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        寶浪油田抽油機井偏磨原因分析及技術(shù)對策

        2012-12-07 04:49:14唐永飛劉亞日張秀華陳曉喜
        石油地質(zhì)與工程 2012年3期
        關(guān)鍵詞:油桿抽油機扶正

        唐永飛,楊 琎,劉亞日,張秀華,陳曉喜,王 歡

        (1.中國石化河南油田分公司新疆勘探開發(fā)中心,新疆 焉耆 841100;2.南陽騰遠石油工程技術(shù)服務(wù)公司新疆分公司;3.中國石化河南油田分公司;4.中國石油物資采購中心)

        寶浪油田屬低孔、低滲油田,抽油機油井動液面低,產(chǎn)量低,沉沒度小。隨著油田開發(fā)的不斷深入,抽油機井的管、桿偏磨現(xiàn)象日益嚴重,2009年偏磨井?dāng)?shù)達到62井次。因此,解決抽油機井的管、桿偏磨問題對提高油井生產(chǎn)時率和緩解作業(yè)成本壓力具有重要的意義。

        1 寶浪油田抽油機井偏磨狀況分析

        2006年至2009年寶浪油田偏磨井作業(yè)情況見表1。由表1可以看出,寶浪油田偏磨作業(yè)井逐年增加,2006年至2009年共發(fā)生偏磨作業(yè)127井次,占總檢泵作業(yè)的29.7%。

        表1 寶浪油田偏磨作業(yè)井統(tǒng)計

        在實際應(yīng)用中,寶浪油田油管磨穿位置主要集中在100~150根之間,也就是說油管偏磨嚴重井段主要集中在1000~1500 m之間。

        2 管桿偏磨原因分析及技術(shù)對策

        對于直井來說,如果抽油桿柱下行阻力過大,則會產(chǎn)生中和點,中和點以下的抽油桿在軸向壓力的作用下,發(fā)生彎曲,從而產(chǎn)生了側(cè)向力,管桿在側(cè)向力的作用下就會發(fā)生偏磨。中和點位置越高,底部抽油桿受到的側(cè)向力越大,偏磨就越嚴重[1]。以φ73的油管和φ22的抽油桿為例,若中和點以下的抽油桿長度達到170 m,則軸向壓力達到5 kN時,側(cè)向力為124 N,接箍磨損速度為7.61 mm/a。若中和點以下的抽油桿長度達到240 m,軸向壓力將增加至7 kN,側(cè)向力達到174 N,磨損速度可達到10.3 mm/a。

        通過統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以認為,寶浪油田直井偏磨的主要原因是在下沖程時,抽油桿下行阻力過大,產(chǎn)生中和點,中和點下部的抽油桿彎曲變形產(chǎn)生偏磨側(cè)向力。產(chǎn)生偏磨側(cè)向力的主要原因有兩方面。

        2.1 沉沒度小,泵的充滿程度低

        如果油井沉沒度低,泵的充滿程度差,下沖程時,柱塞在泵內(nèi)會發(fā)生液擊現(xiàn)象,使抽油桿受到一個向上的沖擊力,尤其在沖次較高時,沖擊力更大,沖擊力加劇抽油桿震動,增大震動載荷;另外由于沉沒壓力低,導(dǎo)致原油提前脫氣,原油粘度增加,使抽油桿下行阻力增大,即表現(xiàn)為抽油桿軸向分布力降低,受壓段長度增加。

        從圖1、圖2可以看出,沉沒度小于200 m時,抽油桿軸向分布力急劇下降,受壓段長度急劇上升;沉沒度大于200 m時,抽油桿軸向分布力及受壓段長度變化較為平緩。

        圖1 抽油桿分布力隨沉沒度變化情況

        圖2 抽油桿受壓段隨沉沒度變化情況

        從寶浪油田近年來抽油機井沉沒度變化趨勢可以看出(圖3),動液面持續(xù)下降,沉沒度不斷變小,特別是2008年和2009年,沉沒度均小于200 m。統(tǒng)計偏磨井的沉沒度分布情況見表2,可以看出,隨著沉沒度的降低,偏磨井大幅度增加。

        圖3 近年來抽油機井沉沒度變化趨勢

        表2 偏磨井的不同沉沒度分布情況統(tǒng)計

        2.2 油井產(chǎn)出液高含水

        油井產(chǎn)出液高含水主要從以下三個方面加劇偏磨:一是當(dāng)油井產(chǎn)出液含水大于74.02%時,產(chǎn)出液換向,由油包水型轉(zhuǎn)換為水包油型,也就是說,管桿表面失去了原油的保護作用,產(chǎn)出水直接接觸金屬,加速了管桿腐蝕,從而使管桿強度降低不耐磨。二是含水升高后,產(chǎn)出液的密度增加,抽油桿所受的浮力、柱塞與泵筒之間摩擦力、液體對抽油桿的上頂力增加,從而使抽油桿下行阻力增加,中和點上移,偏磨段增加。三是管桿偏磨發(fā)生后,油管內(nèi)壁和抽油桿之間由于失去了原油的潤滑作用,從而加劇偏磨,在短時間內(nèi)就會造成嚴重磨損。抽油桿軸向分布力及受壓段變化情況如圖4、圖5所示。

        由圖4、圖5可以看出,油井產(chǎn)出液含水小于70%時,抽油桿軸向分布力及受壓段長度變化較平緩,當(dāng)油井產(chǎn)出液含水大于70%時,抽油桿軸向分布力急劇下降,受壓段長度急劇增加。

        圖4 抽油桿分布力隨含水變化情況

        圖5 抽油桿受壓段隨含水變化情況

        由表3統(tǒng)計可以看出,油井產(chǎn)出液高含水是影響偏磨的重要原因。

        表3 不同含水的偏磨井分布情況

        3 技術(shù)對策及效果分析[2]

        3.1 低沉沒度井防偏磨技術(shù)試驗及效果

        (1)降低生產(chǎn)參數(shù)。對小沉沒度的井,在沒有增產(chǎn)措施的情況下,通過調(diào)小生產(chǎn)參數(shù),達到降低抽油桿下行阻力和提高沉沒度的目的,從而減緩油井管桿偏磨。在小沉沒度井上試驗了72口井,沖次由5次/min調(diào)整至2.5次/min,沉沒度由調(diào)前的76 m提高到調(diào)后的146 m。偏磨免修期由平均120天延長至310天,最長達到380天。

        (2)采用接箍旋轉(zhuǎn)扶正器。接箍旋轉(zhuǎn)扶正器由連接體與扶正體組成,連接體取代抽油桿接箍,扶正體限位在連接體上,起到桿柱扶正、防止連接體磨損的功效。在小沉沒度井上應(yīng)用接箍旋轉(zhuǎn)扶正器89口井。偏磨免修期由平均160天延長至350天。

        (3)采用加大油管技術(shù)。加大油管防偏磨技術(shù)主要是指在油管易偏磨井段用3寸半油管替換2寸7油管,這樣油管內(nèi)徑由原來的62 mm變成了76 mm,油管內(nèi)徑在原來的基礎(chǔ)上增大了14 mm,可減小由于抽油桿下行阻力所產(chǎn)生的側(cè)向偏磨分力。該技術(shù)在2口井上試驗,應(yīng)用后未發(fā)生油管磨穿現(xiàn)象,應(yīng)用效果好。

        3.2 高含水井防偏磨技術(shù)試驗及效果

        (1)全井扶正技術(shù)試驗。由于高含水井的腐蝕與偏磨共存導(dǎo)致偏磨加速的特點,為了更好地防止管桿偏磨,試驗了全井扶正技術(shù)55口井,平均含水90%。措施后油井偏磨免修期由平均130天延長至260天。

        (2)油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置試驗。油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置主要由蝸輪蝸桿及密封部分組成,轉(zhuǎn)動蝸桿時,帶動蝸輪旋轉(zhuǎn),通過空心軸和傳動鍵將轉(zhuǎn)矩傳給油管懸掛器,由油管懸掛器帶動井內(nèi)油管轉(zhuǎn)動,使桿管間的摩擦部位發(fā)生變化,使油管單面磨損變?yōu)橹芟蚓鶆蚰p,延長油管使用壽命。油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置試驗36口井,平均含水89.0%。偏磨免修期由平均145天延長至300天,最長達到380天。

        (3)抽油桿旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置試驗。抽油桿旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置與油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置一樣,也是采用渦輪渦桿結(jié)構(gòu),利用驢頭的上下運動帶動抽油桿進行周向旋轉(zhuǎn)。抽油桿旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置試驗47口井,平均含水91%。偏磨免修期由平均154天延長至310天,最長達到400天。

        4 認識

        (1)低沉沒度和高含水是造成油井管、桿偏磨的主要原因。

        (2)對于低沉沒井,降低生產(chǎn)參數(shù),提高油井沉沒度,對防止管桿偏磨具有較好的效果。

        (3)全井扶正技術(shù)具有較好的防偏磨效果,油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置可使油管單面磨損變?yōu)橹芟蚓鶆蚰p,延長油管使用壽命。

        (4)抽油桿旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置可使抽油桿接箍單面磨損變?yōu)橹芟蚓鶆蚰p,延長抽油桿偏磨周期。

        (5)油管旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置和抽油桿旋轉(zhuǎn)防偏磨裝置配套使用可以同時起到減緩油管和抽油桿偏磨的作用。同時應(yīng)加強旋轉(zhuǎn)裝置管理,提高防偏磨效果。

        (6)旋轉(zhuǎn)接箍扶正器可消除對卡式尼龍扶正器存在的竄位問題,可以起到更好的防偏磨效果。

        [1]叢蕊.水驅(qū)抽油機井桿管偏磨力學(xué)機理與預(yù)防措施研究[D].大慶石油學(xué)院碩士研究生論文,2002.

        [2]靳從起.抽油機井偏磨腐蝕機理及防治對策[J].石油礦場機械,1999,(5):56-58.

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