大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术

1、大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术梁亚宁 1，曹刚 2，师国臣 2，王国庆 2，李金玲 2，赵云龙 2（1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室；2. 中国石油大庆油田有限责任公司）基金项目：中国石油天然气集团公司“十一五”科技重大专项计划项目（2008E-1206-2）摘要：为了解决大庆油田三元复合驱过程中螺杆泵普遍结垢严重的问题，开展了螺杆泵防垢举升工艺研究。全面分析了三元复合驱过程中螺杆泵结垢的原因与机理，以及结垢导致的螺杆泵井常见故障形式，认为结垢引起的螺杆泵定/转 子配合精度变差、摩擦特性不规则、磨损加剧等问题是螺杆泵井故障率急剧升高的主要原因。基于此，提出了包括螺 杆泵

2、定/转子过盈量优化、设备材料表面改性和化学清/防垢相结合的螺杆泵井综合防垢举升工艺技术对策。截至 2010 年底，螺杆泵井综合防垢举升工艺技术已先后在油田 216 口井中累计应用 425 井次，措施后螺杆泵运行寿命大大延长， 由措施前的平均不足 100 d 延长至 298 d，其中最长运行寿命达到 1 370 d，取得了良好的应用效果。图 11 表 5 参 13 关键词：三元复合驱；举升工艺；螺杆泵；结垢；表面改性技术中图分类号：TE355.5文献标识码：AProgressing cavity pump anti-scaling techniques in alkaline-surfactan

3、t-polymer flooding in the Daqing OilfieldLiang Yaning1, Cao Gang2, Shi Guochen2, Wang Guoqing2, Li Jinling2, Zhao Yunlong2(1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;2. PetroChina Daqing Oilfield Co. Ltd., Daqing 163453, China)Abs

4、tract: To solve the severe PCP scaling during the ASP flooding in the Daqing Oilfield, PCP anti-scaling and lifting techniques are studied. This paper comprehensively analyzed the reasons and principles of PCP scaling during the ASP flooding, and the common failure modes in PCP wells by scaling. The

5、 fit accuracy between PCPs rotor and stator dropping, frictional behavior irregular changing and severe abrading by scaling are the main reasons for the increase of the PCPs failures. Based on these, a comprehensive anti-scaling lift technique for PCP wells was proposed including PCP rotor/stator wr

6、ing optimization, instrument material surface modification, and chemical clear/anti-scaling technique. By the end of 2010, the comprehensive methodology has been applied in 216 PCP producers 425 times, the average running lives of PCP producers in the ASP flooding were improved from less than 100 da

7、ys to 298 days after applying the above PCP anti-scaling methodology, the longest one is 1 370 days.Key words: alkaline-surfactant-polymer (ASP); artificial lift technology; progressing cavity pump (PCP); scaling; surface modification technique井下设备结垢严重，将导致油井生产不正常。例如，游梁式抽油机井柱塞泵结垢会引起频繁卡泵，检泵周 期不超过 1 个月

8、；潜油电泵井的电泵分离器结垢、堵 塞，会导致电机烧毁，检泵周期仅为半个月左右；螺 杆泵井的螺杆泵结垢会造成抽油杆断裂，但检泵周期 最长，平均达 3 个月左右。相比之下，螺杆泵井的检 泵周期远长于游梁式抽油机井和潜油电泵井，但是仍 然不能满足现场需要。生产井结垢已成为制约三元复 合驱规模推广的技术瓶颈之一。本文探讨了三元复合 驱螺杆泵举升技术的适应性，同时结合现场实际情况， 对三元复合驱螺杆泵井常见故障原因进行了分析，并 提出了相应的技术对策，对进一步延长三元复合驱螺 杆泵井的检泵周期，增强螺杆泵的适应性具有重要指 导意义。0 引言三元复合驱是 20 世纪末发展起来的一种可有效提 高采收率的三次

9、采油方式1-2。大庆油田自 1993 年起开 展三元复合驱现场试验，经过多年技术攻关，三元复 合驱油技术已成为大庆油田提高原油采收率、增加可 采储量的重要技术手段之一1-7。然而，三元复合驱技 术在规模应用中也遇到一些困难和挑战，例如，当三 元复合驱溶液注入地层后，溶液中的 NaOH 和地层中 的矿物质及地层水发生反应，产生大量易成垢离子， 如 Ca2+、Mg2+、HCO3等。当混有易成垢离子的三元 复合驱溶液进入油井后，在井筒附近其压力急剧下降， 流速剧烈变化，液体中离子浓度平衡被打破，从而导 致井筒、井下设备和地面设备等产生结垢现象8-11。若石油勘探与开发·石油工程484Vol

10、. 38 No.41 三元复合驱螺杆泵井的适应性1.1 螺杆泵的结构特征井下单螺杆泵由定子和转子两部分组成（见图 1），定、转子之间通过过盈配合形成一系列连续的透镜状行腔。工作过程中，行腔序列随着转子转动由一端移 动到另一端，从而实现运移介质的功能，它是一种旋 转容积式泵，兼有容积泵和离心泵的优点12。图 1螺杆泵结构示意图螺杆泵具有以下特征：运动部件少、无阀件，固 体颗粒不易在内部沉积；流道简单、举升介质流速高， 流量连续均匀，能够在一定程度上抑制垢的析出；螺 杆泵摩擦副为金属-橡胶摩擦副，由于定子橡胶衬套为 弹性材料，当泵内出现结垢时，虽然会导致定、转子间 的工作扭矩增加，但不容易出现硬卡

11、泵的现象；螺杆 泵定、转子间接触面积小，且转子在定子内作行星运动， 这种滚动带滑动的运动方式能够较好地防止垢的沉积。在离心泵、柱塞泵、螺杆泵 3 种机采方式中，离 心泵本身会产生涡流和局部低压区，而且泵的马达会 产生热量，形成局部热点，从而促使垢的形成；柱塞 泵间断排液，同样不能有效抑制垢的形成，一旦结垢 就会减小柱塞和泵筒之间的间隙，致使摩擦力增大， 导致卡泵；而螺杆泵的结构特点及运动方式使其表现 出良好的抗垢性能。图 2螺杆泵定、转子截面示意图（1）（2）Vmax = (R+2e)Vmin = (R2e)1.2 螺杆泵的运动特性转子的运动由公转和自转两种运动合成。转子在定子横截面内的运动可

12、以描述为转子在沿顺时针旋转 的同时，沿着定子内壁滚动（见图 2）。由于定、转子 表面较光滑，两者之间存在相对滑动。这种滚动带滑 动的运动使定、转子间具有一定的摩擦力和冲击力， 即转子表面沿定子表面作相对滑动时定、转子间的半 干摩擦力和“迎面效应”（转子棱线与定子棱线相互碰 撞）能够在一定程度上减轻垢的沉积。另外，由于定、转子啮合点处相对滑动速度的不 同，导致其结垢程度也不同。理论推导表明，定、转 子啮合点处的滑动速度有所差异，在转子的一个旋转 周期内，在定子短轴两端点（g、h 点）处的滑动速度 分别达到最大和最小，即由 B 点向 E 点运动时 g 点处 滑动速度最大、h 点处最小；由 E 点向

13、 B 点运动时，h 点处滑动速度最大，g 点处最小。定、转子啮合点处相对 滑动速度最大值（Vmax）与最小值（Vmin）的计算公式为：式中 R转子半径，mm；e偏心距，mm；转子运转角速度，rad/s。 由于定、转子啮合点处相对滑动速度的不同，使定、转子间的摩擦力及冲击力也有所不同，从而使结 垢程度也存在差异。由以上分析可知：螺杆泵定、 转子啮合点处的相对滑动速度越大，摩擦力与冲击力越大，垢越不容易沉积。因此对于螺杆泵定子橡 胶衬套而言，g、h 点处结垢最轻，而两个半圆处由于 滑动速度恒定不变，结垢程度基本一致。螺杆泵转子，与 g 点固结的位置结垢最严重，与 h 点固结的 位置结垢最轻，其余位

14、置结垢程度介于 g 点和 h 点 之间。综上所述，由于螺杆泵在结构设计和运动形式方面的特点，使其具有较强的抗垢性能，和抽油机、电 泵相比，更利于在三元复合驱生产井中应用。但是， 在结垢高峰期，螺杆泵也会出现严重的结垢现象（见 图 3），从而导致严重的井下故障。2011 年 8 月梁亚宁 等：大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术485图 3 常规螺杆泵转子结垢图2 三元复合驱螺杆泵井常见故障分析2.1 螺杆泵举升能力下降现场试验发现，螺杆泵井见垢之后，普遍出现举升能力下降的现象，这主要源于以下 3 方面影响。螺杆泵内表面结垢不均匀时，破坏定、转子之 间的密封型线，使泵承压能力下降，漏失量增加。螺

15、杆泵内表面结垢之后，定子容腔体积变小， 导致泵排量下降。定、转子磨损造成泵的漏失量增加。垢样能谱分析表明，三元复合驱垢成分以二氧化硅和氧化钙为 主，不同油井垢成分有所变化（见表 1）。垢主要矿物 成分为非晶质二氧化硅、六方球状方解石、普通方解 石等；次要矿物为碎屑石英、碎屑长石、碎屑黏土颗 粒和黄铁矿等。部分垢质坚硬致密，导致定、转子的 接触状况变差，磨损速度加快（见图 4），从而使螺杆 泵的密封性受到破坏，机械损失和容积损失增大。表 1 三元复合驱油井垢样化学成分分析数据表化学成分质量分数/%垢样编号有机物其他SiO2TiO2Al2O3FeOFe2O3MnOCaOMgOK2OP2O5X-1X

16、-2X-315.5013.3581.360.050.040.020.680.410.450.300.130.130.180.060.710.050.050.0433.0235.521.120.851.010.040.05未检出0.030.060.060.0243.9043.8714.455.365.501.63图 4 常规螺杆泵转子磨损状况图劳断裂是以下原因综合作用的结果。2.2 杆柱疲劳断裂在正常工况下，螺杆泵井工作载荷稳定，但是三元复合驱结垢螺杆泵井的工作载荷常剧烈波动（见图5）。这种工作负载的剧烈波动将直接导致螺杆泵井频 繁发生杆柱疲劳断裂事故。研究及应用表明，杆柱疲2.2.1 定子橡胶

17、弹性滞后效应橡胶是一种具有黏弹性的材料，因此，在定、转子摩擦副中橡胶会出现明显的滞后效应，即橡胶形变 随时间的变化落后于应力随时间的变化，也就是说在石油勘探与开发·石油工程486Vol. 38 No.4图 6 螺杆泵定、转子结垢后的摩擦系数-时间关系曲线图 5 杏 2-丁 1-P6 井螺杆泵工作扭矩变化曲线900 m 左右，在螺杆泵运行过程中，抽油杆中存储了大量的弹性能，同时降低了系统的刚度，从而导致作用 在光杆上的负载波动更加剧烈。螺杆泵工作过程中，当橡胶上一次形变还未完全恢复时，下一次应力已经产生。螺杆泵结垢后，定、转子 之间的摩擦阻力增大，导致定子橡胶形变量加大，进 而增强了橡

18、胶弹性滞后效应。2.2.2 螺杆泵在三元复合驱采出液中摩擦特性的变化由于橡胶的弹性滞后效应，在特定条件下，如流体性质变化、定/转子表面结垢或过盈值选配不合理等， 螺杆泵在运转过程中定、转子间工作扭矩会产生周期 性波动。这是由于在螺杆泵工作过程中，定、转子间 静态摩擦力使定子密封处的橡胶变形，弹性能被储存； 当密封接触处橡胶的剪切应力超过静态摩擦力时，弹 性能被释放，同时密封处橡胶脱离接触并向前跳跃。 周期性重复上述过程会使定、转子间的摩擦系数产生 周期性变化，从而导致螺杆泵井负载波动。一般情况下（如水驱采油），螺杆泵定、转子间界 面的摩擦系数是常量，但三元复合驱螺杆泵结垢后定、 转子间的过盈值

19、增加，导致定、转子间法向应力增大， 其摩擦系数呈无规则变化（见图 6）。研究表明，摩擦 系数的不规则变化是导致三元复合驱采出液中螺杆泵 工作负载波动的主要原因之一。2.2.3 抽油杆弹性滞后作用大庆油田三元复合驱螺杆泵井平均泵挂深度为3 三元复合驱螺杆泵综合防垢技术为了充分发挥螺杆泵固有的抗垢特性，结合三元 复合驱螺杆泵结垢机理和故障成因分析，设计三元复 合驱螺杆泵防垢举升方案，最终确定消除螺杆泵故障 的技术对策。3.1 转子表面改性技术依据吸附理论及三元复合驱螺杆泵的结垢机理， 认为任何螺杆泵材料表面都有结垢的倾向，只是强弱 程度不同。以表面能作为固-液界面之间亲和性的关键 指标，表面能越小

20、，垢粒越不易吸附于固体表面。常 规转子表面镀铬层表面能较高（为 52.20×103 J/m2）， 是结垢致密（见图 7a）且难以清除的主要原因。与镀 铬层相比，陶瓷涂层的表面能较低（40.83×103 J/m2）， 增加了垢沉积所需的自由能，从而减少了垢的沉积数 量，达到了防垢的目的。陶瓷镀层的另一个特点是其 表面成垢颗粒小且疏松（见图 7b），当过盈配合的螺杆 泵运转时，这种疏松的垢颗粒很容易被清除。另外， 由于陶瓷镀层的硬度大于镀铬层，显然其耐磨性也高图 7镀铬层与陶瓷涂层结垢后微观形貌2011 年 8 月梁亚宁 等：大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术487于镀铬层。

21、因此，对螺杆泵转子进行了表面改性，即采用热喷涂加工方法在转子表面涂镀表面能较低的陶 瓷涂层，替代镀铬层，从而增强螺杆泵抗结垢性能。3.2 化学清、防垢技术研究表明，当碱液对地层的伤害并不严重，生产井结垢速度比较缓慢的情况下，采用物理防垢技术即 可起到较好的效果。但是，对于地层伤害比较严重、 结垢速度快甚至大量地层固体颗粒伴随采出液进入生 产井的情况，单纯的物理防垢工艺技术的作用非常有 限。在结垢高峰期必须采用化学方法对垢进行阶段性 集中清理，同时对结垢井定期加入化学防垢药剂，以 获得较好的清、防垢效果。针对油田结垢井的特点，大庆油田研发了钙、硅 垢系列清、防垢剂，其基本配方中各组分的质量分数

22、分别为：复合酸（氢氟酸、盐酸及有机酸）10%15%、 螯合剂 8%12%、表面活性剂 2%4%、缓蚀剂 4%6%，其余为水。可针对不同螺杆泵井、不同结垢期、 成垢离子浓度，确定不同清、防垢剂配方中各组分的比例。实验结果表明，含 15%复合酸的清垢剂对三元 复合驱油井垢样的溶蚀率不低于 80%（见表 2）。由表2 可见，用含 15%复合酸的清垢剂对三元复合驱油井垢 样进行溶蚀测得的溶蚀率分别为 81%、83%、90%、80%，最高达 90%，说明清垢效果显著。图 8 GLB800-14 型螺杆泵不同过盈值下的扭矩曲线图 9 GLB800-14 型螺杆泵不同过盈值下的容积效率曲线求，保证了螺杆泵良

23、好的现场应用举升能力。现场应用结果表明，适当减小螺杆泵定、转子间 过盈值的方法是可行的，如 Y-1 井，减小过盈值后， 螺杆泵运转初期工作转速为 150 r/min，泵容积效率在80%以上；运转 1 年后，泵容积效率下降至 60%左右， 调参至 200 r/min 后，泵容积效率保持在 65%以上；到后期泵容积效率进一步下降到 50%左右，调参至 300r/min 后，泵容积效率保持在 60%以上。该井检泵周期 达到了 805 d，较好地满足了现场生产的需要。3.4 定子橡胶配方优化技术为了增强定子橡胶的抗变形能力（见表 3），降低橡胶弹性滞后效应，在保证定子橡胶物理机械性能（见 表 4）的基

24、础上，通过优化橡胶配方，适当提高橡胶硬 度，研发出高硬度丁腈橡胶。实验数据表明，适当提 高橡胶硬度，能够使橡胶具有优良的物理机械性能以表 2 含 15%复合酸清垢剂对三元复合驱油井垢样的溶蚀能力样品编号垢样来源溶蚀率/%大庆油田采油一厂大庆油田采油二厂 大庆油田采油三厂 大庆油田采油四厂GY-1GY-2GY-3GY-481839080注：实验在 45 、3 h 静态条件下完成3.3 定、转子过盈量优化技术螺杆泵定、转子结垢后，实际上相当于增加了二者间的过盈值。研究表明，在保证螺杆泵容积效率和 举升能力的前提下，适当降低定、转子过盈值，可降 低定、转子间的接触应力，从而降低螺杆泵初始扭矩， 减轻

25、定、转子的磨损，有利于延长螺杆泵使用寿命。 该措施会在一定程度上引起泵容积效率和有效扬程下 降，但可通过适当提高工作转速加以弥补。检测数据 表明，将常规螺杆泵过盈值减小 0.060.10 mm，其初 始扭矩就可由 100.03 N·m 降至 70.43 N·m，降幅近 30%（见图 8）。降低过盈值后，常规螺杆泵的容积效率在6 MPa 压力下达到 70%（见图 9），满足中国石油天然 气行业标准单螺杆抽油泵标准(SY/T5549-2002)13 单螺杆抽油泵额定压力下容积效率为 65%90%的要表 3不同硬度丁腈橡胶疲劳性能实验数据表疲劳温升/静压缩变形率/%初动压缩变形率

26、/%终动压缩变形率/%橡胶类型常规丁腈橡胶高硬度丁腈橡胶2628141612151616表 4高硬度丁腈橡胶物理机械性能实验数据表300%定伸应力/MPa拉伸强度/MPa扯断强度/MPa扯断伸长率/%指标测定值标准参考值17.338.521.921221.9212424.8450±50石油勘探与开发·石油工程488Vol. 38 No.4及抗疲劳性能，各项指标均高于标准参考值，从而可有效降低螺杆泵负载扭矩的周期性波动程度，更适应 在结垢环境下工作。学清/防垢措施，可以更好地发挥三元复合驱螺杆泵防垢举升工艺的应用效果。下面举例说明该技术应用情况。4.1 物理防垢措施在 Y-2

27、 井的应用Y-2 井投产于 2005 年 3 月，措施前采用 GLB500-14型常规螺杆泵生产，泵的工作转速为 100 r/min；产液 量为 35 m3/d，动液面深度为 408 m；工作电流波动范 围为 1724 A；转矩波动范围为 446835 N·m；平均 每 12 s 发生一次波动，呈现出比较明显的规律性。该 井运转 144 d 后，抽油杆疲劳断裂，检泵作业后发现定 子表面结垢（见图 10a）。针对该井的实际情况，在该 井应用了陶瓷转子螺杆泵、小过盈配泵技术及高硬度橡胶定子衬套等物理综合防垢措施。措施后，防垢效 果显著（见图 10b），泵运转平稳，免修期超过 1 400

28、d。4 现场应用截至 2010 年底，本研究开发的螺杆泵综合防垢技 术先后在大庆油田 216 口三元复合驱螺杆泵井累计应 用 425 井次，均获得了成功，井的平均检泵周期达到298 d，是防垢举升工艺应用之前井平均检泵周期的 2 倍以上，其中最长检泵周期达 1 370 d。现场应用结果 表明，在不同结垢阶段，有针对性地采用“物理与化学 防垢措施相结合，清垢与防垢措施相结合”的物理、化图 104.2 化学清垢措施在 Y-3 井的应用Y-2 井螺杆泵定、转子运转一段时间后表面结垢情况18 d 后，因抽油杆断裂而于 2008 年 4 月 29 日实施检Y-3 井投产于 2007 年 2 月，采用 G

29、LB1200-14 型常规螺杆泵举升采油，运转 1 年多后（非见垢期内泵 的运行寿命较长），因磨损严重导致泵无法正常工作而于 2008 年 4 月 11 日更换新泵（泵型同前），该泵运行泵作业（见图 11），作业后发现螺杆泵转子表面结垢。该井于 2008 年 5 月 11 日更换新泵（泵型同前）重新 投产，运行过程中发现螺杆泵工作电流逐渐升高，同 时伴有电流波动（最大波动范围为 4553 A），这种现图 11 Y-3 井生产动态曲线2011 年 8 月梁亚宁 等：大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术489象表明，螺杆泵定、转子已经结垢，极易导致抽油杆断裂。为了降低结垢对螺杆泵工作负载的影响，延

30、长 螺杆泵运行寿命，于 2008 年 6 月 15 日、8 月 20 日、9 月 29 日先后对该井实施了 3 次化学清垢处理（见图11），主要是通过把复合酸含量为 15%的清垢剂由油套 环空注入至井筒底部，再经过螺杆泵举升返排至地面的过程，对螺杆泵定、转子表面的垢物进行溶蚀，以 达到清除垢物、降低螺杆泵负载的目的。每次采取化学清垢措施后，泵的工作电流均有明显下降且运转平 稳。统计表明，采取化学清垢措施后，泵的工作电流 平均降幅为 51.7%，其中最大降幅达到 60.4%（见表 5），螺杆泵运行寿命明显延长，由措施前的 18 d 增至 175 d（该泵因磨损严重无法满足生产要求，于 2008

31、年 11月 2 日实施检泵作业）。应用结果表明，化学清垢措施 能有效清除螺杆泵定、转子表面垢物，降低螺杆泵的 工作负载，延长螺杆泵运行寿命。化学清垢措施对该 井的产量和泵容积效率未产生明显负面影响，措施后 该井产量和泵容积效率均保持稳定。方，保证化学清垢效果；应制定一套三元复合驱螺杆泵井生产管理制度，保证综合技术措施实施的及时性。参考文献：巢华庆, 许运新. 大庆油田持续稳产的开发技术J. 石油勘探与开发, 1997, 24(1): 34-38.Chao Huaqing, Xu Yunxin. Technologies developed in Daqing oil field for mai

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