杆管偏磨原因分析及治理

1、杆管偏磨原因分析及治理对策完善 汇报提纲u 全油田偏磨情况u 偏磨机理及影响因素分析u 偏磨治理对策改进及其完善 一、全油田偏磨情况 截止目前，全油田共有抽油机井1142口，开井933口。在上述开井中，地质上定义的斜井有78口，而斜井是杆管偏磨的主要对象，此外，由于油田开发已处于中后期，综合含水高，且多数油井供液能力差，因此而导致的直井偏磨也同时存在。根据统计数据，全油田2005年发现偏磨井10口；2006年为20口；2007年上升至33口，其中有15口井造成检泵；2008偏磨井进一步增加到34口，造成检泵作业有20口，今年到目前已经发现偏磨井34口。从以上情况来看，杆管偏磨问题越来越突出，已

2、经是杆管断脱的一项主要原因，需要我们进一步加大研究和治理力度，遏止杆管偏磨上升的势头。 一、全油田偏磨情况 10102020333336363 38 8151523230 05 510101515202025253030353540402005年2005年2006年2006年2007年2007年2008年2008年偏磨井数偏磨井数偏磨断脱井数偏磨断脱井数图1 近几年的杆管偏磨、断脱趋势 一、全油田偏磨情况 图 2 2008偏磨井在各作业区的分布构成 右图为08年偏磨井数在各作业区的分布，从中可以看出，锡林、蒙古林、边采的偏磨井所占比例高。锡林主要是由于近几年新投的斜井多，偏磨问题加剧；蒙古林的

3、偏磨与隐蔽斜井、三次采油注聚合物及产出液有关；边采作业区的偏磨主要是隐蔽斜井造成的。 二、偏磨机理及影响因素分析 杆管之间的偏磨在直井及斜井中（隐蔽斜井）都可能发生，但其偏磨机理是不尽相同的，下面分别进行阐述。 、直井中的杆管偏磨机理 直井主要指的是无明显井斜与方位角变化，水平位移小的井，在理想状态下，井筒中抽油杆应是自然居中，与油管内壁无接触，不会产生磨损。但在实际情况下，井下杆柱系统受力比较复杂，在工作过程中抽油杆受到其自重、液柱压力、底部液体对柱塞向上作用力、杆柱接箍承受的阻力、泵筒与柱塞内的摩擦力，在特殊工况下还会存在液击力以及由此导致的振动力。在上述各种因素的综合作用下，杆柱受压、弯

4、曲、径向偏移导致偏磨。 二、偏磨机理及影响因素分析 抽油杆是细长柔性杆，在杆柱上存在一个中和点，中和点以上的杆柱受拉力作用，不会产生屈曲；中和点以下的杆柱受压，杆柱的重量与轴向压力相平衡，当轴向压力增大到一定程度时，抽油杆柱将在油管内产生屈曲。绝大多数直井杆管偏磨的直接原因是底部抽油杆柱在下行阻力的作用下产生弯曲，导致杆管接触而产生偏磨。 图3 抽油失稳弯曲示意图 二、偏磨机理及影响因素分析 、斜井中的杆管偏磨机理 斜井主要是指井斜角大，水平位移大，或者方位角变化大的井，在这类井中，由于井眼的弯曲，导致了杆管的自然接触，在运动过程中导致摩擦磨损，这就是斜井中杆管偏磨机理。与直井不同的是，在斜井

5、中，由于井眼的弯曲，抽油杆被迫随着井眼弯曲，在与油管作用的点或者面上，会产生一个相对于油管的法向作用力，即为杆管间的正压力，在这个力的作用下，杆管接触，在来回的运动中产生磨损。 二、偏磨机理及影响因素分析 、斜井中的杆管偏磨机理 图3 杆管在斜井中的状态 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素、影响偏磨的主要因素 目前，大多数油田都存在杆管偏磨的现象，对于杆管偏磨的主要影响因素的讨论也非常多，已经形成了一些共识性的东西，为了更清楚地分析、掌握其主要影响因素，2008年以来对所发现的40口偏磨井的生产数据、工作制度（沉没度、含水、泵效、泵型、生产参数等）进行统计分析，与偏磨的主要影响因

6、素做对比验证，寻找偏磨的共性特征，便于制定对策和完善配套工艺。 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素、影响偏磨的主要因素 1、沉没度 对于低沉没度井，由于液面低，抽油杆下行过程中，柱塞接触到液面的时间要比正常井长，因此产生的速度、动量大，当接触到液面的瞬间，速度、动量急剧下降，对抽油杆产生一个巨大的反作用力，抽油杆因失稳而弯曲，与油管接触摩擦而磨损，这就是通常所说的“液击现象”。 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 1、沉没度 7030百分比2812井次供液不足泵工作正常液面情况 表1 供液不足与偏磨井次统计 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 2、含水

7、 这里主要指高含水阶段，由于在高含水阶段产出液的润滑性能差，杆管间的摩擦系数大，同一接触压力下的磨损会更严重。另外高含水阶段产出液的比重大，单位体积液体对柱塞的反作用力大，加剧了对杆的冲击。为了验证此结论，对40口井偏磨井含水级别进行了划分统计，结果发现有29口井含水在81100，占72.5，印证了含水也是影响偏磨的重要因素。 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 2、含水 47.5252.512.557.5百分比百分比19101523井次井次91100819071806170516050以下以下含水含水表2 供液不足与含水情况统计 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素

8、 3、生产参数 主要是高冲次生产的井，冲次越高，运动中的震动载荷就越大，增加了杆管接触的可能性，如果发生在供液不足的井上，会大大加剧杆管的磨损。 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 4、抽油泵直径 泵径越大，柱塞与泵筒之间的摩擦力越大。抽油杆柱下端所受的集中轴向压力逐渐增加，从而造成杆管偏磨。通过对偏磨井泵径统计发现，偏磨井泵型多集中38及以上泵型，其中44泵型偏磨井次最多，占50。泵型32mm38mm44mm56mm井次214204百分比5355010 表3 泵型与偏磨井次统计 二、偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 5、井眼轨迹 部分井井眼轨迹无规则弯曲，方位角变化

9、大，或者水平位移大，造成严重偏磨。以太27-35与林4-212X为例，太27-35井为典型的隐蔽斜井，两年来因为偏磨造成了三次检泵作业。每次起出的抽油杆都有不同程度的磨损，或部分、或全井段。林4-212X井由于水平位移大，并且造斜位置靠上，投产后4天就造成井中的金属扶正器卡，损坏。林4-212X垂直剖面图、太27-35水平透影轨迹 二、杆管偏磨机理及影响因素分析 、影响偏磨的主要因素 6单井产出液腐蚀及含三次采油用聚合物 产出液含聚合物浓度越高，柱塞与泵筒的粘滞阻力越大，抽油杆下行阻力越大，从而增加杆管偏磨几率。同时产出液腐蚀加剧杆管偏磨，目前蒙古林作业区部分单井偏磨频繁，主要原因是单井产出液

10、腐蚀及产出液含调剖剂。 二、杆管偏磨机理及影响因素分析 通过上述分析可以看出，沉没度、含水、生产参数、井身结构等是影响偏磨的主要因素，现场单井的偏磨不是受单一因素的影响，而是多个因素共同作用的结果，需要我们综合分析偏磨原因，确保治理措施得当。 二、杆管偏磨机理及影响因素分析 、偏磨现象总结1磨损程度 对于抽油杆，由于其接箍处比本体大，首先受损的是杆接箍，然后是杆本体；严重时表现为杆接箍处磨穿而断脱，油管由于丝扣处较脆弱，容易被磨损造成漏、脱等问题，其次是管内壁的浅层沟槽。 二、杆管偏磨机理及影响因素分析 、偏磨现象总结 2对于普通斜井，偏磨位置主要在造斜及稳斜段，且稳 斜段的磨损要比增斜段严重

11、。 普通三段式斜井（直造稳）的磨损部位，大多数是从造斜位置开始，一直延伸到泵处。通过对发生偏磨的部分单井统计来看，磨损严重的位置主要是在中下部，也就是稳斜段。井号泵深井斜角偏磨位置时间直井段造斜段稳斜段林4-35X150530.6D19mm抽油杆及底部加重D25mm杆全部偏磨严重，泵上44根油管内壁磨损严重, 第46根抽油杆节箍偏磨断+2009.2林4-72X140024.4柱塞以上37根抽油杆偏磨严重, 第130根油管磨穿+2009.3林4-15X11393252D22mm抽油杆偏磨严重, 油管第117-146根以后丝扣全部磨坏+2009.3林4-3X1494抽油杆自65根以后接箍全部偏磨，

12、119根以后全部偏磨弯曲, 第119根抽油杆接箍下偏磨断+2009.4林4-75X135723.4泵上第12根油管本体被磨穿，泵上20根油管偏磨严重+2009.11林4-11X1430254自110根抽油杆以下全部偏磨，第130根抽油杆接箍被磨断 +2008.1太27-1X175122100根以下抽油杆偏磨严重，第179根抽油杆节箍偏磨脱 +2008.12林4-11X1430254第110根以下抽油杆节箍偏磨, 第141根抽油杆节箍磨断 +2008.12林4-13X132826.4自110根抽油杆以下接箍偏磨, 119根油管丝扣偏磨漏失+ 2009.1林4-73X140028.3第101、10

13、2根抽油杆节箍严重偏磨, 第104根以后抽油杆节箍轻微偏磨+2009.3林4-27X125030.6泵上第2-4根油管丝扣磨穿，30根油管偏磨严重,对应抽油杆磨损严重+2009.2注注：表中“”表示存在偏磨，“”表示偏磨严重 二、杆管偏磨机理及影响因素分析 、偏磨现象总结 3对于直井，偏磨位置集中在中下部位。 直井的磨损部位集中在抽油杆中和点以下的部分，在杆下行时受压产生弯曲，与油管内壁接触，同时部分供液不足井发生液击，瞬间的冲击力加重了抽油杆的弯曲，导致杆管磨损，这类井的治理主要采取下部加重的措施，强行下移中和点，减少受压部分杆长，目前的工具有加重杆及加重锤。 三、杆管偏磨治理对策的完善 随

14、着杆管偏磨问题的日益突出，工程所结合各作业区采取了积极有效治理措施，不断摸索和总结偏磨井的规律，调整思路，改进设计方案，引进新工艺技术，取得了一定成效，治理对策逐渐完善，主要体现在以下几个方面的工作上。 三、杆管偏磨治理对策的完善 、开展杆柱应力测试，明确井下杆柱受力状况 为了搞清楚井下杆柱的受力状况，便于指导使用配套工具，开展了井下应力测试工作，截止目前已开展了5口井的测试，根据测试结果，采取了合理的加重措施配套，效果明显，测试使用的仪器为大庆油田研制，该仪器主要由传感单元、CPU 单元、数据变换单元、电源稳定单元、数据存储单元、数据转换器、地面计算机等组成。 图9 抽油杆拉压力测试仪外形示

15、意图 三、杆管偏磨治理对策的完善 、开展杆柱应力测试，明确井下受力状况。 以哈11-25井的井下应力测试为例，这口井前期因为供液不足，导致了杆底部偏磨，根据应力测结果，有针对性的采取了加重措施，取得了良好的效果。H11-25井分别在20m、700m、1100m、1400m、1480m安装5根测试仪器，并设置两个密集采点区（每秒采集50点），以便详细记录抽油杆拉压力。 可以看出该井在上冲可以看出该井在上冲程时杆柱受拉力作用由井程时杆柱受拉力作用由井口向下逐步减小，上冲程口向下逐步减小，上冲程时最小拉力为时最小拉力为5.6kN。该井。该井下冲程时中和点在下冲程时中和点在1150m左右，表明在左右，

16、表明在1150m至泵至泵上的抽油杆处于受压状态，上的抽油杆处于受压状态，是重点采取措施部位。是重点采取措施部位。 采取措施后，该井采取措施后，该井在上冲程时杆柱受拉力在上冲程时杆柱受拉力作用由井口向下逐步减作用由井口向下逐步减小，上冲程时最小拉力小，上冲程时最小拉力为为6.2kN。该井下冲程时。该井下冲程时中和点下移到中和点下移到1350m左左右，中和点下移右，中和点下移200米，米，杆柱受力状况明显变好。杆柱受力状况明显变好。 三、杆管偏磨治理对策的完善 、 优化调整生产参数 在前期单纯的防偏磨工艺配套的基础上，通过对偏磨机理的认识，将工作制度的优化也提升到工作重点之中。在不影响提液和抽油机

17、设备允许的情况下，尽量长冲程、低冲次生产，对于低产低效井，配套节能减速装置或采取一些必要的间抽措施。今年共组织对各作业区进行了465井次工况检查工作，并优化生产参数调整50口井，通过调整，起到了较好的效果。 三、杆管偏磨治理对策的完善 、改进杆柱防偏磨设计 注重优化杆柱、泵径组合，对于新井，确保下井杆柱组合、应力范围合理；对于发生偏磨的老井，起出后重新优化组配杆柱，按照实际产液选择合适的泵型。同时为了更好的总结和摸索出斜井偏磨治理的经验，建立了斜井治理的详细记录档案，主要记载治理的详细做法，使用的什么防偏工具，下的位置、数量，上次的磨损情况，本次的磨损情况，做详细的对比分析，找出设计的不合理之

18、处，重新调整，下次再磨损，再分析原因. 反复总结经验，提高方案的符合率，下面以林4-15X1井的治理认识过程为例，来阐述具体的做法。 三、杆管偏磨治理对策的完善1、400-600米每两根一个D22扶正器，共12个；2、600-800米每根杆一个D22扶正器，共25个；3、800-1340米每四根杆一个扶正器，共17个，原井下部配套加重杆72米。第52-87根，每根杆一个D22双向保护节箍；第88-119根 ，每根杆一个D19双向保护节箍；120-153根，每根杆一个抽油杆扶正器（注尼龙）； 去掉原井加重杆。 该井该井06年年6月份投产平均检泵周期在月份投产平均检泵周期在300天左右，天左右，09年年3月月6日扶