李甜 王軍 吳文飛 鄧宇 劉發(fā)文 劉懷林

摘? 要：本文在對(duì)抽油機(jī)排采的煤層氣定向斜井排采管柱與桿柱間偏磨機(jī)理深入分析研究的基礎(chǔ)上，制定了一套防偏磨的桿柱配制組合技術(shù)方案，并根據(jù)2016年至今在貴州省畢節(jié)市、六盤水市部分地區(qū)應(yīng)用情況進(jìn)行總結(jié)分析，認(rèn)為該技術(shù)防偏磨效果良好，為后續(xù)貴州省抽油機(jī)排采煤層氣井管桿的防偏磨設(shè)計(jì)提供參考。

關(guān)鍵詞：煤層氣定向斜井；排采；油管；抽油桿；扶正器；防偏磨

1.引言

煤層氣勘探開發(fā)中，有桿抽水系統(tǒng)在定向斜井中應(yīng)用普遍，但對(duì)全國大量煤層氣區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，前期這些有桿泵生產(chǎn)井的平均檢泵周期大部分不超過1年，管桿偏磨導(dǎo)致的油管漏失、抽油桿斷脫等問題是出現(xiàn)該情況的主要原因。因此，很有必要研究建立一套行之有效的煤層氣井有桿排水系統(tǒng)技術(shù)方案，延長檢泵周期，保持排采連續(xù)性，降低開發(fā)成本，促進(jìn)提高單井產(chǎn)氣量。

2.管桿偏磨對(duì)排采生產(chǎn)的影響

煤層氣井管桿偏磨，對(duì)煤層氣井產(chǎn)生的主要影響是油管漏失或抽油桿斷脫，致使排采中斷，需要一定時(shí)間進(jìn)行檢泵作業(yè)才能恢復(fù)正常排采生產(chǎn)，影響排采連續(xù)性；同時(shí)檢泵導(dǎo)致的井底流壓回升也影響排采平穩(wěn)性，最終影響產(chǎn)氣量，甚至有的井產(chǎn)氣量此后無法恢復(fù)。此外，檢泵增加生產(chǎn)維護(hù)成本，增加企業(yè)負(fù)擔(dān)，降低了煤層氣井開發(fā)綜合效益。

3.有桿泵系統(tǒng)中偏磨發(fā)生機(jī)理和原因

3.1偏磨發(fā)生機(jī)理

（1）機(jī)械磨損

抽油機(jī)井桿柱偏磨主要是由于抽油桿柱上、下行時(shí)液柱載荷轉(zhuǎn)移，抽油桿、油管不同步，引起變形彎曲；加上定向斜井或水平井自身質(zhì)量原因（井斜較大、撓曲頻繁），以及抽油桿在軸向載荷作用下的彎曲，造成抽油桿與油管直接接觸，在抽油桿上、下往復(fù)運(yùn)動(dòng)過程中產(chǎn)生機(jī)械磨損[1-2]。

（2）磨料磨損

油管內(nèi)流動(dòng)的流體產(chǎn)自煤層，含不同性質(zhì)的煤粉、巖屑等大量粉末狀固相物質(zhì)，使得抽油桿及其扶正器與油管間產(chǎn)生磨料磨損。

（3）化學(xué)腐蝕和結(jié)垢或細(xì)菌影響

煤層產(chǎn)出的流體常含有各種可致腐蝕、結(jié)垢的陰陽離子及細(xì)菌，對(duì)井內(nèi)的油管和抽油桿等具有化學(xué)或生物性腐蝕作用。

3.2偏磨發(fā)生原因

（1）桿柱中和點(diǎn)以下抽油桿彎曲

抽油桿柱在下沖程向下運(yùn)行時(shí)固定閥關(guān)閉，液柱載荷由抽油桿轉(zhuǎn)移到油管上，抽油桿卸載而發(fā)生彈性收縮彎曲。繼續(xù)下行時(shí)受到多重阻力，如活塞與襯套間半干摩擦阻力、液流通過活塞產(chǎn)生的阻力、環(huán)空液柱產(chǎn)生的浮力、粉末狀固相物質(zhì)產(chǎn)生的阻力，這些阻力加重了抽油桿彎曲；而此時(shí)油管承載拉伸為直線基本無彎曲，油管與抽油桿間相互接觸的相向運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生磨損性偏磨。

（2）井斜

由于井眼軌道井斜和狗腿度大，使油管和抽油桿的重力在井眼軌道中心線平行和垂直方向產(chǎn)生分力，垂直方向增大摩擦力和平行方向的力相對(duì)重力減小，進(jìn)一步使抽油桿柱產(chǎn)生彎曲，使油管和抽油桿間相互接觸，出現(xiàn)油管和抽油桿彼此間磨損性偏磨。

（3）設(shè)計(jì)不合理

管柱和桿柱設(shè)計(jì)不合理，使桿柱中和點(diǎn)以下或活塞附近的抽油桿強(qiáng)度太低，沉砂管和尾管長度不合理等，造成管桿偏磨。

（4）扶正器配置不合理

安裝在抽油桿上的扶正器因結(jié)構(gòu)不合理、材質(zhì)不理想或安裝位置不當(dāng)，使得管桿防偏磨效果差，甚至加重油管和抽油桿間的磨損性偏磨。

（5）產(chǎn)出液腐蝕

油管柱內(nèi)充滿流動(dòng)的液體，含各種可引起化學(xué)腐蝕的離子，在偏磨的基礎(chǔ)上使管桿偏磨表面更粗糙，在管桿表面再形成電化學(xué)腐蝕，加劇腐蝕，使偏磨加重。

（6）運(yùn)行參數(shù)不合理

在保證抽水系統(tǒng)正常運(yùn)行的情況下，需合理調(diào)整工作沖程、沖次等參數(shù)，避免因長沖程、高沖次的運(yùn)行，在慣性載荷和振動(dòng)載荷等的作用下，導(dǎo)致桿柱失穩(wěn)引起偏磨。

4.抽油桿柱偏磨發(fā)生主要區(qū)域分析

抽油桿中上部承受較大拉應(yīng)力，下部承受壓應(yīng)力，在抽油桿下沖程中，受力變得較復(fù)雜，不僅需承受壓應(yīng)力與拉應(yīng)力，在斜井中，因井斜角、狗腿度大，相位角變化大，還要承受交變荷載、扭應(yīng)力與彎曲應(yīng)力，在這些力的綜合作用下，抽油桿會(huì)發(fā)生彎曲并與油管壁產(chǎn)生偏磨，發(fā)生偏磨的區(qū)域多集中在彎曲井段，如造斜段、穩(wěn)斜段、狗腿度大的井段、中和點(diǎn)以下等部位都是容易發(fā)生偏磨的區(qū)域。以上偏磨情況在井斜角越大、狗腿度越大的煤層氣井中表現(xiàn)更明顯。

5.防偏磨對(duì)策分析

（1）優(yōu)化桿柱結(jié)構(gòu)

通常，管桿偏磨程度與抽油桿的彎曲程度呈正比，因此，降低抽油桿彎曲程度能夠大幅降低管桿偏磨。具體可選擇在桿柱底部加裝加重桿、調(diào)整桿柱配比結(jié)構(gòu)，增強(qiáng)抽油桿柱底部抗形變能力和增加底部重力，改善抽油桿柱底部彎曲情況，最終達(dá)到減少甚至避免管桿偏磨的目的。

（2）增加防偏磨涂層

通過在油管和抽油桿上涂抹防磨涂層，降低管桿偏磨，一般可用高密度聚乙烯塑料內(nèi)襯油管，通過改變油管結(jié)構(gòu)防治管桿偏磨。高密度聚乙烯塑料管與金屬材料管比，導(dǎo)熱系數(shù)和摩擦因數(shù)均極低，且具有較高的耐腐蝕性和耐磨性[3]。

（3）加裝防偏磨裝置

抽油桿上加裝防偏磨裝置，尤其在造斜段、穩(wěn)斜段、狗腿度大等重點(diǎn)井段，接近柱塞等部位，通過配置、調(diào)整扶正裝置合理的結(jié)構(gòu)和間距，盡可能降低管桿間碰撞與摩擦，降低軸向力作用，最終改善偏磨。必要時(shí)加裝新型抗磨裝置，如萬向滾輪扶正器、導(dǎo)向器等，利用抗磨套裝降低管桿摩擦系數(shù)，延長其使用壽命，同時(shí)該裝置還可以優(yōu)化管桿接觸偏磨問題，降低摩擦阻力[4]。

（4）優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)

排采中，盡可能保持較長沖程、較大泵徑、較低沖次，以降低沖擊次數(shù)或偏磨行程，進(jìn)而降低管桿偏磨。對(duì)中后期產(chǎn)水量較小的煤層氣井間抽，避免干磨，進(jìn)一步增長管桿壽命。

6.定向斜井防偏磨桿柱優(yōu)化方案

通過以上分析，提出一種抽油機(jī)排采煤層氣定向斜井管桿偏磨防治優(yōu)化技術(shù)，具體方案如下：

（1）在桿柱的最下部采用φ38mm加重桿或φ25mm抽油桿；沉砂油管大于25m。

（2）井斜角小于3度且方位角變化較小井段，按直井段設(shè)計(jì)扶正器；若中和點(diǎn)在直井段以下，一般不加扶正裝置；若中和點(diǎn)在直井段內(nèi)，則根據(jù)中和點(diǎn)位置和抽油桿受力變形位置進(jìn)行扶正器安裝位置設(shè)計(jì)。

（3）在井斜角3°至5°井段，若方位角變化較大，則在方位角變化最大位置適當(dāng)加密安裝扶正器。

（4）從光桿始至第一個(gè)萬向滾輪扶正器間，每3根抽油桿安裝1個(gè)卡式扶正器，安裝位置距接箍約30cm處。

（5）造斜段內(nèi)的桿柱，自造斜點(diǎn)上部20至30m始至穩(wěn)斜點(diǎn)下部約20至30m間，每40至60m加裝1個(gè)萬向滾輪扶正器，該井段抽油桿之間未安裝萬向滾輪扶正器的，每處安裝1個(gè)旋轉(zhuǎn)扶正器。

（6）從第一個(gè)萬向滾輪扶正器至最后一個(gè)萬向滾輪扶正器間的桿柱，每2根抽油桿中間位置安裝一個(gè)卡式扶正器。

（7）穩(wěn)斜段至柱塞的桿柱，每20至30m抽油桿加裝1個(gè)旋轉(zhuǎn)扶正器。

7.現(xiàn)場應(yīng)用情況

D1煤層氣開發(fā)井臺(tái)

畢節(jié)D-3煤層氣開發(fā)井臺(tái)，共4口井，其中3口為定向斜井，最大井斜35°至35.9°，最大狗腿度5.64°至7.28°。該井臺(tái)全部采用抽油機(jī)管式泵系統(tǒng)設(shè)備，于2017年1月完成下泵和裝抽開始排采，桿柱結(jié)構(gòu)按定向斜井防偏磨桿柱優(yōu)化方案設(shè)計(jì)，下泵完井泵深592.24至700.03m。

（1） D3-2井連續(xù)排采至2019年9月，共32個(gè)月，因出煤粉嚴(yán)重而卡泵。據(jù)卡泵前功圖和運(yùn)行情況及卡泵后采取的抽油機(jī)活動(dòng)桿柱措施情況判斷，該井管桿正常，無漏失、斷脫。

（2） D3-4井連續(xù)排采至2022年1月技術(shù)停抽，共61個(gè)月，期間未發(fā)生檢泵、斷脫、漏失等情況，期間功圖測試懸點(diǎn)最大載荷23.8kN。據(jù)技術(shù)停抽前運(yùn)行和功圖判斷，該井管桿運(yùn)行正常。

（3） D3-3井連續(xù)排采至2020年4月，連續(xù)運(yùn)行39個(gè)月，期間未發(fā)生檢泵、斷脫、漏失等情況，期間功圖測試懸點(diǎn)最大載荷22.9kN。2020年4月，因抽油泵固定閥漏失檢泵，對(duì)起出管柱和桿柱進(jìn)行觀察和分析，判斷油管和抽油桿間有一定磨損，但不影響正常運(yùn)行，無斷脫、漏失，進(jìn)一步體現(xiàn)了定向斜井防偏磨桿柱優(yōu)化方案的有效性。井桿柱分析方面，該井共73根抽油桿，自井口至第38根及第55根至柱塞間無偏磨；自第39至54根抽油桿（深度314.78至434.84m）開始，旋轉(zhuǎn)扶正器上的尼龍?bào)w凸出外沿均有明顯磨損痕跡，磨損厚度1至2mm（見圖1），抽油桿無明顯磨損痕跡。管柱分析方面，油管外部無磨損，自井口至第28根油管和第58根以下至絲堵位置的油管內(nèi)部無偏磨現(xiàn)象；第28至58根油管（深度273.26至558.75m）內(nèi)表面有磨損痕跡（見圖2），用手指觸摸，有臺(tái)階感，磨損最深深度約1mm，越往下越深。

8.結(jié)論

（1）煤層氣定向斜井管桿偏磨主要是桿柱中和點(diǎn)以下抽油桿彎曲、井斜、設(shè)計(jì)不合理、抽油桿扶正器配置不合理、產(chǎn)出液腐蝕、運(yùn)行參數(shù)不合理引起的。

（2）根據(jù)偏磨發(fā)生機(jī)理針對(duì)性地改進(jìn)了桿柱配置、扶正器種類及安裝位置，研究制定技術(shù)方案，通過現(xiàn)場最長連續(xù)5年多時(shí)間運(yùn)行，表明該技術(shù)能有效防止有桿泵系統(tǒng)的管桿偏磨，延長檢泵周期，保證煤層氣井排采的連續(xù)性和平穩(wěn)性，為提高單井產(chǎn)氣量提供良好的保證，并降低了生產(chǎn)成本。

參考文獻(xiàn)

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[2]楊海濱，狄勤豐，王文昌。抽油桿柱與油管偏磨機(jī)理及偏磨點(diǎn)位置預(yù)測．石油學(xué)報(bào)．2005，26（2）：100-103

[3]李明，劉慶，高華。煤層氣井管桿偏磨的因素及防治技術(shù)探討[J].中國石油石化， 2016（S2）：1.DOI：10.3969/j.issn.1671-7708.2016.z2.091.

[4]任立昌。煤層氣井桿管偏磨治理對(duì)策[J].能源與節(jié)能，2013，000（008）：18-19.DOI：10.3969/j.issn.2095-0802.2013.08.009.

作者單位：

李甜? ?劉懷林：貴州頁巖氣勘探開發(fā)有限公司

王軍：貴州能源集團(tuán)有限公司

吳文飛? 鄧宇? 劉發(fā)文 ：貴州煤層氣能源開發(fā)有限公司