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(yuǎn)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(yán)重，2009年偏磨井?dāng)?shù)達(dá)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(yán)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(yán)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(dá)到170 m，則軸向壓力達(dá)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(dá)到240 m，軸向壓力將增加至7 kN，側(cè)向力達(dá)到174 N，磨損速度可達(dá)到10.3 mm／a。

通過統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以認(rèn)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(yán)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(dá)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(dá)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(dá)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(dá)到400天。

4 認(rèn)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.