无接箍光杆的研制与应用

陈启龙，郭斌，冯绪宝 (中石化西北油田分公司采油三厂，新疆 库车 842012)

0 引言

目前机抽井使用的光杆均为带接箍的常规光杆[1]，因接箍的存在，常规光杆在使用中存在一定缺陷：首先，在更换光杆、洗井、验泵等井口作业时，需泄压、压井，并拆除井口附件，作业时效低、费用高；其次，在修井作业上提杆柱过程中，井口处于非密封状态，若井筒气体上窜，易发生冒喷现象，存在安全隐患。针对上述问题，西北油田采油三厂研制出一种无接箍光杆，在现场应用中取得了良好的效果，并获得了较高的经济效益。

1 结构及原理

1.1 结构组成

无接箍光杆由光杆本体、防脱帽以及配套短节等3部分组成(如图1所示)。因其无墩粗、扳手方，通过UN(R)螺纹扣连接，具有整体外径相同的独特优势。

图1 光杆本体及配套短节示意图

由于杆柱的串联效应，在设计无接箍光杆时，其接箍处(薄弱点)屈服载荷必须大于抽油杆屈服载荷的最大值。采油三厂机抽井杆柱一般为1″(25.4 mm)、7/8″(22.23 mm)、3/4″(19.05 mm)的H级抽油杆组合，其屈服吨位分别为39.0 t、30.2 t、22.5 t，因此要求无接箍光杆的屈服载荷≥39 t。

考虑到采油三厂常用外径为28 mm与38 mm的两种H级抽油光杆。初步设计了三类无接箍光杆：外径38 mm带7/8″UN(R)螺纹、带3/4″ UN(R)螺纹的H级无接箍光杆与外径28 mm带5/8″ UN(R)螺纹的H级无接箍光杆。根据石油天然气行业标准[1]与屈服载荷要求，分别计算3类无接箍光杆公扣底部、母扣底部及螺纹处的理论屈服载荷，取三者最小值作为该光杆的屈服载荷。

式中：Ps为屈服点载荷(N)；As为应力截面积(mm2)；σb为材料的屈服强度(MPa)。

式中：As螺纹为螺纹的应力截面积(mm2)；d为外螺纹大径基本尺寸(mm)；P为螺距(mm)。

经过理论计算(如表1所示)，优选了屈服载荷43 t、外径38 mm、带7/8″ UN(R)螺纹的H级无接箍光杆。经过对该种光杆的现场拉伸试验，对其理论参数进行实际校验，试验表明，拉伸吨位达到60 t时，无接箍光杆连接处完好、无损伤。

表1 三种无接箍光杆理论屈服载荷及抗拉载荷设计表

1.2 技术参数

根据理论计算与现场试验结果，最终确定了无接箍光杆的技术参数。材质： 30CrMoA；钢级：HL级；抗拉强度：965～1 195 MPa；抗拉载荷：54 t；屈服强度：≥793 MPa；屈服载荷：43 t；杆体长度： 10 m；杆体外径： 38 mm(无墩粗、无扳手方)；螺纹型号：7/8-10UN与UNR螺纹(外螺纹为UNR型，内螺纹为UN型)；配套短节长度： 0.5 m、1 m、2 m。

1.3 工作原理

杆柱组合方面，使用无接箍光杆的机抽井杆柱从下到上为：抽油泵+加重杆+抽油杆+抽油杆调整短节+无接箍光杆(10 m)+无接箍光杆(10 m)+防脱帽。

机抽井作业方面，其操作步骤通常如下：(1)吊车悬吊无接箍光杆，拆悬绳器、光杆卡子；(2)上提无接箍光杆及配套短节，控制光杆出井、深抽杆式泵解封以及抽稠泵或管式泵的柱塞上提出泵筒；(3)进行更换光杆、洗井、验泵、解卡、解堵等作业；(4)通过下放光杆(上部可用配套短节进行加长)，控制光杆入井、深抽杆式泵座封、抽稠泵或管式泵的柱塞下放入泵筒；(5)恢复井口生产流程，启抽生产。

整个作业过程最大的优势在于无需泄压及压井等工序，实现了全流程的不压井作业。

1.4 创新点

(1)力学性能方面，优选外径38 mm、7/8-10UN(R)螺纹H级无接箍光杆，其屈服载荷达43 t，确保了光杆的力学性能，满足机抽井的生产需求。

(2)作业工艺方面，无接箍光杆无墩粗与扳手方，与井口光杆密封器、杆式泵封泵器等配套，可形成不压井作业工艺[2]，既提升了作业时效，也降低了作业费用；

(3)现场操作方面，无接箍光杆长度统一为10 m，配套0.5～2 m的无接箍光杆短节，既方便加工，也便于井口操作。

2 现场应用评价

2.1 现场应用情况

2019年以来，采油三厂累计应用无接箍光杆55井次。现场实践证明，使用无接箍光杆可以有效降低安全风险、大幅缩短作业时间并降低作业费用，从而提高油井生产时效。

(1)井口作业中的应用。考虑到易析出胶质沥青质、易发生原油乳化机抽井的高作业频率，在TH1CH、TP1CH等井进行了现场试验，实现机抽井不压井、带压井口作业。

以TP1CH井为例，该井为托甫台一口开发井。日常以5m×4 n/min工作制度生产，油压1.3 MPa，套压1.5 MPa，日产液 27.7 t，日产油18.2 t，含水34.3%。由于该井原油易发生乳化，平均每月要求洗井1次，作业过程需泄压及压井，平均作业时间10 h，加之反排压井液24 h左右，严重影响油井生产时效。

2019年4月在该井试用无接箍光杆，5月发生原油乳化时，未进行压井作业，直接井口带压上提杆柱，解封深抽杆式泵，4 h完成了洗井作业，提高油井生产时效30 h，节约作业费用3 592元，应用效果显著。

(2)修井作业中的应用。采油三厂所辖油藏区块以稀油为主，抽油泵多以深抽杆式泵为主(泵总长度10.3 m)。为保障施工安全，修井时需进行压井作业，压井液入井一定程度上造成了地层污染，同时压井液的反排也严重影响了油井生产时效。

有学者先后提出杆式泵不压井作业技术，即杆式泵配套封泵器，在修井时直接上提杆以柱实现油管空间的关闭。2017年，采油三厂在TH2X(K)井试用了此技术，但后期检泵作业时，由于深抽杆式泵长度大于常规单根光杆长度，光杆接箍提至双闸板防喷器内仍无法解封杆式泵，试验杆式泵不压井作业失败。

2019年4月，采油三厂在TP2X井更换无接箍光杆，继续试验杆式泵不压井作业技术。在井口油压1.2 MPa、套压3.1 MPa的情况下，直接带压上提杆柱，拆除第一根无接箍光杆，第二根无接箍光杆提出5 m后，深抽杆式泵解封成功；继续上提杆柱0.5 m，泵底部捅杆提出封泵器，封泵器关闭，关闭油管空间；泄油压至0 MPa，起、下机抽杆柱，实现了不压井检泵作业。与常规检泵作业相比，在保障作业安全的前提下，减少了压井工序，避开了反排压井液环节，提高原油生产时效72 h。

2.2 经济效益计算

(1)井口作业中产生的效益。单井次压井作业需水车1辆(700元/车)、700型泵车1台(492元/h)、50 t吊车1台(折合1 200元/h)，每口机抽井日均产油10.0 t，每吨原油净效益为0.13万元。在洗井、验泵、解卡、解堵作业中，单井次缩短作业时间6 h，节约费用0.36万元，油井生产时效提高30 h，单井次增油效益1.6万元。应用无接箍光杆后，仅用吊车便可快速完成更换光杆作业，单井次节约费用0.61万元。

(2)检泵作业中产生的效益。单井次泄压、压井需时间约4 h，单井次压井液返排时间约72 h(单井平均压井液约75 m3，按目前机抽井日产液水平24.6 m3计算)，合计单井次提高生产时效76 h，单井次增油效益4.1万元。

(3)采油三厂年均综合效益。全厂年均洗井、验泵、解卡、解堵、换光杆等作业135井次，杆式泵井不动管柱作业9井次，应用无接箍光杆后，全年可节约施工费用57.4万元，全年节约生产时效4 734 h，增油效益256.4万元。全年累计产生效益313.8万元。

3 结语

(1)无接箍光杆与封泵器组合，可实现深抽杆式泵机抽井的不压井井口作业及不压井检泵作业，在节约成本的同时大幅提高了油井生产时效。

(2)无接箍光杆安全可靠，可完全取代常规带接箍的光杆，适用性强，经济效益可观，可在机抽井中全面推广应用。