時調整井口壓帽松緊度，實現了油井穩(wěn)定生產，更適應目前安全環(huán)保要求。

關鍵詞：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)。稠油熱采井生產多輪次后，轉抽初期排水期延長（15-20天），井口含水高（95%），關停電加熱情況下，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中已失去其作用，盤根盒經常出現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、調查統(tǒng)計，通過調查分析，排除光桿質量問題，現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、操作水平、產量意識等原因，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，進行防砂生產減少對盤根的磨損;

方案四：井口密封器調偏性能差，重新改進調偏方式;

方案五：盤根密封性差，改進盤根的材質。

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試，也不存在傾斜現象;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，我們認為此方案不采用。

方案四：井口密封器調偏性能差，重新改進調偏方式;

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

我們認為此方案可行。

方案五：盤根密封性差，改進盤根的材質目前使用的井口密封器盤根為最普通的，橡膠材質一般，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，并進行了現場試驗，經過現場試驗證明改進井口密封器調偏方式和盤根的材質是可行的。

2.3方案實施

2.3.1改進井口密封器的調偏方式與增加排污裝置。如圖1

結合兩種要因，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、萬向調偏部分。外觀上壓帽下端增加排污通道，下接調偏器，內部自上而下依次為銅質隔欄壓墊、“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。一級密封腔內設置雙頭錐體盤根，雙頭錐體盤根中心開設通孔，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的錐面相貼合密封，下端面與一級密封套內壁開設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偏器連接。調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，二級密封腔內腔下端面為錐形，內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、調節(jié)絲杠組成。

萬向調偏裝置，由密封盤、“〇”型密封圈、萬向調偏器組成。

2.3.2該井密封盤根的材質

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度徑向調整到對中位置，上緊密封盤，調整安裝完成。

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：減少產量5*90天（去除轉周時間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)保質量。

4結論

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）