机械采油配套工艺

机械采油配套工艺 技术在文南油田的推广应用 目 录 第一部分：技术来源及合同指标完成情况 第二部分：泵效及躺井影响因素 第三部分： 2003 年机采配套技术存在的问题 第四部分： 2004 年机械采油配套技术应用及效果 第五部分：经济效益分析及评价 第六部分：结论与建议 机械采油配套工艺技术在文南油田的推广应用 第一部分：技术来源及合同指标完成情况 一、技术来源 文南油田是一个高温、低渗、油层埋藏深的异常高压油气藏，在生产中表现为 深泵挂、低液面、低产能、高气液比的特点。 同时 随着油田多年的 开发，油井井况变差，油井出砂、套变逐渐增多，综合含水越来越高，油井生产参数不合理等因素使得油井 腐蚀、偏磨、结垢、结盐、结蜡现象越来越普遍。其次由于成本紧张，管杆费用投入不足，致使许多旧管、杆超期服役。以上因素严重影响了文南油田 抽油井泵效的提高，导致了躺井居高不下，油井免修期大大缩短。 2003 年共躺井 201 井次，其中杆断脱 53井次、管漏失 41 井次、泵卡 33 井次，这对文南油田进一步提高机采管理水平提出了更高的要求。因此推广应用抽油井综合配套技术，解决抽油 井在生产中存在的各种问题，提高抽油井泵效，延长油井免修期就显得尤为迫切。该问题 提出后，得到了分公司的大力支持，于 2004 年按局级项目进行了立项并签定了技术合同。 二、合同指标完成情况 合同规定各项指标及工作量为： 1、全年计划完成推广工作量 185 井次；2、与 2003 年相比，减少躺井 30 井次； 3、平均检泵周期延长 35 天以上；4、平均单井泵效提高 3； 5、年创效 850 万元； 6、投入产出比大于 1：合同实施过程中始终坚持以提高机采井管理水平为目标，以提高抽油井泵效和控躺治躺为目的全面加强了机采井配套工作。经 过近一年的努力，截止目前，实施各类机采配套技术 18 项 211 井次，工艺成功率达 97%，形成了一定规模的技术集成，全年减少躺井 45 井次，平均检泵周期延长了50 天；平均单井泵效提高 百分点；年创效 895 万元，投入产出比 1：面完成了合同计划工作量和各项经济技术指标，现报请分公司科技部验收此项目，详细指标对比见表 1： 表 1：合同指标与实际完成指标情况对比表 指 标 名 称 完 成 井 次 减少 躺 井 延长检泵 周期 提高 泵 效 年 创 效 （万元） 投 入 产 出 比 计划完成 185 30 35 3 850 1： 际完成 211 45 50 895 1： 过该项目的实施，与 2003 年同期相比，躺井由 201 井次下降到 156井次，检泵周期由 465 天延长到 515 天，泵效由 32上升至 第二部分：泵效与躺井影响因素 一、泵效影响因素 影响泵效的因素是多方面的，而影响文南油田油井泵效的主要因素则为管杆的弹性形变，液体漏失以及泵筒内液体的充满程度。这主要是因为文南油田油层埋藏深、产能与液面较低 ,故在设计抽油泵深度时一般采用深泵挂（最 深泵挂达 2800m），泵挂的增加不可避免的将加大抽油杆柱和油管的弹性形变，导致光杆与柱塞的运动不一致，从而减少了柱塞的有效冲程，降低了抽油井泵效。再者由于深泵挂的影响，必然会使抽油泵承受较大的压力从而导致抽油泵的漏失量进一步加大。其次由于文南油田机采井气液比较高（平均达 88m3/t），因此泵在抽汲过程中不可避免的将有一部分气体从液体中分离出来，占据泵筒的一部分容积，降低了泵筒内液体的充满程度， 从而严重影响了机采井的泵效。 二、躺井影响因素 随着文南油田二十年的开采，造成躺井的因素愈来愈复杂， 2003 年文南油 田共发生躺井 201 井次，其中因管杆泵本身质量问题造成的躺井 74 井次，其余 127 井次是由 7 种不同的因素造成的，详细情况见图 1： 图 1 磨 腐蚀 偏 磨 + 腐 蚀 结垢 结盐 出砂、泥浆脏物 结蜡（一）、偏磨：从图 1 中可以看出，偏磨是造成躺井的最主要因素。文南油田目前有定向井 237 口，侧钻井 38 口，并且在逐年增多，同时由于多年的强注强采，井下状况十分复杂，加之不合理的工作参数，以及产出液的介质腐蚀等原因，使得井下管杆的工作条件日益恶劣，抽油杆在油管中的运动及油管自身的运动情况非常复杂，引起抽油杆与油管的内壁产生剧烈地摩 擦，甚至将油管磨穿而造成油管漏失，或将抽油杆的接箍磨穿致使抽油杆断脱，造成躺井，缩短了抽油井的免修期。 （二）、腐蚀：文南油田开发初期，含水率较低，油井的腐蚀并不严重，随着综合含水的升高，油井井下管、杆腐蚀日益严重。油井的腐蚀是由不同因素造成的。 1、 蚀，文南油田 量为 1，当油井含有高矿化度盐水且含水率达到 40，油井常呈腐蚀状态，油管丝扣损坏是蚀的主要问题来源； 2、 蚀， 仅可以引起油管局部腐蚀穿孔，而且还容易引起氢脆和应力腐蚀，使抽油杆在很短的时间内发生断裂。 （三）、偏磨、腐蚀的协同效应：对于同时存在偏磨与腐蚀的油井，其免修期非常短，这主要是由于两者相互作用与相互促进，具有的协同效应加速了管杆损坏。当管杆偏磨时，腐蚀介质优先腐蚀磨损处，而磨损处就作为电化学腐蚀的阳极，局部形成了大阴极小阳极的电化学腐蚀，同时产出液中的强电解质，又对电化学腐蚀起到了一定的催化作用，腐蚀导致管杆表面粗糙度增加，从而造成了更为严重的磨损。当油井产出液含水较高时，产出液开始由油包水变为水包油型，水与管杆充分接触，管杆表面也由亲油性变为亲水性，失去了原油的润滑作用，管杆磨损加剧，同时产出水 与管杆直接接触，为腐蚀提供了条件。 （四）、结垢：油井结垢主要有以下原因： 1、液体的不配伍性：油井施工采用清水配制的入井液、掺水化盐工艺与地层水不配伍造成结垢，其离子含量与矿化度对比详见下表 2： 表 2：入井液离子含量与矿化度对比表 入井液 /l) ( /l) ( /l) ( /l) ( /l) /l) 矿化度( /l) 水型 清水 地层水 2、热力学变化：因温度、压力变化，地层液 中的 体逸出，破坏了产出液的相对平衡而结垢。由于在泵的固定凡尔球座处温度、压力变化最大，故在结垢造成的躺井中，多为固定凡尔球座结垢严重造成的泵漏失。 （五） ,结盐：文 72 块沙三中为典型的出盐油层， 含量高达 22 l ，所以在生产中经常因为盐卡而造成躺井。 （六）、出砂、泥浆脏物：由于多年的开发，地层应力发生变化，导致油井井况恶化，加上填砂压裂、挤堵等大型措施的增加，对井况也造成一定的影响，这些井常常出现出砂、泥浆、堵剂的现象，造成泵卡，对这部分井如不进行合理的机采配套， 仅用普通泵是无法满足正常生产需要的。 （七）、结蜡：文南油田原油中含有较高的蜡质（ 20 ），在生产过程中含蜡原油沿着油管上升，在 1200 的深度，随着温度、压力的降低，原油中的轻质组份不断逸出，蜡开始结晶析出，并不断沉积，从而导致油井产量不断下降，甚至可能造成停产，因此必须采取清防蜡措施，否则会造成蜡卡躺井。 第三部分： 2003 年机采配套技术存在的问题 2003 年，文南油田在机采配套方面作了大量工作，尤其在高气液比井提高泵效与控躺治躺方面，都取得了一定的效果，但还存在以下方面的问题： 一、提高泵效配 套技术方面存在的不足： （一）、 在大面积配套防气装置的同时，对防气技术的适用范围缺乏系统的研究与规范。 （二）、出砂的高气液比井没有较好的治理措施。 （三）、对低产能低液面井提高泵效问题不够重视，而此类井占文南油田总井数的 50%以上，产量超过 40%，这部分井泵效的高低直接影响着全厂泵效的提高，因此必须对这部分井给予充分重视。 二、控躺治躺配套技术方面存在的不足： （一）、防偏磨技术： 1、对合理设计机采井冲次缺乏相应的优化设计软件，而为了追求最大产液量，盲目上调冲次，导致油井偏磨加剧，躺井增多。 2、手动旋 转井口由于是人工操作，不能保证连续运转，同时增加了工人的劳动强度，故在现场应用过程中，不能及时和经常性旋转，从而起不到应有的防偏磨效果。 3、撞击式旋转光杆虽然为自动旋转方式，但由于其棘轮外露，容易绣蚀，加上工作时该旋转光杆与井口频繁撞击，不仅噪音大，而且长时间工作导致磨损也非常大，所以其运行可靠性较差。 4、对大面积推广应用的注塑式尼龙扶正器材料性能没有进行深入研究，现场应用后发现其虽然不易破碎，但耐磨性较差。 5、防偏磨治理力度仍需加大。 2003 年由于偏磨造成的躺井占躺井总数的 32，位居首位。 （二） 、防腐蚀技术：文南油田综合含水越来越高，管杆腐蚀问题变得日益严重。面对日益严重的腐蚀问题，仅依靠井口加药技术进行防腐不能全面解决腐蚀问题。 （三）、没有行之有效的技术可以同时治理偏磨与腐蚀的协同效应造成的躺井。 （四）、在油井结垢问题上，多是采取除垢措施，而较少配套防垢技术。 （五）、对油井结盐周期缺乏探索与研究，加抑盐剂不及时而造成盐卡躺井。 （六）、空心杆热洗清蜡技术存在井下单流阀过流面积小，排量小，从而清蜡不够彻底的问题。 第四部分： 2004 年机械采油配套技术应用及效果 2004 年，我们针对以上问题进 行了认真分析和研究，确立了科技攻关思路，做了大量的工作，取得了较好的效果。 一、 改进与提高： （一）、 在提高泵效方面： 1、研制了防气防砂一体化管柱，解决了高气液比井出砂的问题； 2、优选出了适合文南油田特点的防气技术； 3、规范了防气技术的适用范围，加强了低产能低液面井提高泵效的技术配套。 （二）、在控躺治躺方面： 1、首先加大了防偏磨技术的配套力度并对防偏磨技术进行了改进：一是引进了机采参数优化设计软件，对机采井的参数采取大泵径、低冲次的原则进行了合理优化，有效减缓了管杆的偏磨程度；二是引进了自动旋转井 口与拉线式旋转光杆，两者在工作可靠性上均比手动旋转井口和撞击式旋转光杆有了明显提高；三是对注塑材料的性能进行了研究。 2、在油井腐蚀的防治上，除了继续配套井口连续加药技术外，又引进了新型的油井防腐技术即阴极保护器技术。 3、为了解决油井接箍偏磨与腐蚀严重的问题，推广应用了双向保护接箍技术。 4、在油井结垢问题上除了对油井及时进行除垢外，还在结垢油井上配套了固体防垢技术，防止垢物的形成。 5、对沙三中油井结盐周期进行了调查与研究，并制定了详细的油井管理制度。 6、在解决油井结蜡问题上一是对空心杆热洗清蜡装置的 单流阀进行了改进，增加了过流面积，提高了油井的清蜡效果；二是研制了投入较小的无伤害洗井管柱，减少了洗井对产量的影响。 二、提高泵效配套技术： 2003 年主要加强了高气液比井提高泵效技术的配套， 2004 年不仅继续抓好高气液比井的技术配套，同时加强了低产能低液面井提高泵效的机采技术配套。 （一）高气液比井提高泵效配套技术 2003 年在解决高气液比井提高泵效问题上应用了多种气锚与防气泵，其中应用的气锚有螺旋气锚、多功能分离器气锚、内罩式气锚；应用的防气泵有气液混抽泵、环阀式防气泵。根据文南油田气液比高的特 点及现场应用效果得出：在气液比为 100t 的油井上配套内罩式气锚，在气液比为 60t 的油井上配套气液混抽泵可以显著提高油井泵效。这是由于内罩式气锚与其它气锚相比具有较大的气液分离空间和较长的气液分离距离，而气液混抽泵的使用寿命与可靠性均优于环阀泵。同时为了解决高气液比井出砂问题，对内罩式气锚的结构进行了改进，改进后的装置具有防气、防砂的双重功效。 1、内罩式气锚 （ 1）工作原理 该装置液气分离过程分为三个阶段：第一阶段是气泡在套管环空的分离；第二阶段是在装置吸入口处进行分离；第三阶 段是在内罩式防气装置的回流空间中进行较为彻底的液气分离。其优点是将重力分离与螺旋分离相结合，并加长了重力分离级的长度，约为 70m。 （ 2）现场应用 内罩式气锚在文南油田应用效果显著，如33004年 3月 18日检泵时配套内罩式气锚，作业前日产液 产油 液比 200m3/t，泵效 30，动液面 1173m，产油 液比 187m3/t，动液面 1697，泵效 39，泵效提高 9 个百分点，液面下降 524m，功图面积明显变大，详见图 3、图 4： 图 3 施前 示 功图 油层丝堵排气阀套管分离级吸入级排放级抽油泵图 2 内 罩 式 气 锚 原 理 图 图 4 内罩式气锚后 示 功图 全年共应用内罩式气锚 21 井次，累增液 3877t，累增油 2034t，平均单井泵效提高 百分点，有效解决了高气液比井泵效低的问题。 2、防气防砂一体化管柱 该管柱是在内罩式气锚结构的基础上，增加了激光割缝筛管后形成的，所以主要由防气装置和激光割缝筛管两部分组成。 （ 1）工作原理 当含砂的高气液比混合物经过防气装置的进油阀组、消泡器、罩式分离腔后实现了液气分离，分离后的含砂混合物进入中心管时，首先激光割缝筛管对其进行过滤，过滤后的液体沿中心管上行进泵，由于过滤后的液体含砂粒外径均小于 以不会造成泵卡。 套管2 油 管 丝 堵3 油 管 公 堵激光割缝筛管内罩式气锚螺旋分离器抽油泵图 5 防 气 防 砂 一 体 化 管 柱 示 意 图（ 2）技术参数 见表 3。 表 3 防气防砂一体化管柱技术参数表 闭式气锚 重力式防气装置 激光割缝筛管 总长 最大外径 螺旋长度 螺旋间距 总长 最大外径 中心管外 径 中心管内径 进液孔孔径 进液孔孔密 孔 / 最大外径 内通径 滤砂范围 08 1800 100 70 107 48 38 5 30 60 50 3）现场应用 该管柱上半年研制成功后，下半年投入现场试验 3 井次，首先在填砂压裂转抽井 297进行了试验，由于消泡器的台阶较大，而防砂管的外径又与之相差很小，故在安装防砂管时遇阻，导致第一口井试验失败。吸取失败的教训后，对消泡器的台阶进行了加工改进，目前试验 2 口井均取得了成功，其中累增液 251t，累增油 166t，平均单井泵效提高 百分点，解决了文南油田高气液比井出砂问题。 3、气液混抽泵 （ 1）工作原理 该泵与常规泵相比其显著特点是：在泵体中间有 一液体补偿腔能够有效地补偿位于该腔下部泵筒中的液体空缺，从而解决抽油过程中的气锁现象，提高泵效。 下死点抽吸过程上死点 抽油杆上泵筒换气腔活塞游动凡尔下泵筒固定凡尔图 6 气 液 混 抽 泵 示 意 图 上冲程时，气液混合物经固定凡尔进入泵筒；抽汲过程中，下泵筒气体从液体中分离，当柱塞到达上泵筒，换气腔中的液体进入下泵筒，将下泵筒液体上部的气体替换到换气腔处，柱塞再次下行时，下泵筒中充满液体。同时，油管中液体进入换气腔，将气体替换到油管柱中，从而避免了气锁对抽汲效率的影响。 （ 2）现场应用 2004 年气液混抽泵主要应用于气液比为 60t 的抽油井，其中33于 2004 年 5 月 5 日配套气液混抽泵， 作业前该井日产液 产油 液比 97m3/t，泵效 16，动液面 1636m，作业后日产液 产油 液比 96m3/t，动液面 1882m，泵效 21，液面下降 246m，泵效提高 5 个百分点。 全年应用 18 井次，累增液 2180t，累增油 1440t，平均泵效提高 效解决了高气液比油井抽油泵容易气锁的问题，效果表见附表 4。 （二）低产能低液面井提高泵效配套技术 要提高全厂泵效，则必须解决好如何提高低产能低液面井的泵效问题，为了解决深抽井中抽油泵由于鼓胀效应 而造成的漏失问题，推广应用了超深抽泵技术；为了解决因供液不足而造成泵充满程度差的问题，推广应用了补偿泵技术。 1、超深抽泵 （ 1）基本结构与原理 超深抽泵属管式泵，由上接头、扶正环、内泵筒、外泵筒、下接头、固定阀总成和柱塞总成组成。柱塞总成由上柱塞阀、柱塞阀座、游动凡尔罩、柱塞及下游动凡尔总成组成，并配有专用拉杆。 该泵采用双泵筒结构，在抽油过程中能保证泵筒内外压差平衡，消除泵筒在抽汲过程中的鼓胀效应，减小了深抽井泵筒和柱塞间隙的漏失量，从而提高泵效；柱塞总成增加了柱塞阀结构，保证在上冲程时液柱负荷作用于 柱塞阀上，减轻了柱塞总成的拉应力，可避免抽油泵凡尔罩断脱。 （ 2）现场应用 全年应用超深抽泵 14 井次，累增液1988t，累增油 791t，平均单井泵效提高 百分点。如 33作业前后泵效提高了 4，累增油 152t，效果表见附表 5。 2、补偿泵 （ 1）基本结构、技术参数与工作原理 基本结构：主要由泵筒、活塞、单向阀、中心管组成，补偿泵连接在抽油泵的下方，补偿泵活塞由锚定器固定在套管壁上。 技术参数见表 6。 表 6 补偿泵技术参数表 补偿泵外径 （） 补偿泵内径（） 补偿泵长度（） 锚定器最 大外径（） 锚定器最小通径（） 锚定器长度 （） 110 95 2500 114 62 1500 1 2 1 3 4 5 6 1、 上接头 2、扶正环 3、外泵筒 4、柱塞总成 5、下接头 6、固定阀总成 图 7 超深抽泵结构原理图 套管 工作原理：柱塞通过锚定器固定在套管壁上，补偿泵筒随抽油泵管柱上下振动。上冲程时，油管缩短，补偿泵筒相对于补偿泵活塞上行，抽油泵固定凡尔和补偿泵单向阀打开，油液进入补偿泵腔室和抽油泵腔室；当下冲程开始的一瞬间，油管伸长，补偿泵相对于补偿泵活塞下行（这个动作是突发的），使补偿泵腔室内的压力增大强行打开抽油泵固定凡尔（下冲程时本已关闭）对抽油泵腔室强制充液，提高抽油泵充满程度。 （ 2）现场应用 补偿泵利用液柱载荷造成油管的弹性伸长或缩短，来达到对抽油泵强制充液，提高泵效的目的。 全年应用补偿泵 5 井次，累增液 264t，累增油 121t，平均单井泵效提高 2 个百分点，效果见附表 7。 三、控躺治躺配套技术 为了搞好控躺治躺工作，延长油井免修期，我们主要从防偏、防腐、防垢、防盐、防蜡、防污染、防砂等七方面进行了技术配套。 （一）防偏磨配套技术 在防偏磨技术配套方面，一是运用机采参数优化设计软件，合理设计机采井参数，降低冲次，减少管杆的偏磨次数与频率；二是运用自动旋转井口与旋转光杆，保证管杆的均匀磨 损；三是大面积推广应用注塑杆，减缓油井偏磨井段处管杆的磨损。 抽油泵活塞抽油泵补偿器活塞补偿器锚定器图 8 补偿泵结 构原理图 1、机采参数优化设计软件 油井生产参数主要包括：泵径、泵深、冲程和冲次。参数是否合理不仅决定了油井产量的高低，而且决定了油井免修期的长短。尤其是冲次越高抽油杆的运动速度越大，惯性载荷和震动载荷越大，抽油杆的使用寿命越短。同时对偏磨井来说，冲次越高管杆偏磨频度也就越高，偏磨加剧，加快了管杆的失效，因此冲次是影响油井免修期的主要因素。在生产实践中，一方面需要较高的产量，另一方面也需要较长的免修期。根据油井的供液能力，在满足供采匹配的前提下，尽可能采用 “三大一小”的原则，这样不仅满足了对较高产量的需求，而且延长了油井的免修期。我们运用机采参数优化设计软件对机采井参数进行了合理的优化设计。全年应用 22 井次，其参数变化见表 8： 表 8 机采参数变化及效果表 工作制度 日 产 动液面（ m） 沉没度（ m） 泵径（ 冲程 （ m） 冲次（ 泵径（ m） 液（ t） 油（ t） 含水（） 优化前 030 7 1125 905 优化后 064 646 418 差值 + 34 +521 数的变化特征为：泵径变大（平均增加 冲次变低（平均冲次降低 泵挂加深（平均泵挂加深 34m）、动液面下降（平均动液面下降 521m）、沉没度减小（平均沉没度减少 487m），功图面积明显变大。可见优化后，不仅满足了产量需求，而且冲次降低 效减缓了管杆的磨损，延长了管杆的使用寿命， 而且由于冲次下调，理论排量变小，从而也提高了泵 效。 2、自动旋转井口 （ 1）基本结构与工作原理 为了克服手动旋转井口的缺点，引进了自动旋转井口。该井口确保了油管柱的连续旋转，从而保证了管杆的均匀磨损，延长了管杆的使用寿命。其基本结构分三部分： 旋转部分：主要由涡轮、涡杆关联实现油管的旋转，油管挂固定在涡轮中，坐落在旋转井口底部通过涡杆实现涡轮的转动，从而实现油管挂带动油管旋转。 分度部分：分度是自动旋转井口的关键，分度的主要系统是超越离合器的组合。超越离合器装在涡杆轴上，超越离合器转动，带动涡杆的转动。转动角度可调，分度越小，涡杆转动的越慢，涡轮转动 的更慢，这样更好的满足了油管低速转动的要求。 推力系统：超越离合器上装有操纵杆，通过顶杆靠光杆下冲时的动力拨动超越离合器运转，当光杆回程时，靠操纵杆下面的弹簧复位器的反弹力使拨杆恢复原位，并为下一步推动做好准备 。 （ 2）现场应用 全年应用 16 井次， 平均免修期 240 天，通过对 3 口偏磨严重的抽油井油管进行切割观察，油管内壁的磨损程度明显变好，偏磨较为均匀，有效的降低了油管磨损，减少了因油管磨损严重而造成管漏的问题。 3、拉线式旋转光杆 图 9 自动旋转井口示意图 （ 1）基本结构与工作原理 为了解决撞击式旋转光杆运行可靠性差的缺点，引进 了拉线式旋转光杆。其作用力源自连接在抽油机架上的一根拉线。其主要优点一是抽油杆缓慢自动旋转，有效减缓偏磨井管、杆偏磨的危害，减轻振动对拉杆的伤害，减少砂卡活塞的机率，延长管杆的使用寿命和检泵周期；二是旋转方向始终朝着抽油杆的紧扣方向转动，防止脱扣事故的发生；三是装置密封，起到了保护作用，防止恶劣天气造成锈蚀影响其旋转灵活性。 基本结构：旋转器主要由相互作用的蜗轮、蜗杆及拉动蜗杆转动的拉杆组成，蜗杆上有防其倒转的棘轮爪。 工作原理：在旋转壳体 1 内装有相互作用的蜗轮 2 与蜗杆 3，蜗杆 3 的一端固定有拉杆 5，拉杆 5 通 过细钢丝绳连接在井架上，当抽油机的驴头上下运动时，拉杆 5 便随之运动，蜗杆 3 在拉杆 5 的带动下转动，而装在蜗杆 3 另一端上的棘轮爪 4 则防止蜗杆 3 倒转，保证其始终朝顺时针方向旋转，即抽油杆紧扣方向旋转，从而起到防止抽油杆脱扣事故的发生。蜗杆 31、壳体 2、蜗轮 3、蜗杆 4、 棘轮爪 5、拉杆 图 10 拉线式旋转光杆工作原理图 的转动，使相互作用的蜗轮 2 也随之旋转，从而达到使作用在蜗轮 2 上的抽油杆卡扣旋转，抽油杆卡扣带动通过蜗轮 2 内的中心孔的抽油杆旋转的目的。 （ 2）现场应用 全年在偏磨严重的频繁检泵井上应用 8 井次，措施前平均检泵周期 109天，措施后平均免修期达 285 天，延长了 176 天，如 ， 2003 年共检泵 3 次，其中有 2 次因为偏磨严重导致抽油杆接箍磨穿脱扣，平均检泵周期 114 天， 2004 年应用拉线式旋转光杆后生产 290 天，后由于补孔起出，跟踪发现 19接箍磨损均匀，磨损约 1见，使用旋转光杆，可以使抽油杆均匀磨损，延长管杆的使用寿命，延长了油井的免修期。 4、注塑式抽油杆 注塑式抽油杆因具有耐磨、不易破碎、价格低、制造工艺简单的特点而在文南油田得到大面积推广应用，在现场应用中发现注塑式扶正器磨损消耗很快，因此我们抽取我们现场应用的三个厂家的产品进行了性能检测，并对试样进行了编号， 三种试样分别取自采油二厂、采油三厂和采油四厂，其原材料分别来自三个生产厂家，详见表 9： 表 9 不同厂家扶正器各项参数对比表 试样名称 生产厂家 试样编号 使用单位 型号 价格 （万元 /吨） 单位磨损体积 （ 磨擦系数 尼龙扶正器 浙江海安塑料厂 1 采油四厂 龙扶正器 平顶山神马工程 塑料有限公司 2 采油三厂 龙扶正器 上海十八塑料厂 3 采油二厂 验是与武汉理工大学摩擦学研究所联合进行的，该试验应用 盘摩擦磨损试验机及其数据采集系统对三种试样以相同的工况条件进行了试验，相同材料的试样进行二次试验，取其平均值作为耐磨性和摩擦系数的评定值，试验结果表明耐磨性最好的为上海十八塑料厂，单位磨损体积为 次为平顶山神马工程塑料有限公司，单位磨损体积为 磨性最差的为浙江海安塑料厂，单位磨损体积为 2 号试样的 ，是 3 号试样的 。 摩擦系数最小的是浙江海安塑料厂的试样为 2 3 号试样低 根据试验数据分析与现场要求，应首选耐磨性好，同时磨擦系数应尽量小的材料，而从试验数据看，没有能同时满足这两个条件的产品。而仅从耐磨性考虑，应首选上海十八厂生产的产品，其次为平顶山神马工程塑料有限公司生产的产品。因此为了更好地适应现场的需要还需进一步对扶正器的材料改进，开发出既耐磨、磨擦系数又低的产品。 2004 年 现场应用 186 井次， 不仅在偏磨井的偏磨井段处配套了注塑杆，而且为了克服抽油杆中性点 以下位置造成的偏磨，在转抽井杆柱中性点以下位置均配套了注塑式抽油杆，有效减缓了油井偏磨井段处的偏磨，并延长了管杆的使用寿命。 5、加重杆 当采用大直径抽油泵抽油或原油粘度较大时，抽油泵柱塞在下冲程时将受到阻力，且阻力随着泵径和原油粘度的增大而增大，引起抽油杆柱下部（中性点以下）纵向弯曲，使抽油杆柱承受附加弯曲应力，引起抽油杆的早期断裂。为了防止抽油杆柱的下部发生纵向弯曲，减少抽油杆的断脱事故，在抽油杆柱的下部采用加重杆技术。使用加重杆一方面可以增加底部抽油杆的抗弯强度，减少因弯曲造成的偏磨；另一方面可以克 服泵筒与柱塞的半干摩擦力及流体流过游动阀的阻力，帮助柱塞下行和打开游动阀，同时可以减少对底部抽油杆的压力。 目前，我们在大于 50抽油泵上普遍设计 45重杆 100m，与未下加重杆的抽油井相比，平均检泵周期延长了 62天，断脱事故下降了 效果对比详见表 10。 表 10 下加重杆井与未下加重杆井效果对比 项目 统计井数 检泵周期 断脱井次 断脱事故率 未下加重杆 20 256 8 下加重杆 27 318 3 对比 62 （二）防腐蚀配套技术 随着油井腐蚀问题越来越严重，除配套常规的井口连续加药泵技术外，又引进推广了阴极保护器技术与双向保护接箍技术。 1、井口加药泵 全年应用井口加药泵技术 20 井次，进行腐蚀挂片监测对比 3 井次，对起出挂片进行分析后发现，油井平均腐蚀速率为 a，较不加药时的腐蚀速率 a 下降了 80以上，延长检泵周期 140 天，详见下表： 表 11 现场试验效果对比表 井 号 7229 验 前 腐蚀速率 mm/a 验 后 腐蚀速率 mm/a 蚀 率 % 检泵周期 d 180 50 70 现检泵周期 d 292 236 210 延长检泵周期 112 186 140 2、阴极保护器 （ 1）工作原理 腐蚀的本质是从金属的表面原子发生电离开始的，牺牲阳极是在腐蚀电池体系中接入一个负电极，这一电极是新电池的阳极，原腐蚀电池即成为阴极。油管阴极保护器，是在油管上安装一个较活泼的阳极合金（ 从阳极体上通过电源提供一个阴极电流，随着电流不断流动，阳极不断消耗掉，使油管极化，得到保护。 （ 2）现场应用 全年在管杆腐蚀严重的抽油井上配套油管阴极保护器共 10井次，其中因措施起出 3 井次，分别为 18495184 3 口井的水样监测腐蚀速率分别为： a、 a、 a，均属于腐蚀较为严重的油井。 2004 年 8 月 27 日卡封措施起出，免修期 199 天，管杆未发现腐蚀现象； 2004 年 9 月 1 日检泵起出，免修期 131 天，阴极保护器被严重腐蚀掉，而管杆均未发现有腐蚀 现象； 2004 年 8 月 30 日检泵，免修期 281 天，起出发现泵下两根阴极保护器比泵上腐蚀严重，而管杆均无腐蚀现象。其余 7 口井继续有效，作业前平均免修期 112 天，作业后平均免修期达 168 天，延长免修期 56 天。由上可知，在腐蚀井上配套油管阴极保护器，可以有效地保护油管、油杆，从而节约管杆投入费用，延长油井免修期。 3、双向保护接箍 油管阴极保护器（阳极） 油管 (阴极 ) 油管接箍 油管接箍 油管 e 图 11 油管阴极保护器原理图 （ 1）工作原理 双向抽油杆接箍是在普通接箍上涂覆一层 160 耐磨耐蚀减磨层， 经过特殊表面处理工艺加工而成（见下图）。采用双向保护接箍既能保护接箍又能保护油管，防止 和减缓它们的磨损与腐蚀。双向保护抽油杆接箍具有耐磨损、耐腐蚀、减磨阻三大功能。 160 涂层耐磨耐蚀减摩原理：一是 160 涂层根据金属合金学原理设计，确保了涂层在井下工况中的耐腐蚀性能；二是涂层的成分、组织结构、硬度与油管相差很大，阻止和延迟了最初粘着磨损的发生；三是涂层的高硬度减缓了接箍本身磨损的程度；四是 160 涂层中特有的成分在涂层（接箍硬表面）与油管（软表面）摩擦过程中，以片状形式转移到油管表面，保护和减缓了油管表面的磨损。同时接箍和油管摩擦过程汇总该片状物的存在降低了接箍和油管之间 的摩擦系数，起到了片状减磨的作用。 （ 2）特点 双向保护接箍的特点：一是双向抽油杆接箍耐磨性比普通接箍大大提高，在恶劣条件下提高尤其显著，使用寿命提高了 20 倍；二是使用双向保护接箍后对油管的磨损降低了倍；三是接箍尺寸没有大的变化，对下井操作没有任何附加要求，接箍装卸按正常操作即可；四是延长免修期，降低修井（检泵）成本，提高油井的生产时率和利用率；五是摩擦阻力降低15 35，节约地面电耗，提高了作业安全性，减少事故发生率；六是接图 12 双向保护接箍外观图 箍磨损后，可以重新涂覆，接箍可以循环使用。 （ 3）性能参数 见表 12。 表 12 涂层性能参数 （ 4）现场应用 该技术在文南油田已成功应用 5 井次，其中 曾因偏磨腐蚀仅于 2003 年就上作业两次，两次作业的检泵周期分别为 73 天和 78 天，起出发现接箍一侧被完全磨平，如图 13（ 1）、 13（ 2），0缝。 2004 年 1 月 6 日配套双向保护接箍后该井载荷由措施前的 为 流由措施 前的 24/20 变为 18/22。后该井于 2004 年 9 月 20 日装偏心井口，起出后发现 19 22向保护接箍均未发现偏磨腐蚀痕迹，如图 14（ 1），对应油管略有偏磨，而与 22向保护接箍相毗邻的普通接箍已被腐蚀成蜂窝状，且接箍一侧接箍被磨去 2如图 14（ 2），免修期达 254 天。 图 13（ 1）为 下普通接箍在井下工作了 78 天的图片，图 13（ 2）为图 1 的侧视图片。 图 14（ 1）为 下双向保护接箍后，在井下工作了 254 天的图片；图 14（ 2）为 下双向保护接箍后，在 井下工作了 254 天与普通接箍腐蚀情况对比图片。 光洁度（ 10度 65 结合强度（ 483 厚度（ 隙率 2 图 13（ 1） 图 13（ 2） 图 14 双向保护接箍与普通接箍对比图 图 14（ 1） 图 14（ 2） 属于腐蚀偏磨现象非常严重，该井因产出液中含有 由于接近泵上部的抽 油杆中性点下压缩而出现严重的管杆偏磨现象。仅 2003 年因腐蚀偏磨造成断脱 6 次，最长检泵周期也仅为 81天，最短检泵周期只有 28 天，更换新油管 6700m，新油杆 7900m，作业占产 256t。 2004 年 1 月 31 日下入双向保护接箍，同时设计大泵径，通知采油区下调冲次后初期日产液量由 至 产油量由 3 双向保护接箍与普通接箍对比图 升至 荷由措施前的 为 流由措施前的32/25 降为 16/17，目前产液量为 油量为 荷 流 12/14，截至补孔作业时有效期已达 148 天，且生产正常；起出发现该井拉杆已被磨成三棱状，最大直径只有 14油杆油管均未发现偏磨腐蚀现象现象，如图 15（ 2），该井检泵周期延长了 174 天，除设计换大泵降低冲次减少管杆的偏磨频度外，双向保护接箍起到了关键性的作用。 图 15 双向保护接箍与普通接箍对比图 图 15（ 1） 图 15（ 2） 图 15（ 1）为 于 2003 年 5 月 7 日检泵时起出的普通接箍，该接箍是 2003 年 4 月 1 日下入井内，在井下工作了 36 天的图片； 图 15（ 2）为 于 2004 年 9 月 26 日时起出的双向保护接箍，该接箍是 2004 年 1 月 11 日下入井内，在井下工作了 255 天的图片； 图 16 双向保护接箍与普通接箍对比图 图 16（ 1） 图 16（ 2） 图 16（ 1）为 于 2003 年 8 月 1 日检泵时 起出的接箍，该接箍是于 2003 年 5 月 10 日下入井内，在井下工作了 83 天的腐蚀情况； 图 16（ 2）为 于 2004 年 9 月 26 日时起出的双向保护接箍，该接箍是 2004 年 1 月 11 日下入井内，在井下工作了 255 天的情况； 目前该技术已成功应用 5 井次，延长免修期 160 天，在文南油田已显示出其 独特的防腐蚀防偏磨的优点。目前随着注水开发的不断深入，含水不断上升，管杆腐蚀偏磨现象呈上升趋势，为更好地治理抽油井的腐蚀与偏磨问题，下步决定大面积推广应用双向保护接箍。 （三）固体防垢技术 文南油田油井结垢多是 在近井地带和泵的固定凡尔球座处，这不仅污染油层而且易造成泵卡。除垢是采用酸式除垢剂清除沉积在井筒上的垢质。井筒内的垢质是一种结构致密的沉积物，一旦形成垢要清除掉垢需要用大量的除垢剂，不仅投入成本高且除垢剂对井筒油套管的伤害较大，而采用防垢手段则相对成本较低且对地层、油套管均不会产生伤害。 1、工作原理 防垢是在垢晶形成之前采用化学防垢剂控制垢结晶、晶核长大和沉积，主要手段有： a 防止晶核化或抑制结晶长大； b 分离晶核，控制成垢阳离子，主要是螯合二价金属离子； c 防止沉积，保持固相颗粒在水中扩散并防止在金属表面沉积 。 效防垢剂，主要由防垢剂 和 高效防垢剂复配而成， 为多元有机膦酸盐，防垢效果好。 为三元高分子聚合物。复配成的防垢剂 服了单一防垢剂的低效，其防垢效果大大高于使用单一的防垢剂。结构物为 高分子聚合物，是一种良好的防蜡剂与防垢剂，其具有高分子网状结构，对成垢晶核具有分散作用，使其悬浮于水中不沉积，不粘附在金属表面生成垢，与防垢剂混和干燥成型，在水中起到支撑防垢剂使其缓慢溶解的作用。溶解速度调整剂 为一种高分子聚合物，因其使用量的大小，可改变防垢块中 高效防垢剂在不同温度下的溶出速率。同时加入少量活性剂和干扰离子，对于成垢晶体具有阻止粘附管壁和破坏晶体结构的作用。 2、技术参数：见表 13。 表 13 固体防垢剂技术参数表 耐温等级 密度 溶涨率 防垢率 适用套管 防垢器最 大外径 单节防垢器推荐适 用排量范围 70、 90、 100 8 95 51/2 1020d 3、现场应用 全年应用固体防垢技术 5 井次，其中 188现场跟踪发现固定凡尔被大量垢片堵死， 作业配套固体防垢剂，后 于 措施起出，管杆均无结垢现象。该井配套前免修期 117 天，配套后正常生产272 天，延长免修期 160 天。截止目前其它 4 口井仍继续有效。未配套防垢剂 5 口井平均免修期为 112 天，配套后平均免修期已达 199 天，免修期延长 87 天，有效防止了油井结垢，减少了因结垢导致的躺井。 （四）文 72 块沙三中防盐配套技术 文 72 块沙三中油井主要生产层位为 7均矿化度在 17盐十分严重，只有采取周期性掺水或连续掺水才能维持生产，即便如此，每年也会有部分油井因结盐而泵卡。因此我 们对沙三中油井结盐的周期进行了调查研究并制定了以下管理措施： 1、下悬挂泵并配套长尾管至油层中深。 2、刚转抽的油井一月内每 5 天掺水一次，水量 450盐剂，然后根据生产情况和矿化度变化调整掺水周期和掺水量。 3、加强对抑盐剂定期检测，尤其是入库前的检测，保证每批抑盐剂都有一个准确的化验结果，为采油区和技术管理部门提高科学合理的配置浓度提供了参考依据。 严格遵照此规定执行后，沙三中油井未出现一例盐卡造成的躺井。 （五）防污染清蜡技术 常规的热洗清蜡会造成地层伤害，因此推广应用了空心杆清蜡防 污染技术，并对其单流阀进行了改进，同时试验应用了无伤害洗井管柱。 1、空心杆热洗清蜡技术及改进 （ 1）工作原理 高温水蒸气经过高压耐温软管泵入光杆内腔，经空心杆至单流阀，空心杆受热，杆体与油管环空的蜡被溶解，随着上返的油流返至地面流程。 优点： 使洗井液不与地层接触，因此洗井时不会伤害地层。 热洗时不停井，不会影响产量。 （ 2）改进及现场应用 洗井单流阀的改进：原空心杆洗井单流阀在生产中存在以下问题： 34底部洗井单流阀洗井孔眼过流面积仅为 153.9 而截流现 象较明显，从而导致了空心杆洗井时进口压力比较高，一般高达 8洗井排量较小，约为 5m3/h。针对这一生产问题，我们对洗井单流阀的结构进行了改进与设计。 1 - 下 接 头 2 - 中 间 接 头 3 - 限 位 接 头 4 - 阀 座 5 - 阀 球 6 - 承 接 接 头 7 - 上 接 头 1 32 546 7图 1 7 空 心 杆 洗 井 单 流 阀 结 构 图为减小截流对洗井压力的影响，我们将原来回流型球阀式洗井单流阀(见上图 )设计为直流型压缩弹簧式洗井单流阀（见改进后的空心杆洗井单流阀结构图），与原来洗井单流阀相比较，过流面积增加为 226 井压力降低为 3井排量增大为 7m3/h，清蜡效果较原来明显提高。空心杆 洗井时，洗井液从空心杆内流入弹簧扶正套上端面，并压缩扶正套和弹簧向下运动，从而使中心管上的洗井孔眼露出，使中心管外筒和空心杆内部连通，形成洗井通道；当油井正常生产（不洗井）时，弹簧便自动弹开， 密封了中心管和弹簧扶正套（带密封圈），从而封隔了油管和空心杆之间的液流通道，防止油流和脏物进入空心杆内造成堵塞。 1 - 下 接 头 2 - 弹 簧 3 - 中 心 管 4 - 弹 簧 扶 正 套 5 - 上 接 头1 2 43 5图 1 8 改 进 后 的 空 心 杆 洗 井 单 流 阀（ 3）现场应用 改进后共应用 15 井次，其中在卡封井上应用 5 口井，与改进前相比，洗井压力由 8低为 3洗井排量由原来的 5m3/m3/h，热洗周期由原来的 10 天延长为目前的 15 天， 15 口井全年洗井 119 次，减少产量损失 630t，清蜡效果明显提高 。 2、防污染洗井管柱 （ 1）基本结构及工作原理 该装置的结构主要由洗井封隔器、半脱节式丢手接头、过流固定凡尔组成。洗井封隔器（ 345）主要用于杜绝洗井液对地层的伤害；半脱节式丢手接头主要用于封隔器与抽油泵体连接，既能消除油管蠕动及热伸缩对洗井封隔器的伤害，又不会使封隔器落井造成事故，作业时一并起出；过流凡尔将流体传递