延长检泵周期工艺技术

延长检泵周期工艺技术前言一、检泵统计二、原因分析三、延长检泵周期工艺技术

四、《2007年延长检泵周期工艺方案》实施情况

五、取得的认识及建议六、2008年延长检泵周期工艺方案目录前言

彩南油田每年因为井下失效而进行检泵作业大致在300井次以上。很明显的一个特点就是疲劳杆断、偏磨(包括杆磨断、油管磨破、凡尔罩磨坏和接箍磨损)以及腐蚀结垢，这三项占了检泵作业的80%以上。针对井下腐蚀结垢、偏磨及疲劳杆断问题，生产技术科统计分析了2003年12月至2007年12月彩南油田466口抽油机井2164井次小修作业的数据，针对性的对单井提出了治理措施，编写了《彩南油田延长检泵周期方案》，为小修检泵作业井下防腐、防垢及防偏磨提供指导性意见。一、检泵统计397414447524432322320

从图中很明显的看出，经过近几年的措施治理，有效遏制了年检泵井次的增长势头。年检泵井次从2004年最高524井次下降到2007年的320井次。

因疲劳杆断、井下偏磨和腐蚀结垢造成的检泵井次占检泵总井次77.6%，防止疲劳杆断、偏磨和腐蚀结垢依旧是工作的重点。

1、井下系统失效类型分析一、检泵统计

从2004年开始采取多种措施，使因疲劳杆断、井下偏磨和腐蚀结垢造成的检泵井次逐年下降。

1、井下系统失效类型分析一、检泵统计2、区块检泵井次分布图一、检泵统计3、检泵次数统计一、检泵统计

从上图可以看出，2007年抽油井检泵191口，其中检泵2次数以上的抽油井共81口，占检泵总井数的42.4%，占年检泵井次65.6%。因此降低检泵2次以上抽油井的检泵工作量是今后的重点工作。4、产液量对检泵的影响一、检泵统计

产液量越低，检泵井次、井数及单井检泵井次都越高。5、含水对检泵的影响一、检泵统计

含水大于70%后检泵井次、井数及单井检泵井次都大幅度增加，说明随着彩南油田含水的逐年增加，是造成年检泵井次增加的原因。

1、腐蚀结垢成因二、原因分析

彩南油田三工河组与西三窑组地层水性质接近，均为重碳酸钠型，总矿化度分别为10845mg/l，和10210mg/l，氯离子含量为4770mg/l和4829mg/l。油田采出水的硫酸盐还原菌含量远高于注水水质标准，达到了103个/mL；硫化物的含量非常高，达到了10mg/L，这是细菌作用的结果；此外，总铁的含量也较高，达到了3mg/L。现场检泵发现，固定凡尔罩内积垢较多，垢呈黑色，颗粒状，进入泵内卡泵；抽油杆本体与接箍、油管内壁均粘附较厚的垢层；部分抽油井发现油管内壁、抽油杆表面呈点坑状腐蚀；垢物主要以硫酸铁、碳酸铁、氧化铁、碳酸钙为主，含铁总量高，说明细菌腐蚀和H2S腐蚀是主要的腐蚀因素。Φ19mm抽油杆上有点坑状腐蚀及垢层

腐蚀产物及伴生气中含H2S，而H2S不但腐蚀钢材并且氢脆化钢材；当管杆偏磨使得其表面的氧化层磨掉时，使得腐蚀速度加快，在偏磨和腐蚀交互作用下，腐蚀结垢特别严重；垢物沉积在杆体表面形成垢下腐蚀，同时降低了缓蚀剂的功效。

管杆发生腐蚀后，抽油杆的侧向运动(弯曲)往往使得垢物被磨掉，其结垢残渣脱落进入活塞造成卡泵，使得凡尔罩或拉杆超出其抗拉强度而断裂；垢物附着在固定凡尔罩内使得泵漏失。

1、腐蚀结垢成因二、原因分析

腐蚀产物及伴生气中含H2S，而H2S不但腐蚀钢材并且氢脆化钢材。氢脆化使杆的断裂面具有颗粒状外观和脆硬易碎的特征。裂纹的起始点也许可见也许不可见，疲劳区可能不出现在断裂面。氢脆化断裂往往是瞬间完成的，这是由于钢材吸收了氢元素而失去了韧性。

H2S尽管是相对较弱的酸，但一经测出有哪怕是轻微的含量，那么相应的化学抑制措施就必须实施。

偏磨主要发生在井下1500m以下，主要影响因素：（1）井身轨迹的不规则对抽油杆偏磨的影响；（2）位于中和点以下位置。⑴偏磨——井斜因素2、偏磨成因二、检泵原因分析

抽油机下行程时抽油泵游动阀的流体阻力和柱塞之间的摩擦力产生的阻碍抽油杆柱下行的弯曲载荷(亦称欧拉载荷)，致使下部的抽油杆柱发生螺旋弯曲变形，导致紧贴油管壁的部分发生偏磨。目前，国内外专家都认为，在大多数油井中，抽油杆柱的偏磨主要由下行程抽油杆柱的螺旋弯曲变形所引起，为发生抽油杆偏磨的主要成因。⑵偏磨——下行阻力因素2、偏磨成因二、检泵原因分析

抽油杆柱的变速运动及承受交变载荷将使杆柱产生振动。一个行程振动6-8次。振动主要使得中和点上移，加大了偏磨的范围。如液击振动，尤其表现在高气油比井上。振动也加大了偏磨的程度和杆断的几率。因为振动将增加抽油杆弯曲冲击的动量。抽油杆柱振动可以看成是偏磨的另一个主要因素。⑶偏磨——振动成因2、偏磨成因二、检泵原因分析

液体具有粘弹性，特别是含聚合物的液体，其粘弹性更强。在抽油过程中，粘弹性液体对抽油杆柱产生了法向作用力。此法向力在抽油杆柱位于油管中心的理想位置时，360度圆周上是平衡的。但遗憾的是杆柱并不是总能处于理想状态。稍有偏离，平衡即破。结果是将抽油杆柱推向油管内壁。这个力也许不甚大，但却始终起作用。而且，抽油杆柱一旦出现偏心，法向力就会进一步加大偏心的程度，偏心的程度加大，法向力又进一步加大，最终无可避免地出现抽油杆与油管内壁的接触和偏磨。⑷偏磨——粘弹性液体法向力成因2、偏磨成因二、检泵原因分析

当油管下部未锚定而自由悬挂时，在上行程时泵的“活塞效应”使油管柱底部受到一个向上的虚拟力作用而发生螺旋弯曲变形，此时抽油杆柱因受较大的张力而基本保持直线状态，从而使抽油杆柱与螺旋弯曲的油管每隔一定距离就相互接触而偏磨。⑸偏磨——泵的活塞效应2、偏磨成因二、检泵原因分析⑹偏磨——尼龙刮蜡器磨损

2、偏磨成因二、检泵原因分析

尼龙刮蜡器在限位器处停留旋转摩擦抽油杆，使杆表面的氧化层破坏，腐蚀随之侵入，这样偏磨和腐蚀的相互作用，而使杆缩径（杯口形和锥形）变细造成抽油杆被拉断。

工程构件在服役过程中，由于承受变动载荷或反复承受应力和应变，时间一长就会导致裂纹萌生和扩展，以至构件材料断裂而失效。合格的高强度（H级）抽油杆疲劳试验机上实验达到：2×107次循环疲劳受力。按冲次5次/分算，则杆一年循环运动：

5×60×24×365=2.628×106次，则合格的高强度抽油杆最长可以连续使用7.6年。按冲次8次/分算，则杆一年循环运动：

8×60×24×365=4.205×106次，则合格的高强度抽油杆最长可以连续使用4.8年。考虑到他因素(偏磨、井下环境)的影响，高强度抽油杆的一般服役时间在4年内就应该退役。3、杆疲劳断脱成因二、检泵原因分析三、延长检泵周期工艺技术

1、抽油井优化设计优化单井管柱设计，确定合理沉没度，适时提高泵挂；对供液不足井采取间抽控制，间抽控制后平均日运行时间降低42%，可延长检泵周期。三、延长检泵周期工艺技术

对气体影响井采取防气措施，达到延长检泵周期的目的。由于气体影响，导致抽油泵内充不满，产生液击现象。液击振动将增加抽油杆弯曲冲击的动量和冲量，使得中和点上移，加大了偏磨的范围，也加大了偏磨的程度和杆断的几率。三、延长检泵周期工艺技术

抽油杆螺旋弯曲常发生在泵上130米内2、抽油杆底部加重的防偏磨工艺在泵上部位加上适当长度的加重杆，以消除抽油杆的失稳弯曲，达到防偏和杆断的目的。

(1)在受到相同的侧向力作用时，较大尺寸的加重杆，能够延长油管和抽油杆的寿命。

(2)侧向力(边载或称欧拉载荷)小于45.4公斤时，油管，抽油杆，加重杆的寿命均增加。

(3)在侧向力最强的部位即中和点以下泵以上部位，加重杆能够保持杆的垂直拉伸状态，能够较强地抵抗振动和腐蚀等影响。

(4)加重杆增加了下行负荷，能克服普通杆难以克服的下行阻力。

三、延长检泵周期工艺技术

◆针对抽油杆偏磨严重部位，使用两个或两个以上扶正杆。

◆针对尼龙刮蜡器在限位器处旋转摩擦抽油杆，增加磨蚀作用而产生的杆断现象，采取的措施是对含水70%以上的井,全井更换为扶正杆或仅更换Φ19mm的尼龙刮蜡杆为扶正杆。

3、一次注塑成型尼龙块扶正防磨工艺彩南原油具有低密度、含蜡量较高的特点，因此以聚酰胺树脂注塑成型的扶正防磨块、尼龙刮蜡器、限位器，在彩南油田应用中有极好的适应性，有效延缓了抽油杆接箍与油管的直接磨损。三、延长检泵周期工艺技术

4、内衬油管措施在下入内衬防磨油管后，抽油结构的偏磨腐蚀主要集中在抽油杆和普通油管上，内衬油管无腐蚀，同时偏磨程度较轻。内衬油管入井使用402天后三、延长检泵周期工艺技术

5、使用D级抽油杆对于强腐蚀性井下环境，不宜使用高强度杆。因为普通抽油杆(软杆)比高强度杆(硬杆)更具抗腐蚀性，D级杆可以容忍比H级杆有更深更大的腐蚀坑点，较小的腐蚀坑点就能对高强度杆(H级杆)形成致命的伤害;高强杆对弯曲或挠曲的敏感性也比D级杆高，对于易于发生液击振动而导致偏磨的抽油井，就可能发生疲劳断裂。三、延长检泵周期工艺技术

6、双向保护抽油杆防腐接箍井下偏磨除了抽油杆磨断和油管磨破，可以进一步细分为抽油杆接箍偏磨。抽油杆接箍偏磨占了偏磨总数的26%。因此把更换防磨接箍作为一项应对措施。耐磨损防腐蚀低摩擦系数双向保护抽油杆接箍是在普通抽油杆接箍外表面上喷涂一种耐磨损防腐蚀低摩擦系数功能合金涂层ACO-160。三、延长检泵周期工艺技术

7、防卡泵及改进凡尔罩泵工艺针对腐蚀结垢卡泵现象，试验应用长活塞防卡泵，防止腐蚀结垢产物卡泵，效果较好。改进双凡尔泵结构，将凡尔球下移至活塞的下部，减少凡尔球对凡尔罩的撞击，延长凡尔罩的使用寿命。2004年凡尔罩断共发生78井次，07年只发生了15井次（未改造凡尔罩泵），效果明显。三、延长检泵周期工艺技术

8、井下腐蚀结垢的抑制工艺针对腐蚀结垢。优选了212口腐蚀结垢严重的抽油井，进行定期挤注防腐除垢剂。通过持续监测油井采出液中总铁、二价铁含量的变化趋势确定防腐防垢措施的效果。

2007年212口措施井中200口井Fe2+、Fe3+数据汇总结果表明，单井的铁含量较挤注前总铁、二价铁含量有较大幅度的降低（或持续保持在较低水平（≤0.5mg/L），占总井数的94.34％。5口单井的铁含量较挤注前总铁、二价铁含量无明显变化，占总井数的2.36％，7口单井由于含水率较低无法脱水，故对铁含量的监测造成一定困难，占总井数的3.31％。具体统计比例见图3。四、工艺方案实施情况

针对井下腐蚀结垢、偏磨及疲劳杆断问题，生产技术科统计分析了2003年12月至2007年3月彩南油田1844井次小修作业的466口抽油机井数据。重点对其中1321井次362口检泵井进行了检泵原因分析，并有针对性的对317口单井提出了646井次的治理措施，编写了《彩南油田延长检泵周期方案》，并于2007年6月1日开始实施，为小修作业井下防腐、防垢及防偏磨提供指导性意见。四、工艺方案实施情况

方案计划317口井，方案实施后，发生检泵103口井，其中50口井按方案要求采取了延长检泵周期措施，方案执行率48.5%。1、油井含水上升，井下环境恶化，腐蚀结垢和管杆偏磨不断加剧，导致抽油井杆、管失效仍是造成检泵作业的主要原因。

2、管理措施建议在杆管管理上要做好以下工作：（1）加大方案的应用力度，延长油井的检泵周期。（2）对旧杆管进行统一管理，按年分批分类编号、使用抽油杆，避免新旧杆再次混用。对新管、杆的质量加大检验和跟踪评价工作，严格控制不合格杆管下井，尽量避免新老杆管混用。五、取得的认识及建议

（3）规范现场原始记录，对井下失效类型、位置深度、成因、特征留下记录。五、取得的认识及建议井号完工日期措施目的泵径泵型作业原因1作业原因采取措施及工艺备注C11022005-10-1检泵44寿光杆断第108根杆限位器根部断

C11022005-11-15检泵44

垢卡泵垢卡泵防磨抽油杆

C11022005-11-26检泵44

垢卡泵垢卡泵，固定凡尔垢卡死

C11022006-1-23检泵44防砂泵垢卡泵垢卡泵防磨接箍100个、备压油管70根

C11022006-4-23检泵38防砂泵（东宝）杆断泵上第3根杆接箍腐蚀断，腐蚀结垢、偏磨严重继续下原井放防磨接箍，加重杆，全井换新杆

C11022006-9-28检泵38管垢卡泵垢卡泵，结垢严重60个防磨节箍

C11022006-11-15检泵44防砂泵防脱器断防脱器断

C11022007-1-18检泵44防砂泵偏磨杆断第140根防磨杆丝扣磨断两点杆60根，防磨节箍20个

C11022007-1-26检泵44防砂油管断第6根油管断新油管80根返工C11022007-2-1检泵44防砂卡刮蜡器碎片卡

返工C11022007-5-13检泵44管管穿泵上第一根油管磨穿防磨结箍100个

C11022007-6-22检泵44管疲劳杆断第96根杆疲劳断内衬油管1000m、全井新杆、其中1000m防腐杆

C11022007-7-22返工44管泵漏失泵漏失

C11022007-10-6检泵44管油管磨穿第83根油管穿加10根内衬油管、35个防腐结箍

C11022007-11-21检泵44管防脱器断防脱器断（垢卡）1100米内衬油管、54个防腐结箍、19防腐杆7根

2001.12.08转抽2004.10.21压后复抽2