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提高有杆抽油系统可靠性配套技术研究 卢建平( 油气田开发工程) 指导教师：陈德春副教授谢文献高级工程师 摘要 胜坨油田经过4 0 多年的开发，目前已经进入特高含水开发后期，综合 含水达到9 5 ，而常规有杆泵举升工艺仍作为一种主导的采油工艺技术， 在生产过程中出现了一定程度的不适应，影响着油田开采效果和效益。现 场调查和分析认为影响因素体现在三个方面，一是油井的产出液介质变化， 引起的常规有杆泵井生产系统润滑性能降低；二是地层胶结状况的破坏引 起的地层出砂，加剧了抽油设备的磨蚀；三是抽油设备结构设计和配套工 艺的不完善，造成了常规有杆泵抽油井工况变差。针对这些问题，本文分 析了油井偏磨、腐蚀、出砂以及抽油泵结构设计的影响因素，研究其影响 规律和形成机理；研究了伸缩管油管锚、油管及抽油杆旋转装置等防偏磨 配套技术：研究了井筒隔砂与挡砂、井筒清砂与携砂技术；对常规抽油泵 的结构、材质、表面处理工艺、配合副组合方式进行了改进。经现场应用， 有效地延长了常规有杆泵井的免修期，提高了常规有杆泵生产系统的可靠 性，取得了显著的经济效益。 关键词：有杆泵，高含水，配套工艺，胜坨油田 l l t h et e c h n i c a ls t u d yt oi m p r o v et h er e l i a b i l i t yo fr o d p u m p i n gs y s t e m s l uj i a n p i n g ( o i la n dg a se n g i n e e r i n g ) d i r e c t e db yc h e nd e c h u na n dx i ew e n - x i a n a b s t r a c t s h e n g t u oo i l f i e l dh a sb e e ni nt h el a t es t a g eo fu l t r ah i g hw a t e rc u ta f t e r4 0 y e a r s e x p l o i t a t i o n t h el i f tt e c h n i q u eo fr o dp u m pi so n eo fp r i n c i p a lo i l e x t r a c t i o nt e c h n i q u e s ，b u ti ts h o w sl o to fi n a d a p t a b i l i t yi nt h ep r o c e s so f p r o d u c t i o nn o w t h es t u d i e sa n dt h ea n a l y s i so ft h ef i e l dd o c u m e n t ss h o wt h a t t h e r ea r et h r e er e a s o n sf o rt h i si n a d a p t a b i l i 够f i r s t ，t h ec h a n g eo fl u b r i c a t i o n m e d i u mf r o mc r u d eo i lt os t r a t u mw a t e rd e p r e s s e st h el u b r i c a t i o na b i l i t y ； s e c o n d l y , t h em o r es a n df r o ms t r a t u mi nc o m b i n e dw i t ha g g r a v a t e dc o r r o s i o no f c h e m i s t r ya n de l e c t r o c h e m i s t r yf o r t i f yt h ea b r a s i o n ；t h el a s t ，t h ef a u l t i n e s so f s t r u c t u r ed e s i g na n ds u p p o r tt e c h n i q u ei sa l s oa ni m p o r t a n tr e a s o nf o r t h e d e p r e s s i n go fr o dp u m p so p e r a t i n gc o n d i t i o n a i m i n gd i r e c t l ya tt h ea b o v e 3 r e a s o n s ( t h ea b r a s i o n 、c o r r o s i o na n ds a n do u t p u to fo i lw e l l sa n ds t r u c t u r e d e s i g no fo i lp u m p ) ，t h ei n f l u e n c i n gr e g u l a r i t ya n df o r m a t i o nm e c h a n i s ma r e d e e p l yi n v e s t e d ，a n dt h ea n t i a b r a s i o nt e c h n i q u eo fe x t e n s i o nt u b e + t u b i n g a n c h o r 、t u b i n ga n dr e v o l v e ro fs u c k e rr o da r es t u d i e d ，a n ds e v e r a ls u p p o r tm o d e s o fa n t i a b r a s i o nt e c h n i q u ea d a p t i n gf o rd i f f e r e n to i lw e l l sa n dt h et e c h n i q u eo f s e p a r a t i n g ，b l o c k i n g ，c l e a r i n g a n dc a r r y i n gs a n da r e d e v e l o p e d ，a n d t h e s t r u c t u r e 、m a t e r i a l 、s u r f a c em a n a g e m e n ta n dm o d eo f a s s i s t a n tc o m b i n a t i o na r e i m p r o v e d a f t e rt h ef i e l da p p l i c a t i o n , t h er e g u l a ro p e r a t i n gp e r i o do ft h er o d p u m p i n gw e l li sp r o l o n g e d ，a n dt h er e l i a b i l i t yo f t h er e g u l a rr o dp u m p i n gs y s t e m i si m p r o v e d ，a n dal o to f n o t i c e a b l ee c o n o m i cb e n e f i t sa r ea c q u i r e d k e yw o r d s ：r o dp u m p ，h i g hw a t e rc u t ，m a t c h i n gt e c h n o l o g y , s h e n g t u oo i l f l e l d 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得 的研究成果。尽我所知，除了文巾特别加以标注和致谢的地方外，论文中 不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得中国石油大 学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对 本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 签名 垒童圣 渺t 每r a ，s 黾 关于论文使用授权的说明 本人完全了解中国石油大学有关保留、使用学位论文的规定，即：学 校有权保留送交论文的复印件及电子版，允许论文被查阅和借阅；学校可 以公布论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或其他复制手段保存 论文。 ( 保密论文在解密后应遵守此规定) 学生签名 导师签名 ) f 年，月f 日 扩 f 玛f 日 中国_ 1 油人学( 华尔) 程硕十学位论文 第1 章前言 第1 章前言 随着油田开发的进行，特别是进入特高含水开发后期，由于资源不足， 勘探程度高，措施挖潜难度加大，稳产基础薄弱。 胜坨油田是国内较为典型的整装大油田，至今已有4 0 多年的开发历史， 经历了复杂的开发历程，包括了初期低速开发、中含水期高速开发、高含 水期稳产开发、特高含水期产量递减开发四个阶段。 2 0 世纪9 0 年代以来，胜坨油田进入了特高含水开发期。由于长期的高 强度开发，油层结构、井筒和产出液介质均发生了很大的变化，但常规有 杆泵抽油系统仍是该油田主导采油工艺技术之一。由于产层的变化、井况 的恶化及抽油工艺发展缓慢，使常规有杆泵抽油系统的抽油工况变差。针 对这一突出问题，通过深入的研究探索，形成胜坨油田特高含水期提高有 杆泵可靠性的一系列配套技术，有利于促进开发水平的提高。在含水不断 上升、介质环境继续变差的情况下，通过改进配套技术的应用，能够大幅 度提高油井免修期，取得显著的经济效益。 本文主要是针对进入特高含水开发后期常规有杆泵采油工艺面临的不 适应性，开展抽油泵失效、杆管偏磨和油井出砂现状三个专题调查，找出 了有杆泵可靠性变差的主要原因，确定了研究的技术路线、研究内容及攻 关目标。从研究地层出砂、杆管偏磨以及腐蚀等问题的机理研究入手，研 究了伸缩管油管锚、油管及抽油杆旋转装置等防偏磨配套技术，研究了井 筒隔砂与挡砂、并筒清砂与携砂技术；并对抽油泵的结构、材质、表面处 理工艺、配合副组合方式进行了改进，初步形成了适合胜坨油田特高含水 期油井状况、提高有杆泵可靠性的综合配套技术，通过现场实施，有效地 改善了有杆泵的生产工况，取得了很好的效果，同时也为类似油田的开发 提供了有益的经验。 # 国i i 油大学( 华尔) i 栏硕f 。学侮论文 第2 章国内外到【究现状及发展趋势 第2 章国内外研究现状及发展趋势 在采油工程中，常规有杆抽油方式是世界石油工业传统的采油方式之 一，也是迄今在采油工程中一直占主导地位的人工举升方式。据有关统计， 有杆抽油井在机械采油井中所占的比例，美国为8 5 左右，原苏联为7 5 左 右，在我国各油田的生产井中大约有9 1 是使用有杆抽油技术l 纠。 国内的很多油田经过几十年的开发，已进入高含水期开发阶段，地下 油水关系复杂，开采难度越来越大。针对不同类型油藏的特点，广泛应用 各种类型抽油泵及配套工艺，使占主导地位的机械采油工艺有了长足进步。 机械采油方式主要以常规有杆泵采油方式为主，胜利油区常规有杆泵 采油井井数已占机械采油井数的9 0 以上，产油量占机械采油量的7 7 以上， 所以常规有杆泵采油在油田的原油生产中起着举足轻重的作用。 随着油田注水开发的不断深入，油井出现的问题越来越多，也越来越 复杂，严重制约着抽油井的正常生产。在能耗方面抽油设备的能耗己占油 田总能耗的三分之一左右。其中的重要因素是随着油田含水持续上升和产 出液腐蚀性的增强等，导致杆管偏磨、腐蚀甚至失效，造成抽油机井检泵 作业的井数呈逐年增加的趋势。 “九五”期间，大庆油田采油五厂抽油机井杆管偏磨井数及占检泵作 业井数的比例逐年增加，偏磨井数占检泵作业井数的比例己由1 9 9 6 年的 1 4 8 提高到2 0 0 0 年的1 3 6 3 ，由此可见杆管偏磨已经成为影响抽油机井 检泵作业的一令主要因素。 # 濮城油田位于东淮凹陷中央隆起带北部，属复杂型断块油气田，油层 埋藏深、断块倾斜角度大，井筒的垂直度难以保证。日前油田已进入高含 2 中国抽汕人学( 华东) i 栏硕 学位论文 第2 章国内外础究现状及发展趋势 水开发后期，地层能量下降，泵挂越来越深，加之多年的强注强采，井况 进一步恶化，致使管杆在井下的工作条件日益恶化，偏磨腐蚀加剧，斜井 增多，在开发成本紧张的情况下，已严重影响油田f 常开发，成为油田生 产的主要技术难题f 2 引。 美国德克萨斯州敖德斯抽油杆监测中心的检测表明，1 9 8 6 1 9 9 0 年问， 美国三个大油田的抽油杆报废率已达7 5 ，其抽油杆更换费用已高达2 9 3 万美元，同时抽油杆接箍的报废率也由3 9 上升到6 0 ，并且在所有起出的 油管中，已有5 0 的油管因管壁磨损而报废。在所有报废油管中，近一半是 因杆管磨损造成的，而另一半是因腐蚀和其它机械损伤造成的【2 ”。 在国内各油田的常规泵应用中普遍存在着检泵周期短及泵效低的问 题。比如，胜利油区2 0 0 2 年以采油厂为单位进行计算，平均检泵周期最长 的在3 0 0 天左右，最短的2 6 0 天左右，有些出砂及腐蚀严重的井，检泵周 期只有5 0 天，甚至1 5 天左右；平均泵效最高达7 4 ，最低的只有4 3 2 4 。 目前国内外围绕有杆泵采油及其相关的配套技术比较多，包括地层出 砂的机理和出砂预测研究、腐蚀机理研究以及油井杆管偏磨的机理研究等 等，很多都是还基于室内研究成果。但是围绕特高含水开发后期集多专业、 多学科的综合研究，目前尚缺少必要的机制。本文的研究是进一步提高胜 坨油田开发技术水平和开发经济效益的需要，通过研究形成适合胜坨油田 特高含水期开采的技术系列，为油田持续稳产、高产提供技术支持。 有杆泵可靠性研究方面。目前，国内外主要是对特种有杆泵进行研究， 如抽稠泵、阀式泵等，特别是对提高有杆泵适应稠油的能力和提高有杆泵 的排量等方面进行研究，但对提高有杆泵适应类似胜坨油田特高含水、高 含砂介质能力的研究较少。抽油杆的研究向着新结构、新工艺、新材料、 高强度、耐腐蚀、耐磨损、连续化方向发展；抽油泵的研究向着更抗磨、 耐腐蚀的方向发展；常规有杆泵采油工艺朝着与常规原理不同的方向发展 3 国石油大学( 华求) 工稃硕士学位论义 第2 章国内外乱玎究现状及发展趋势 ( 如活塞式抽油泵、无管采油技术、液力杆采油技术等) 。在特高含水期防 腐研究方面，国内外的研究多集中在管网及地面设备的防腐研究方面，采 用阴极保护或研制防腐蚀剂，但用于井筒防腐的技术研究较少。在防砂技 术研究上，油井防砂工艺较多，但类似胜坨油田的出砂井点多、井段长、 油井产油量低的配套防砂技术研究还是空白“”。特高含水期杆管防偏磨技 术研究，国内外均有报道，主要是采取底部加重和抽油杆扶正技术，但其 设计理论滞后于工艺技术的发展。胜坨油田进入特高含水期后，井筒冲砂 漏失严重，国内外有堵漏冲砂等技术的报告，但所报道的油田均没有胜坨 油田的渗透率高，并且工艺成功率较低。国内外均未见到围绕提高有杆泵 工作可靠性进行井筒沉砂规律、防腐、防砂治砂、防杆管偏磨技术的综合 集成应用的报道。特别是针对个类油藏开展的提高有杆泵可靠性配套技术 研究还比较少，可为类似油田开发提供可借鉴经验。 4 口恻_ i 汕大学( 华东) l 桂硕士学位论文 第3 章有杆泵举升 艺失效机理分析 第3 章有杆泵举升工艺失效机理分析 31 胜坨油田开发情况简介 胜坨油田位于东营市境内，其构造位置在济阳坳陷北部，坨庄一胜利 村一永安镇二级构造带的中段、东邻民 二洼陷，西及西南邻剩津洼陷，南 接东营中央隆起断裂带，北血为胜北弧形大断层遮挡。 胜坨油田自1 9 6 年开始勘探，1 9 6 4 年投入正式开发，至1 9 9 9 年底累 积探明含油面积8 32 砌2 ，探明石油地质储量4 7 2 9 1 1 0 4 t ，己探明天然气 储量8 8 9 1 0 8 m 3 。 构造特征：胜坨油田是由东西两个高点组成，被断层复杂化的背斜构 造油气藏。油田内部断层发育，共有断层5 8 条，均为正断层。主要断层1 2 条，将油田分为1 1 块，即坨1 5 、坨1 0 7 、坨1 0 3 、胜一区、胜二区、胜三 区坨l l 南、坨1 1 北、坨2 l 、坨7 、坨2 8 、坨3 0 ，以及“九五”咀来发现 的坨7 1 、坨7 4 、坨1 2 1 、坨1 2 3 、坨1 2 4 等小圈闭油藏。各断块自成独立 的含油圈闭。 储层特征：主要油层自上而下分为明化镇浅气层、馆陶组油层、东营 组油层、沙一段油气层、沙二段油层、沙三段油层等六套含油气层系，主 力含油层系为东营、沙一、沙二段。含油气井段为9 7 0 2 9 6 0 m ，共分为 2 6 个砂层组，9 3 个小层。储集层为一套砂、泥岩间互的湖泊、河# 卜三角 洲相沉积。岩性从粉砂岩到砾状砂岩。粒度分选系数一般为l - l 2 9 。岩 石成份以石英、长石为主。胶结物含量少，碳酸盐含量普遍低于1 ，泥质 含量一般为4 1 0 。胶结类型以接触式、孔隙接触式为主，其次为支撑接 触式，形成良好的储油孔隙。砂岩粒度中值一般为0 1 0 3 m m ，最高达 0 5 m m 咀上。主要含油层段沙一段油层孔隙度一般为2 6 3 5 ，主要流动 孔隙半径区间为1 0 ：- 6 3 i ，高者可达1 0 0 , u m 。油层渗透率高，空气渗透 率一般为1 1 0 a n2 ，最高可达1 5 - - 5 0 j 2 。平面上、层问及层内渗透率 率一般为1 1 0 a n2 ，最高可达1 5 - - 5 0 j 2 。平面上、层问及层内渗透率 5 主幽! l ! 【l 叁竽( 华尔) i 。稃硕士 位论文第3 章有卡十泵举升r 艺失效机理分析 第3 章有杆泵举升工艺失效机理分析 3 1 胜坨油田开发情况简介 胜坨油田位于东营市境内，其构造位置在济阳坳陷北部，坨庄一胜利 村一永安镇二级构造带的中段、东邻民丰洼陷，西及珏南邻利津洼陷，南 接东营中央隆起断裂带，北面为胜北弧形大断层遮挡。 胜坨油田自1 9 6 1 年开始勘探，1 9 6 4 年投入正式开发，至1 9 9 9 年底累 积探明含油面积8 3 2 a n 2 ，探明石油地质储量4 7 2 9 1 1 0 4 t ，己探明天然气 储量8 8 9 1 0 8 m 3 。 构造特征：胜坨油田是由东西两个高点组成，被断层复杂化的背斜构 造油气藏。油田内部断层发育，共有断层5 8 条，均为正断层。主要断层1 2 条，将油田分为1 1 块，即坨1 5 、坨1 0 7 、坨1 0 3 、胜一区、胜二区、胜三 区坨1 1 南、坨l l 北、坨2 1 、坨7 、坨2 8 、坨3 0 ，以及“九五”以来发现 的坨7 1 、坨7 4 、坨1 2 1 、坨1 2 3 、坨1 2 4 等小圈闭油藏。各断块自成独立 的含油圈闭。 储层特征：主要油层自上而下分为明化镇浅气层、馆陶组油层、东营 组油层、沙一段油气层、沙二段油层、沙三段油层等六套含油气层系，主 力含油层系为东营、沙一、沙二段。含油气井段为9 7 0 2 9 6 0 m ，共分为 2 6 个砂层组，9 3 个小层。储集层为一套砂、泥岩间互的湖泊、河流一三角 洲相沉积。岩性从粉砂岩到砾状砂岩。粒度分选系数一般为l - 1 2 0 。岩 石成份以石英、长石为主。胶结物含量少，碳酸盐含量普遍低于1 ，泥质 含量一般为4 1 0 。胶结类型以接触式、孔隙接触式为主，其次为支撑接 触式，形成良好的储油孔隙。砂岩粒度中值一般为0 1 o 3 m m ，最高达 0 5 m m 以上。主要含油层段沙二段油层孔隙度一般为2 6 3 5 ，主要流动 孔隙半径区间为1 0 6 3 z r n ，高者可达1 0 0 f m 。油层渗透率高，空气渗透 率一般为1 1 0 z r n 2 ，最高可达1 5 5 0 p t n 2 。平面上、层间及层内渗透率 5 生里! j 迪叁堂( 华东) l ：程硕士学位论文第3 章有杆泵举升j 艺火效机理分析 相差2 1 0 倍，层内非均质系数为3 9 。各油层原始润湿性不同，沙上 油纽为偏亲油，下油组则偏亲水，随着注入水长期冲刷，偏亲油的油藏逐 渐向亲水方向转化，原偏亲水的亲水程度增加【1 5 1 。 流体性质：平面上及纵向上原油性质差异大，以稠油为主，地面原油 密度8 6 0 9 7 0 是2 肼3 ，粘度为1 0 6 0 0 0 m p a s ，地下粕度为5 1 0 0 m p a s ， 除沙一段、一区沙二4 - 6 等少数油层原油性质较好外，普遍较稠。地下粘 度大于1 0 m 加s 的原油储量占油田储量的5 4 。地下油水粘度比大，东营 组为5 2 i 0 0 ；沙一段为1 0 3 6 ：沙= 上为1 0 5 2 ：沙二下为3 6 8 0 。在 同一油层平面上，原油性质有顶轻翼重，顶稀边稠的分布规律。 溶解气的相对密度及重烃含量由下而上逐渐降低，甲烷含量上升。沙 二段甲烷相对密度为0 5 7 o 7 8 ，沙一段甲烷相对密度为0 5 7 o 7 5 ，东 营组甲烷相对密度为0 5 7 o 5 9 ，甲烷含量则分别为8 1 9 6 ，8 1 9 7 ， 9 4 9 8 。 油田水的类型一般为c a c l 2 型、m g c l 2 和n a h c 0 3 型。矿化度一般为 6 0 0 0 5 0 0 0 0 m g l ，沙三段可达1 0 0 0 0 0 m g l 以上。在纵向上，矿化度 从下至上逐渐变低。平面上也有差异。 油藏类型、油水界面：除沙三段外，各含油层系均为正常压力系统。 压力系数为1 0 h 1 0 2 。原始油气比为1 7 7 0 m 3 t ，主力含油层系沙二段 为低饱和油藏，地饱压差大。东营组、沙一段、沙二上、沙二下其饱和压 力和地饱压差分别为：东营组9 3 1 4 0 m p a ，4 o 6 7 m p a ；沙一段 1 2 3 1 6 5 m p a ，0 9 1 7 m p a ；沙二上1 0 9 1 5 6 m p a ，4 5 9 0 膨阳： 沙二下6 5 1 1 2 m p a ，9 o 1 2 3 m p a 。 油藏除少数层系有较活跃的边水外，大多数油层边水能量小。由于断 层的遮挡作用，全油田无统一的油水界面，平面上一般呈现西低东高，可 相差1 0 n 1 3 0 坍不等。纵向上一般随油层深度的变化油水界面相应变化。从 沙二到东一段，油水界面一般为2 3 5 0 m 1 4 0 0 埘。 胜坨油田自1 9 6 4 年投入试采，1 9 6 5 年投入正式开发，1 9 6 6 年开始注 水开发，到1 9 7 0 年末建成年产油能力2 5 0 x 1 0 4 f 的生产规模。至今经历了 六个开发阶段： 依靠天然能量试采阶段( 1 9 6 5 年6 月1 9 6 6 年6 月) ：该阶段主要任 6 中国1 油人! 学( 毕尔) i 科硕十学位论文第3 章有杆泵毕爿1 岂火效机理分析 务是钻基础井网进行试采，进一步查明主要断层、油水分布关系，掌握油 层岩性、物性、油性、电性变化及其相互关系。搞清边水能量、生产能力、 合理开发条件及开发方式。为进一步全面开发做好准备。到本阶段末( 1 9 6 6 年6 月) ，累积完钻各类井1 1 2 口，其中完钻基础井7 9 口。，i ：井4 8 口，其 中自喷井4 1 口，抽油井7r 丁，日产水平3 1 1 2 f ，含水井2 5 口，综合含水 6 3 ，累计产油1 2 1 4 8 5 5 1 0 4 f 。 初期开发阶段( 1 9 6 6 年7 月i 9 7 0 年5 月) ：初步开发方案确定，沙 一段、东营组油层暂不开发，沙二段油层全部动用，分沙二上、沙二下两 套层系，早期注水开发。设计年产油能力2 5 0 x 1 0 4 f 。胜一、二区于1 9 6 6 年6 月1 9 6 7 年1 2 月投入注水开发，胜三区于1 9 6 8 年1 月投入注水开发， 到本阶段末，油田共有总井数3 6 1 口，生产井2 8 9 口，开井2 4 1 口，日产 油水平9 0 2 0 t ，综合含水1 4 9 ，累计采油8 2 5 2 0 8 3 x1 0 4 f 。 扩建产能阶段( 1 9 7 0 年6 月1 9 7 4 年1 2 月) ：主要对胜二区沙二段和 胜三区坨2 8 断块，细分开发层系，对部分单元钻新井完善井网，并投产沙 一段和胜二区东三段( 1 9 7 0 1 9 7 1 年) 。共钻新并3 6 7 口。使油田年产油量 由1 9 7 0 年的3 3 3 1 0 4 t 上升到4 7 3 3 8 2 5 1 0 4 t ，建成生产能力5 5 0 1 0 4 t 。 到本阶段末，全油田总井数8 2 1 口，其中生产井6 2 5 口，开井5 8 4 口，日 产油水平1 6 6 5 1r ，综合含水4 1 7 ，已累积采油2 7 9 7 8 3 6 9 1 0 4 t ；注水井 1 3 0 口，开井1 2 1 口，曰注水平1 4 3 1 1r n 3 ，月注采比0 4 1 。 高速开发阶段( 1 9 7 5 年1 月1 9 7 9 年1 2 月) ：该阶段油田已形成一定 的生产规模，连续五年年产油量在6 0 0 1 0 4 i t 左右高速稳产。本阶段油田含 水上升较快，但通过强化注水工作，大幅度提高注水量，增加水驱储量， 油井上提高产液量强化各项增产措施，保持了稳产。本阶段末( 1 9 7 9 年1 2 月) ，油田共有油井6 4 2 口，开井6 1 2 口，日产油水平1 5 4 7 7 t ，综合含水 6 7 9 ，累计产油5 9 0 6 2 5 4 3 1 0 4 t 。注水井2 4 8 口，开井2 4 1 口，日注水 7 国壹迪奎! ! ：( 华东) _ 工- w 硕士学位论义笫3 章白杆泵举刀t 岂火效机理分析 量5 5 7 15 州3 ，月注采比0 9 0 。 产量下降阶段( 1 9 8 0 年1 月1 9 8 2 年1 2 月) ：油田经过一段高速稳产 开发以后，含水逐渐上升，进入中含水阶段，出现了短期产量下降期，年 产油量由1 9 7 9 年的5 9 2 6 7 9 2 x 1 0 4 t 逐年下降到1 9 8 2 年的4 4 3 。5 8 8 4 x 1 0 4 f 。 到本阶段末，油田共有采油井7 0 3 口，丌6 6 7u ，日产油水平1 2 4 8 3 t ，综 合含水7 8 o ，累计产油量7 3 5 4 9 9 6 9 1 0 4 ，注水井开井2 4 8 口，同注水 量5 4 7 8 8 m 3 ，累计注水1 4 7 3 2 7 1x 1 0 4 m 3 ，注采比o 8 5 。 稳产开发阶段( 1 9 8 3 年1 月1 9 9 3 年1 2 月) ，该阶段通过“七五”、“八 五”两次综合调整，共钻新井7 8 6 口，增强了油田稳产基础，同时，大量 引进电潜泵生产，提高油田产液量。不断强化地质研究，运用三维地震资 料，发现了外围及深层含油小块，逐步投产了坨1 0 3 、坨1 0 7 、二区沙三、 坨1 2 1 、坨1 2 3 等区块，新增地质储量1 1 4 8 1 0 4 ，为油田稳产搞好产量接 替，在高含水及特高含水阶段，保持年产油量4 0 0 1 0 4r 以上，稳产了1 1 年。到阶段末，油田共有采油井1 1 8 9 口，开井1 1 0 9 口，日产油水平1 1 4 3 2r ， 采油速度0 9 9 ，累积产油量1 2 3 3 9 4 9 1 0 4 t ，采出程度2 8 4 8 ，综合含 水9 2 4 ，注水井开井5 3 8 口，日注水平1 3 8 9 2 3 m 3 ，注采比0 9 1 。 产量递减阶段( 1 9 9 4 年1 月至目前) ；油田综合含水于1 9 9 3 年1 2 月达 到9 2 。o ，油层普遍进入特高含水阶段，无论在层间，还是平面上，均已严 重水淹，层内水淹厚度增加，稳产措施效果变差，无法弥补含水上升造成 的递减。由于水淹严重，钻新井经济效益下降，油田不能大量钻新井完善 井网，而井况问题却日益变差，套坏、套变问题严重制约着油田的稳产形 势。本阶段油田主要通过精细油藏研究，加大研究成果的应用力度，细化 油藏管理，搞好减缓油田自然递减的注采结构调整。 胜坨油田到1 9 9 9 年底已探明石油地质储量4 7 2 9 1 1 0 4r ，含油面积 8 p 吲1 i 油人学( 华身、) i 程硕t 。、# 付论文笫3 章有杆泵举， i 艺火效机埋分析 8 3 2 k m2 ，动用程度9 9 4 5 ，动用部分标定可采储量1 6 9 9 7 1 0 4 ，采收率 3 8 7 6 。到2 0 0 0 年9 月，油田共有采油井】8 8 5 口，正常井】5 7 8 口，报废 井3 0 7 口，开井1 4 4 8 口，正常井开井1 3 1 7 口，报废井利用13 l 口，r 产 油水平7 9 1 4 ，日产液水平1 3 5 4 6 9 1 0 4r ，综合含水9 4 2 ，采油速度0 6 7 。 按采油方式分有杆泵】0 7 7 口，电潜泵3 0 9 口，特种泵( 包括螺杆泵、防砂 卡泵、反馈泵、水力喷射泵等) 6 2 口，平均泵深1 2 1 2 m ，平均动液面7 2 5 3 m ， 平均单井日产液量9 3 5 6 t ，其中有杆泵5 1 2 t d ，电泵2 6 1 7 t d 。已累 积采油1 4 6 5 6 9 6 1 0 4 f ，采出程度3 3 4 2 ，采出可采储量的8 6 2 2 。 3 2 有杆泵油井偏磨机理分析 32 1 特高含水期管杆偏磨特征 通过对胜坨油田8 5 口有杆泵井现场调查，发现8 5 口抽油井中普遍存 在管、杆偏磨现象，在每根抽油杆上都可以看到磨损的痕迹，其中抽油杆 接箍或本体被磨去2 m m 以上的严重偏磨井有4 3 口，占5 0 6 。直井和泵挂 在造斜点以上的斜井中严重偏磨井所占比例低，为4 6 2 ；泵挂在造斜点以 下的斜井中严重偏磨井所占比例高，为8 7 5 。 从偏磨的深度范围来看，无论直井还是斜井，管、杆偏磨多发生在杆 柱底部泵上4 0 0 m 的范围内，在4 3 口严重偏磨井中，有3 2 口井的偏磨发生 在这一范围内，占7 4 4 ；7 口泵在造斜点以下的斜井中，造斜点附近l o o m 范围内的偏磨较其它部分严重。从偏磨的部位上看，相邻抽油杆偏磨的部 位一般在同一侧，抽油杆接箍比本体偏磨严重。据统计，在4 3 口偏磨严重 的油井中，抽油杆接箍全部存在偏磨，而本体偏磨严重的仅占2 4 ，接箍磨 损严重的杆段所对应的油管都存在明显磨损。从偏磨的形貌看，抽油杆表 现为抽油杆接箍或本体一侧被磨平，严重者可将抽油杆公扣磨平，油管表 现为内壁被磨出一条平行于轴心的凹槽，甚至被磨出一条裂缝。 ( 1 ) 偏磨与含水的关系 9 ! ! 里! i 迪叁堂! 坐垒! 兰挣硕士学位论文第3 章肯杆泉举升艺火效机理分析 对油井的管杆偏磨情况进行了调查统计，可以看出含水小于9 0 时，管 杆偏磨的较轻，含水超过9 0 上时，管杆偏磨加剧有r 较大的色跃，主要 原因是含水上升井液润滑性能降低，偏廉腐蚀加剧。 表3 - 1 偏磨井次与含水统计衷 含水 偏磨井次口 8 8 92 5 9 03 1 9 1 41 6 5 9 1 5 1 5 9 ( 2 ) 偏磨与泵深的关系 从泵深与偏磨的关系统计表3 - 2 中可以看出，随着泵挂深度的加深， 造成杆偏磨断的井次在总井次中所占的比例是不断增加的，也就是说管杆 偏磨与泵挂深度成正比关系。 表3 2 偏磨井次与泵深统计表 、泵深 2 0 0 0 m 项目、 杆偏磨断井次口 2 06 03 82 总井次口 3 0 75 9 92 l o5 比率，6 5 1 01 8 1 表3 - 3 偏磨井次与泵径统计表 i m m 爿谈 4 4 5 6 7 09 5合计 失效井次1 25 02 53 31 2 0 总井数 1 4 04 7 91 2 57 88 2 2 比例8 , 5 1 0 42 0 0 4 2 ，3 1 4 6 ( 3 ) 偏磨与泵径的关系 从管、杆偏磨失效井次在不同泵径中所占的比例可以看出，随着泵径 的增加，管、杆失效的井次大幅度的增力h ，9 5 搬撤泵因管杼偏磨失效的井次 1 0 中国f i 油大学( 华东) l 程硕士学位论文第：j 章有杆泵举升j 艺失效机理分析 占到了总数的4 2 3 。 ( 4 ) 偏磨与冲次的关系 随着冲次的增加，单位时间内管杆接触的次数增加，导致管杆偏磨加 剧，从表3 4 中可以看出，冲次大于6 m i n 。时，偏磨失效的井次占到了总 计数的2 4 4 。 表3 4 偏磨井次与冲次统计表 - 她m i n 一1 6 合计 并拨 失效井次口 1 25 63 31 91 2 0 总井数口 1 1 34 8 51 4 67 88 2 2 比例 l o 61 1 52 2 62 4 41 4 6 3 2 2 偏磨机理分析 ( 1 ) 井身结构引起的管、杆偏磨 胜坨油田的生产油井多为垂直井，就目前的钻井技术来说，很难保证 井身完全垂直，这样套管在某一段就会出现弯曲现象，其后下入的油管也 会随着套管弯曲，且当弯曲段出现在泵以上时，由于抽油杆在油管中的上 下往复运动，造成管杆之间的摩擦。对于斜井或水平井，其井身结构与垂 直方向有一定的角度，如果抽油泵下到造斜点以下，泵上油管会随着套管 一起弯曲，导致抽油杆与油管发生摩擦磨损”1 。弯曲段或造斜点的角度越大， 抽油杆与油管之间的磨损越严重。这种磨损发生在抽油杆的上下二个冲程 的过程中，磨损是较严重的。 ( 2 ) 封隔器坐封造成油管弯曲，发生管、杆偏磨 胜坨油田经过近4 0 年的开发，一方面同一口油井中射开层位多，有8 0 的油井带封隔器生产；另一方面由于地层能量下降，抽油泵下入深度不断 加深，有杆泵井平均泵挂深度达到1 2 3 0 m ，为提高抽油系统的稳定性，需 要对油管底部进行锚定。而封隔器坐封和油管锚定都需要一定的坐封重力， 旦! i 迪叁学( 华东) 【群硕士学位沧史 筇3 审有杆泵举十i 艺失效机理分析 会导致油管弯曲；并且坐封力愈大，油管弯曲程度愈人，管、杆偏磨也就 愈严重，对6 4 口带封隔器抽油井的调查证明r 这一点，随着封隔器级数的 增加，坐封重力增加，管、杆偏磨井所占的比例也同时增加。 表3 - 5 封隔器级数与管、杆偏磨关系统计表 封隔器级数 一级二级三级 平均坚孰力fk n 6 0 8 07 5 9 51 0 3 1 2 3 调查井数口 3 42 28 严重偏磨井数口 1 01 36 占百分l t 2 95 97 5 ( 3 ) 杆柱在工作中受交变载荷的影响产生弯曲变形，从而造成管、杆 偏磨 抽油并正常工作时，抽油杆柱在上、下冲程过程中的受力情况是不同 的。上冲程整个抽油杆处于受拉状态；下冲程时，抽油杆主要受二个方向 的力，一个是自身向下的重力，另一个就是活塞下冲程时受到的阻力。这 样在抽油杆上、下往复运动中，杆柱上下受力不一致，在抽油杆柱上形成 一个受力中合点，中合点上部杆柱受拉应力作用，中合点下部杆柱受压应 力作用。下冲程受压的部分杆柱就会发生弯曲变形，与油管发生偏磨。 耋m u 图3 - i 抽油杆柱受力分析闰 ( 4 ) 油管弯曲造成管杆偏磨 抽油杆在上冲程时，游动阀关闭，活塞带动油管内介质上移。由于管 内介质的重力、油管与管内介质和抽油杆的阻力作用，使抽油杆拉直，而 2 点性中 几m u 下冲程 国i i 油人学( 华东) 工程硕十学位论文第3 审有什泵举升i 岂火效机理分析 油管在中性点以下产生弯曲，使管、杆接触而产生磨损。油管弯曲造成的 偏磨主要局限于泵上部附近，即中性点以卜到泵的位置。中性点位置又与 泵以下尾管的长度有关。若尾管加长，则泵以f 油管的质量增大，就可以 把弯曲应力抵消。 抽油系统在工作中，由于管、杆在径向上基本上不发生转动，抽油杆 有规律地重复运动，造成管、杆总是同一方向、同一部位上发生摩擦，很 容易造成摩擦部位的管、杆失效。调查中发现，多数抽油杆接箍从一侧看 是完好的，而另一侧却严重磨损。 在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏 磨次数频繁，磨损较严重，破坏力大。许多抽油机井的冲程为3 3 珊，冲次 为6 8 m i n ，磨损较严重。 3 3 有杆泵油井腐蚀机理分析 据对胜坨油田油井井口采取水样进行检测，氯离予含量为5 5 5 0 3 8 6 0 0 m g 工，溶解氧含量为0 0 4 0 1 2 m g l ，游离c 0 2 含量为5 3 0 5 m g l ，其中大于2 0 m g l 的井占4 0 。以上腐蚀介质的存在，在综 合含水高达9 5 d a 上的情况下，其化学腐蚀是十分严重的，特别是在表面强 化层局部磨损后，在化学腐蚀和电化学腐蚀的双重作用下，出现点蚀，腐 蚀速度进一步加快。 3 3 1 电化学腐蚀机理 金属腐蚀实质上是一个电化学反应过程。电化学反应是指有电流流动的 化学反应，其中包括氧化反应和还原反应。如铁在酸中的溶解可表示为： 尼+ 2 + 寸尼2 + + h 2 个 由此可见：腐蚀过程是铁失去电子，被氧化成铁离子。同时氢离自得到 电子被还原。在腐蚀术语中，通常把氧化反应即释放电子的反应称为阳极 t h 国f i 油人学( 华尔) 1 稃硕+ 学位论文第3 章订卡f 泉举升1 艺火效机堙分析 反应，把还原反应即接受电子的反应称为阴极反应。腐蚀电化学的本质是 金属( 阳极) 释放自由电子，自由电了通过电了导体传递到阴极，再由阴 极传递到溶液( 电介质导体) 中被其他物质吸收的过程。因此腐蚀过程是 个发生在金属和溶液界面上的多相界面反应，同时也是一个多步骤的反 应。 金属腐蚀过程的阳极反应，是金属被氧化为价数更高的金属离子的过 程。 m m ”+ n e 金属腐蚀过程的阴极反应，是去极剂从阴极表面吸收自由电子的还原反 应。能在阴极消耗电子的物质称为去极剂，最常见的去极剂有三类：氢离 子、溶解氧和高价金属离子。金属腐蚀阴极反应有下列五个： ( 1 ) 析氢反应 2 h + + 2 8 日，个 ( 2 ) 氧还原反应( 在p h 4 的近中性或偏碱性的水中) 2 h 2 0 + 0 2 + 4 e 斗4 0 h 一 ( 4 ) 高价金属离子的还原反应 f e 3 + + e 专f e 2 + ( 5 ) 金属沉积反应 c u2 + + 2 e + c u 腐蚀反应实质上都是阳极反应通式和上述阴极反应的一个或几个反应 的组合。在胜坨油田主要是析氢反应，其它四种属微量级。 3 3 2 腐蚀的主要作用形式 从有杆泵抽油系统腐蚀特征看其中柱塞衬套配合副失效、固定凡尔失 效、抽油杆断失效为主要因素，说明最主要的和危害性最大的是点蚀、磨 蚀、应力腐蚀。 1 4 中国_ i 油人学( 华尔) 【程颁士学位论文第3 审自杆泵举升j 艺失效机理分析 ( 1 ) 点蚀 钢材在含有溶解氧和危害性阴离子( 主要是a 一离了) 的介质中经常发 生点蚀。点蚀又叫坑蚀或孔蚀。是由于金属介质表面的缺损( 位差、缺陷或 炉渣灰杂物) 或由于溶液中溶质的无秩序排列，使得金属表面的某一特定部 位在某”一瞬间的溶解度升高引起。就铁而言，溶液中的铁离子浓度升高是 这一部位的c f 一离子浓度升高，最后导致钝化膜的破裂，金属的活化表面裸 露在介质中，形成活化钝化腐蚀，逐渐形成小坑，小坑是阳极区、滞流区、 贫氧区、高浓度的铁离子区、高浓度的氯化铁区和低p h 区、坑内是高浓度 的氯化铁的饱和溶液，其p h 值可低达3 以下。铁腐蚀产物的堆积进一步堵 死了小坑的通道，阻碍了传质过程，加快了腐蚀“”。 ( 2 ) 磨蚀 磨蚀是腐蚀介质和金属表面之间的相对运动造成的。1 ，这类腐蚀常与金 属表面上流体的湍流程度有关，故通常叫做湍流腐蚀。磨蚀实际上是机械 磨耗和腐蚀的联合作用，故有时也叫磨耗腐蚀。磨蚀是电化学腐蚀和机械 作用的综合结果，所有影响腐蚀的电化学因素对磨蚀都有影响，机械作用 也有影响，其影响主要表现在以下两个方面：a 腐蚀介质与金属表面之间 的相对运动使介质与金属之间产生切应力，这种切应力甚至能剥离金属表 面上的保护膜和腐蚀产物。b 高速流动的腐蚀介质带着悬浮粒子( 包括固 体和胶状粒子) 流过金属表面时的研磨作用而导致破坏。地层采出液携带 的泥沙流过抽油设备时“，很容易对设备进行研磨和冲刷，使设备的金属 表面的保护膜受损，加剧腐蚀。 ( 3 ) 应力腐蚀 应力腐蚀开裂是指金属或合金在应力和腐蚀的共同作用下引起的开裂。 应力指的是外部或内部的静态拉伸应力“；这里指的腐蚀是在特殊环境下 的一种局部腐蚀，所谓特殊环境往往是指具有较高温度以及较高浓度的c r 离子等的介质环境。应力腐蚀开裂是电化学作用和机械作用的综合结果。 尽管端口的外形属于脆性断裂，但裂隙内的金属电位、溶液组成及腐蚀产 物等特性都和缝隙腐蚀及孔蚀完全相同。应力腐蚀开裂往往是从点蚀孔、 裂缝或腐蚀沟槽上开始的，在点蚀孔或裂缝内部首先形成了闭塞腐蚀电池。 随着腐蚀的的深入，金属的横截面积减少，张应力增加，于是开裂的速度 生国! ! 迪厶兰：! 坐查! 王堡硕士学位浩文第3 章有杆泵举州i 艺火效机理分析 随着丌裂的深度而增加。再歼裂的厉期阶段，物理因素起i 要作用，当应 力大于金属的抗张强度时，金属将迅速发生机械断裂”1 。 3 3 3 腐蚀原因分析 由于胜坨油田采出液含水高，成份复杂，根据腐蚀理论，影响该采出液 腐蚀的主要因素有以下几个方面： ( 1 ) c o ，的影响 当水中有游离c o ，时，水呈酸性反应即： c o t + h p h 七h c o j 由于水中+ 离子的量增多，就会产生氢去极化腐蚀。从腐蚀电化学的 观点来看，就是水中含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀，腐蚀的阴极反 应为： 2 h + + 2 e 斗h 2 随着腐蚀过程的进行，消耗掉的氢离子会被弱酸的继续电离所补充。阳 极反应为： n _ f e 2 + + 2 e 钢材受游离二氧化碳腐蚀而生成的腐蚀产物都是易溶的，在金属