1、 化学工程与装备 2023 年 第 2 期 68 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 2 月 抽油机井杆管偏磨原因及预防措施 抽油机井杆管偏磨原因及预防措施 袁丽玲（大庆油田有限责任公司第一采油厂第二作业区中八班，黑龙江 大庆 163000）摘 要：摘 要：油田抽油机井杆管偏磨是较为普遍存在的现象。抽油杆管偏磨不仅会使抽油杆断裂，还会磨漏油管，严重影响施工进度以及施工效率，增加井下作业施工人员的工作量，提升了施工人员作业难度。本文将针对抽油机井杆管偏磨原因进行分析，提出一些预防措施，希望对相关人士有所帮助。关键词：关键词：抽油机井杆管偏磨；原因；预防措施
2、 前 言 前 言 根据研究人员调查某处油田修井数量，全年大致有二十九口井需要进行检泵，而其中因为抽油杆偏磨原因断裂的井有五口，油管磨漏的井占有三口，一共占据全年整体检泵井数的百分之三十左右。由此可见，降低油田抽油机井杆管偏磨数量，是至关重要的工作。1 抽油机井杆管偏磨现象的影响1 抽油机井杆管偏磨现象的影响 由于油气田不断开发，国内部分油田开始二次采油甚至三次采油，这种现象使得井下环境越来越复杂，抽油杆管偏磨现象越来越严重，导致油田行业生产遇到瓶颈。国内油田以及相关科研院所部门通过大量研究以及实验，取得一定显著成效，但是仍旧存在一些不足亟待解决。抽油机井采油一直占据人工举升方式主导位置。抽油杆
3、在油管内不断往复运动，经过摩擦造成抽油杆杆体、油管内壁以及抽油杆接箍单侧偏磨，导致杆断、杆脱、管漏等等，从而增加抽油机作业维护工作量，增加油井运行成本，造成巨大经济损失1。2 关于抽油机井杆管偏磨机理的分析 2 关于抽油机井杆管偏磨机理的分析 在采油过程中，抽油杆管偏磨的是由于抽油杆失稳弯曲或者是其他原因导致油管弯曲，使得抽油杆与油管直接接触，产生机械摩擦而产生的现象。因此，需要了解抽油井机的工作原理，对抽油杆受力进行分析，制定相关偏磨预防措施。抽油杆管受力状态改变受到采出液成分、工作参数以及抽油杆工作条件等因素影响。一旦抽油杆管受力状态发生改变，中和点以下抽油杆回应为压力，失去平衡，其运动轨
4、迹会发生改变，偏离油管中心线，产生杆管偏磨现象2。在上冲程过程中，抽油杆不容易弯曲，因为其处在一种受拉状态中。而在下冲程中，抽油杆下端主要受到这几个作用：液体对抽油杆的浮力；液体通过游动凡尔产生的阻力；衬套与柱塞的摩擦力。3 油田抽油机井杆管偏磨原因 3 油田抽油机井杆管偏磨原因 3.1 下冲程 抽油杆在上冲程时受到向上的拉力，因此不会产生弯曲变形现象。而在下冲程时，抽油杆会受到多种向上的力，例如液体对抽油杆底部的浮力、抽油泵游动阀阻力以及柱塞的摩擦力等，而向上的力则会阻碍抽油杆柱，使得抽油杆下部受到压力，产生螺旋弯曲变形，与相应位置的油管接触摩擦，产生抽油杆管偏磨现象。3.2 井斜变化 生产
5、油井主要分为直井以及斜井。在斜井中，抽油泵在造斜点下会导致油管随套管产生弯曲变形。在直井中，钻井深度加深时，由于受到钻井技术的限制影响，钻头与井口同心度变差，导致井筒发生自然井斜现象。井斜会影响抽油杆在上冲程与下冲程过程中，与油管产生接触、摩擦、碰撞，从而出现不同程度的抽油杆管偏磨3。井身弯曲度小的地方，油管内壁和抽油杆管接箍产生触碰摩擦，由于接触面积较大，抽油杆管偏磨现象相对来说会弱一些；井深弯曲度大的地方，油管内壁会与抽油杆管接箍以及抽油杆本体产生摩擦，由于接触面积小，抽油杆管偏磨现象会较为严重，导致油管磨穿、抽油杆磨断。3.3 泵挂深度大 泵挂深度大主要影响：（1）井眼轨迹在三维空间中复
6、杂多变，泵挂深度加大，抽油杆的运动轨迹也逐渐复杂，抽油杆管偏磨现象严重；（2）泵挂深度加大使得抽油杆以及油管在加载卸载时发生更为显著的变化，抽油杆管偏磨几率随之增加；（3）泵挂深度加大影响中和点受压情况，其受压增加，从而发生弹性形变，导致抽油杆管偏磨4。3.4 含水率上升 含水率上升主要影响：（1）油井产出液含水率上升，产出液从油包水型变为水包油性，管杆表面从亲油性变为亲水性，导致管杆表面无润滑作用；（2）油井产出液含水率上升，抽油杆管在进行下冲程时下行阻力也随之增加；（3）井液粘度与含水之间，存在线性关系，当含水率达到百分之六十至百分之七十前，粘度会随着含水率的上升而上升，使得抽油杆管偏磨现
7、象更为严重。DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.02.095 袁丽玲：抽油机井杆管偏磨原因及预防措施 69 3.5 抽汲参数 抽汲参数有泵径、冲程以及冲次，其影响如下：（1）抽油杆受到的轴向力主要受到泵径影响。泵径不断增加，柱塞的摩擦阻力也会随之增加，因此，泵径与摩擦阻力是正比关系；（2）高冲次不仅增加了抽油杆下行阻力，而且加深了杆管之间的摩擦。除此之外，高冲次也会使得抽油杆管惯性载荷增加，加快载荷变化频率，抽油杆产生弾性疲劳，缩短其使用寿命。3.6 原油物性 在抽油井生产过程中，井筒温度降低会产生原油石蜡结晶析出现象，石蜡结晶一般会附着在油管以及抽油杆的表面，阻碍抽油杆
8、下行。原油含蜡量越高，则粘度越大，导致抽油杆与油管之间偏磨越严重。3.7 高沉没度 通过油井生产装置以及油井机原理可得知，上冲程时，有杆泵在管外沉没压力和活塞抽吸作用下游动阀关闭而固定阀打开，有杆泵内会吸入液体。沉没度高会增加沉没压力，从而增加有杆泵内的吸入压力，使得抽油杆受到向上的顶托力。高沉没度会加剧抽油杆管偏磨程度。4 油田抽油机井杆管偏磨预防措施 4 油田抽油机井杆管偏磨预防措施 4.1 冲程选择 冲程的增减和理论排量增减以及杆柱惯性力成正比关系，与游动阀阻力成二次曲线关系增加。由于部分油田井底供液能力较差，采用了小冲程大冲次的采油方式提高每日产量。冲程越小，载荷越小，冲程损失率越大；
9、冲程大，会导致抽油杆轴向分布力发生变化，使得中性点上移，受压失稳段变长，加剧抽油杆管偏磨程度，增加疲劳断杆频率。因此，采用长冲程将会成为一种趋势，较多设计制造都在抽汲参数选择时会考虑油井机最大冲程，以此来减少抽油杆管偏磨现象。4.2 冲次选择以及泵径选择 冲次对于抽油杆管偏磨影响较大，在实际生产中调整冲次比调整冲程更为便利。增大冲次将会引起中性点位置上移，抽油杆柱受压以及弯曲变形程度都会随之增加。除此之外，柱塞与泵筒的间隙也会影响到抽油杆柱轴向载荷。泵间隙越大，泵筒与柱塞之间的摩擦力就会越小。泵筒与柱塞之间间距要合理，避免过大导致泵漏失，可采用二级泵抽油，减少活塞下阻力，降低中性点位置，从而有
10、效减少抽油杆管偏磨现象。泵筒与柱塞之间的摩擦力与冲次平方成正比。冲次对悬点载荷的影响更大，通过悬点载荷变化影响曲柄轴扭矩。冲次数应与泵径影响程度持平，在选择抽油机井参数时，应该选择中等冲次、较小泵径，有效降低抽油杆管偏磨现象。4.3 抽油机井杆管扶正技术 为了防止抽油杆偏磨现象，可以在偏磨部分的抽油杆管安装扶正器或者注塑防磨杆5。在使用扶正器或者注塑防磨杆后，抽油杆与油管之间的摩擦随之减小，有效延长杆管使用寿命。目前，扶正器类型较多，有改型两瓣式扶正块，价格便宜，经济成本低，扶正效果良好，适用于偏磨程度较低的井，但是与其他扶正器相比，预防效果相对较差。除此之外，还有新型自旋式扶正短节可以使用，
11、新型自旋式扶正短节会自动扶正抽油杆，其通过避免单侧磨损，延长自身寿命，可有效保护抽油杆接箍。新型自旋式扶正短节克服了传统自旋式扶正短节卡泵的缺点。相关施工人员在购买时可根据扶正器的优缺点，选择较为合适的扶正器应用于抽油杆管扶正技术中。4.4 旋转井口技术以及旋转抽油杆技术 旋转井口技术需要在作业时安装旋转井口，通过依靠人力定期转动，从而使油管磨损较为均匀。旋转抽油杆技术是在悬绳器上，安装抽油杆旋转器，从而保证抽油杆可以自动旋转一至三圈/天，使得抽油杆管摩擦较为均匀。旋转抽油杆技术将原有的点状偏磨转换为面状偏磨，延长了检泵周期。4.5 改良抽汲参数 保证提液要求前提下，可采用“长冲程低冲次”抽汲
12、，以此来降低“液击”现象，有效缓解抽油杆管自然弯曲现象、因承载压力增加导致的杆柱弯曲现象。与此同时，降低抽油杆管惯性载荷以及悬点最大载荷可采用小泵径生产，以此来减少抽油杆管偏磨次数，保证抽油杆正常使用，减少施工人员作业量。4.6 合理沉没度下工作、增加加药以及热洗周期、定期清洗井筒 首先，保证油井在合理沉没度下工作可以得到较高泵效，促进抽油杆、油管以及抽油泵正常运行。其次，增加加药以及热洗周期可有效减少油井结蜡，避免抽油杆管偏磨。最后，定期清洗井筒，热洗井筒并加入清防蜡剂，可以有效降低井液的粘度，促进油井在较好状态下进行生产作业，减少抽油杆管偏磨。4.7 双向保护接箍 根据相关统计数据表明，抽
13、油杆管偏磨现象产生的原因，接箍问题占据百分之九十以上，由于抽油杆接箍严重磨损，出现偏磨现象。抽油杆接箍直径大于抽油杆本体，接箍位置经常性发生磨损问题，因此，有效避免或预防接箍磨损对于防护抽油杆管偏磨十分重要。解决抽油杆接箍与油管内壁摩擦受到磨损问题，要绝对保证接箍与油管之间的双向保护。在不磨损油管的条件下，保护好抽油杆接箍本体。为了找到可以保证这种双向功能的接箍材料，国外相关人士对此技术研究几十年，通过不断实践应用，发明出了双向保护接箍。双向保护接箍采用特殊的表面处理工艺，在接箍表面喷涂合金粉末，使得涂层耐磨、耐蚀、摩擦系数低。目前，这种技术已经在美国、加拿大等地得到广泛使用。目前，国内引进了
14、国外的合金粉末基础配方，经过技术改进、调整，综合研发出 AOC 系列功能合金粉末，将其 （下转第 82 页）（下转第 82 页）82 王中华：浅层套损成因及预防措施 4 套损预防措施及建议 4 套损预防措施及建议 针对注入井及采出井的不同情况，采取个性化措施调整能够使抗盐驱效果进一步提高。套损和异常高压区域是地下异常的表象。为减少新增套损井和重复套损井的增加，应找出造成压力异常的源头，油层段、非油层段（标准层、泥岩层段和疏松砂岩部位）是防护的重点。应根据套损井和局部区域的特点，摸索规律，形成从钻完井、开发调整、生产、作业、套损井评价到修井等全过程的防护措施。建立完善的套损井预防体系、综合评价体
15、系、修井工艺配套治理体系和监测体系，使油田套损得到有效控制。4.1 油层段 4.1.1 注采关系的调整 油层部位套损主要是注采关系不协调，表现为厚注薄采或有注无采，调整区块压差，在油层段之间维持合理的注采压差。4.1.2 异常高压层的治理 高压层的形成主要受地质因素与开发因素控制，主要集中分布在注采关系不完善、渗透率低的油层和断层附近。可采取井间加密、高压层补孔和高压层控水限制高压层和异常高压层的形成。4.1.3 断层和裂缝发育区域 对原生断层和裂缝造成注入水上窜问题，注水压力控制在地层（油层）裂缝张开的压力界限下，即压力系数小于1.75，注水压力小于7MPa。4.2 非油层段（1）提高井身质
16、量，对发生过管外冒和固井质量差的井进行补孔封窜。防止注入水（聚合物）窜入非油层段的砂、泥和页岩层中，保证层间互不相窜。（2）开展生产井普查，对套管损坏井，做到早发现、早治理。（3）对非油层已经形成的异常高压区域，建立压力监测井体系和泄压井网。采取对高压地层补孔、钻泄压井或利用套损井的方法，进行整体泄压。（4）进行取换套工序时，发生水浸的套损井，在保障裸眼井壁不坍塌的前提下，进行控制放喷，将异常压力卸掉。（5）针对报废井，进行重新定位，利用GPS定位仪与井口坐标井位图多种方式定位，将泥浆报废井重新报废，固井到地面，预防浅层多处外漏。参考文献 参考文献 1 龙文第.油水井套损产生的原因与对策浅析J.中国石油和化工标准与质量,2013,17:50.2 刘合,卓胜广,高合明,等.嫩江组二段底部标志层岩石矿物学特征与成片套损因素新认识J.地质论评,2006(4):532-538,582.3 刘合,刘建东,卓胜广,等.大庆油田嫩二成片套损的地质控制因素J.石油学报,2006(5):135-138.4 黄建鑫,邹红,张书进.大庆油田套损井打通道加固技术J.大庆石油地质与开发,2002(04):46-
