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摘要：*区块属超稠油油藏。由于稠油热采，井口盘根盒经常出现密封不严造成井口渗漏，本文通过研制一种耐高温高含水稠油井口密封器，严格落实巡检制度，规范盘根盒使用操作规程，及时调整井口压帽松紧度，实现了油井稳定生产，更适应目前安全环保要求。
关键词：超稠油油藏;井口密封器
1选题理由
目前，稠油在世界油气资源中占有很大的比重，而主要的开采方式为热力采油，既蒸汽吞吐模式开发。稠油热采井生产多轮次后，转抽初期排水期延长（15-20天），井口含水高（95%），关停电加热情况下，井口温度仍高达100℃，井口盘根盒（井口密封器）密封时间短，需频繁加装盘根，严重影响采油时率，特别对于套坏出砂井，增大躺井风险。频繁加装盘根，严重影响采油时率，并且对于出砂严重的易造成因停井而躺井。传统高温光杆密封器，静密封装置正常生产中已失去其作用，盘根盒经常出现密封不严造成井口渗漏，已不适应目前安全环保要求。
2研制一种耐高温高含水稠油井口密封器
2.1调查分析
对*区块在用光杆密封器的应用情况进行了跟踪、调查统计，通过调查分析，排除光杆质量问题，现场使用光杆密封器分为好、一般、严重三种情况。好的情况下10天左右更换一次;一般情况下4-5天更换一次;严重情况先至少1天更换盘根1-3次。因井况和采油工技术、操作水平、产量意识等原因，1-2人至少需要30分钟。
在安全环保工作标准化不断深入，要求日益严格的形势下，目前该井口密封器存在更换盘根劳动强度大、更换频繁、费用高、产量损失大、造成污染严重，在稠油井不适用。决定研制一种耐高温高含水稠油井口密封器。
2.2方案提出并确定最佳方案
2.2.1方案提出
方案一：增大管理力度不足，增加巡检力度;
方案二：抽油机安装不到位，重新安装对中井口;
方案三：原油粘度高携砂多，进行防砂生产减少对盘根的磨损;
方案四：井口密封器调偏性能差，重新改进调偏方式;
方案五：盘根密封性差，改进盘根的材质。
2.2.2方案评价
方案一：1、增大管理力度不足，增加巡检力度;
管理区采取了定时挂牌制度和挂牌监督检查制度，每天早上8：00生产运行会通报昨天晚上的巡检挂牌监督检查情况，并进行处罚;我们认为此方案不采用。
方案二：抽油机安装不到位，重新安装对中井口;
抽油机安装不到位会引起抽油机本体倾斜，会造成光杆不对中，形成偏磨井口，导致漏油。管理区采取专业施工单位进行安装调试，也不存在倾斜现象;我们认为此方案不采用。
方案三：原油粘度高携砂多，进行防砂生产减少对盘根的磨损;
管理区稠油区块地面脱气原油粘度在20-80*104mPa·s，造成原油流动性差，携砂强是客观原因，而且基本上没口井都进行防砂生产，我们认为此方案不采用。
方案四：井口密封器调偏性能差，重新改进调偏方式;
目前使用的井口密封器，只是将井口上半部分进行调偏，在使用过程中发现在调偏位置出现漏油;调偏部分采用万向球头机构与密封件相结合的方式;自动调偏范围0°～15°（圆周360°）。
我们认为此方案可行。
方案五：盘根密封性差，改进盘根的材质目前使用的井口密封器盘根为最普通的，橡胶材质一般，在与光杆相对运动过程中易磨损，使用寿命短，我们认为此方案可行。
2.2.3确定最佳方案
综合以上对比分析，小组决定采用方案四和方案五同时进行，并进行了现场试验，经过现场试验证明改进井口密封器调偏方式和盘根的材质是可行的。
2.3方案实施
2.3.1改进井口密封器的调偏方式与增加排污装置。如图1
结合两种要因，我们研制了一种适合高温高含水稠油井光杆密封器，该密封器主要为四大部分，盘根密封部分、压帽外排水部分、防喷密封部分、万向调偏部分。外观上压帽下端增加排污通道，下接调偏器，内部自上而下依次为铜质隔栏压垫、“〇”型耐高温盘根、双头锥体盘根。
盘根密封部分包括上下相连接的二级密封腔、一级密封腔。一级密封腔内设置双头锥体盘根，双头锥体盘根中心开设通孔，且双头锥体盘根上端面和下端面均为锥面。双头锥体盘根上端面的锥面与二级密封套下端面开设的锥面相贴合密封，下端面与一级密封套内壁开设的锥面台相贴合密封。
盘根盒本体上部用螺纹与盘根压帽连接，下部通过螺纹与双翼防喷密封组件连接。双翼防喷密封组件下部焊接方式与万向调偏器连接。调偏器下部用卡箍头与井口三通卡箍头连接。
盘根压帽连接外排污管道，可连接胶皮软管，在盘根失效时流入排污桶，防止井口环保污染。
盘根密封部分依次由二级密封腔，一级密封腔组成。其中二级密封腔内底部有一防磨垫片，安装4～5个“〇”型耐高温盘根，二级密封腔内腔下端面为锥形，内部安装一个双头锥体盘根。
防喷密封部分为双翼防喷密封组件，主要由半圆形胶皮闸门、调节丝杠组成。
万向调偏装置，由密封盘、“〇”型密封圈、万向调偏器组成。
2.3.2该井密封盘根的材质
通过分析抗拉强度、耐高温温度、使用环境、使用寿命，试验决定应用氟橡胶盘根
2.3.3现场安装，验证效果。
在安装使用时只需采用抽油机悬绳器于光杆连接并承重负荷，此时光杆于井口自动360度径向调整到对中位置，上紧密封盘，调整安装完成。
3应用效果分析
3.1 区块应用效果检查
*区块应用油井11口，平均更换盘根周期由3天延长到12天，应用效果良好。
3.2 效益分析
3.2.1经济效益
投入費用：井口密封器2200元/套;盘根20元/个
节约费用：减少产量5*90天（去除转周时间180-90天）*1000元=450000元。
普通盘根：5*个10元*3次/天*90天=13500元;
新盘跟投入（20-10元）/个*5个*90/12天=375元;
节约成本13500-375=13125元
改进前井口密封器6600元/套，合计（6000-2200）*11套=41800元;
合计节约成本：45+1.35+4.18=50.48万元。
3.2.2社会效益
具有广泛的推广价值，适应于所有使用稠油井;减少环境污染，提高环保质量。
4结论
研制次耐高温高含水稠油井口密封器，创造性地解决了生产中的实际问题，确保了油井安全运行，获得了行业的一致认可，大大提高了油田现场管理水平。
（作者单位：山东省东营市胜利油田石油开发中心）
关键词：超稠油油藏;井口密封器
1选题理由
目前，稠油在世界油气资源中占有很大的比重，而主要的开采方式为热力采油，既蒸汽吞吐模式开发。稠油热采井生产多轮次后，转抽初期排水期延长（15-20天），井口含水高（95%），关停电加热情况下，井口温度仍高达100℃，井口盘根盒（井口密封器）密封时间短，需频繁加装盘根，严重影响采油时率，特别对于套坏出砂井，增大躺井风险。频繁加装盘根，严重影响采油时率，并且对于出砂严重的易造成因停井而躺井。传统高温光杆密封器，静密封装置正常生产中已失去其作用，盘根盒经常出现密封不严造成井口渗漏，已不适应目前安全环保要求。
2研制一种耐高温高含水稠油井口密封器
2.1调查分析
对*区块在用光杆密封器的应用情况进行了跟踪、调查统计，通过调查分析，排除光杆质量问题，现场使用光杆密封器分为好、一般、严重三种情况。好的情况下10天左右更换一次;一般情况下4-5天更换一次;严重情况先至少1天更换盘根1-3次。因井况和采油工技术、操作水平、产量意识等原因，1-2人至少需要30分钟。
在安全环保工作标准化不断深入，要求日益严格的形势下，目前该井口密封器存在更换盘根劳动强度大、更换频繁、费用高、产量损失大、造成污染严重，在稠油井不适用。决定研制一种耐高温高含水稠油井口密封器。
2.2方案提出并确定最佳方案
2.2.1方案提出
方案一：增大管理力度不足，增加巡检力度;
方案二：抽油机安装不到位，重新安装对中井口;
方案三：原油粘度高携砂多，进行防砂生产减少对盘根的磨损;
方案四：井口密封器调偏性能差，重新改进调偏方式;
方案五：盘根密封性差，改进盘根的材质。
2.2.2方案评价
方案一：1、增大管理力度不足，增加巡检力度;
管理区采取了定时挂牌制度和挂牌监督检查制度，每天早上8：00生产运行会通报昨天晚上的巡检挂牌监督检查情况，并进行处罚;我们认为此方案不采用。
方案二：抽油机安装不到位，重新安装对中井口;
抽油机安装不到位会引起抽油机本体倾斜，会造成光杆不对中，形成偏磨井口，导致漏油。管理区采取专业施工单位进行安装调试，也不存在倾斜现象;我们认为此方案不采用。
方案三：原油粘度高携砂多，进行防砂生产减少对盘根的磨损;
管理区稠油区块地面脱气原油粘度在20-80*104mPa·s，造成原油流动性差，携砂强是客观原因，而且基本上没口井都进行防砂生产，我们认为此方案不采用。
方案四：井口密封器调偏性能差，重新改进调偏方式;
目前使用的井口密封器，只是将井口上半部分进行调偏，在使用过程中发现在调偏位置出现漏油;调偏部分采用万向球头机构与密封件相结合的方式;自动调偏范围0°～15°（圆周360°）。
我们认为此方案可行。
方案五：盘根密封性差，改进盘根的材质目前使用的井口密封器盘根为最普通的，橡胶材质一般，在与光杆相对运动过程中易磨损，使用寿命短，我们认为此方案可行。
2.2.3确定最佳方案
综合以上对比分析，小组决定采用方案四和方案五同时进行，并进行了现场试验，经过现场试验证明改进井口密封器调偏方式和盘根的材质是可行的。
2.3方案实施
2.3.1改进井口密封器的调偏方式与增加排污装置。如图1
结合两种要因，我们研制了一种适合高温高含水稠油井光杆密封器，该密封器主要为四大部分，盘根密封部分、压帽外排水部分、防喷密封部分、万向调偏部分。外观上压帽下端增加排污通道，下接调偏器，内部自上而下依次为铜质隔栏压垫、“〇”型耐高温盘根、双头锥体盘根。
盘根密封部分包括上下相连接的二级密封腔、一级密封腔。一级密封腔内设置双头锥体盘根，双头锥体盘根中心开设通孔，且双头锥体盘根上端面和下端面均为锥面。双头锥体盘根上端面的锥面与二级密封套下端面开设的锥面相贴合密封，下端面与一级密封套内壁开设的锥面台相贴合密封。
盘根盒本体上部用螺纹与盘根压帽连接，下部通过螺纹与双翼防喷密封组件连接。双翼防喷密封组件下部焊接方式与万向调偏器连接。调偏器下部用卡箍头与井口三通卡箍头连接。
盘根压帽连接外排污管道，可连接胶皮软管，在盘根失效时流入排污桶，防止井口环保污染。
盘根密封部分依次由二级密封腔，一级密封腔组成。其中二级密封腔内底部有一防磨垫片，安装4～5个“〇”型耐高温盘根，二级密封腔内腔下端面为锥形，内部安装一个双头锥体盘根。
防喷密封部分为双翼防喷密封组件，主要由半圆形胶皮闸门、调节丝杠组成。
万向调偏装置，由密封盘、“〇”型密封圈、万向调偏器组成。
2.3.2该井密封盘根的材质
通过分析抗拉强度、耐高温温度、使用环境、使用寿命，试验决定应用氟橡胶盘根
2.3.3现场安装，验证效果。
在安装使用时只需采用抽油机悬绳器于光杆连接并承重负荷，此时光杆于井口自动360度径向调整到对中位置，上紧密封盘，调整安装完成。
3应用效果分析
3.1 区块应用效果检查
*区块应用油井11口，平均更换盘根周期由3天延长到12天，应用效果良好。
3.2 效益分析
3.2.1经济效益
投入費用：井口密封器2200元/套;盘根20元/个
节约费用：减少产量5*90天（去除转周时间180-90天）*1000元=450000元。
普通盘根：5*个10元*3次/天*90天=13500元;
新盘跟投入（20-10元）/个*5个*90/12天=375元;
节约成本13500-375=13125元
改进前井口密封器6600元/套，合计（6000-2200）*11套=41800元;
合计节约成本：45+1.35+4.18=50.48万元。
3.2.2社会效益
具有广泛的推广价值，适应于所有使用稠油井;减少环境污染，提高环保质量。
4结论
研制次耐高温高含水稠油井口密封器，创造性地解决了生产中的实际问题，确保了油井安全运行，获得了行业的一致认可，大大提高了油田现场管理水平。
（作者单位：山东省东营市胜利油田石油开发中心）