论文部分内容阅读
1、前言
随着水平井、斜井、高含水井、低产井等类型油井的日渐增多，抽油机井杆管磨损问题已经成为困扰油井生产的主要问题之一。以高升采油厂某地区为例，初步统计有近60口井存在较严重的偏磨问题。油井磨损主要表现在管杆偏磨严重、检泵周期明显缩短、生产成本显著上升等方面，现阶段管、杆磨损问题已成为我厂生产中急需解决的现实问题之一。由于对我厂抽油机井杆、管偏磨机理没有准确、清晰的认识，目前采取的各项防偏磨措施有效率偏低，措施有效期短。因此有必要开展油井杆管偏磨机理及防偏磨技术的研究与应用，以达到延长油井检泵周期、降低生产管理难度及生产成本并改善区块开发效果的目的。
2、存在的主要问题
某地区共部署油井107口，其中11块有油井67口，开井62口，64块有油井40口，开井39口。由于受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度大及狗腿度大，油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。生产过程中52%以上的油井存在着不同程度的偏磨，各井偏磨井段见附表1。另外，由于油藏埋藏深，油井下泵深度大（最深2130m，平均泵深1906m），导致油井负荷增加，增加了断脱的可能性。区块油井断脱平均免修期只有180d左右，因偏磨造成的检泵工作量占维护性作业工作量的54.2%，偏磨断脱已成为导致油井检泵的主要原因。
目前针对油井偏磨问题，主要使用尼龙防偏磨器和高强接箍，实施之后，取得了一定的防偏磨效果，但是尼龙防磨器使用寿命仅3个月，限制了防偏磨效果，另外磨损产生的碎片易导致卡泵，高强接箍使用之后，有效的解决了抽油杆接箍磨损问题，但对油管磨损较严重，出现了多次管漏问题，因此，目前尚缺乏有效的解决该地区油井偏磨问题的技术手段。
3、油井防偏磨技术研究
3.1偏磨机理分析
（1）井斜及狗腿度影响
受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度及狗腿度大，本地区油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。在油井井斜及狗腿度较大的井段会形成扭曲和拐点，使油管产生弯曲，在油井生产时，油管和抽油杆在“拐点”处接触，产生摩擦。 “拐点”离井口越近，抽油杆柱对油管的水平分力也越大，磨损越严重。
（2）杆柱“失稳”对偏磨的影响
上冲程：杆柱每一点受力为：向上的拉力、该点以下杆柱的重力、杆柱与液体的磨擦力、活塞与泵筒的磨擦力。在此过程中，杆柱每一点的合力都是向上的，杆柱被拉直，不会发生偏磨现象。中性点以下油管受力如下：油管在液体中的重力、管内介质对油管的摩擦力、活塞对泵筒的摩擦力。在上述力的作用下，下部油管发生摆动与抽油杆接箍产生摩擦。这种偏磨较轻，通常为双面偏磨。
下冲程：油管每一点的合力都是向下，油管被拉直，不会发生偏磨现象。杆柱每一点的受力为：该点以下杆柱的重力，杆柱与液体向上的磨擦阻力，活塞与泵筒磨擦产生的向上的阻力，该点以上杆柱的重力作用于该点形成的向下的压力。在此过程中，中性点以上的抽油杆始终处于拉伸状态，不会弯曲变形并发生偏磨现象。
中性点以下的抽油杆由于重力较小，不足以克服其它各种向上的阻力，且该点以上杆柱的重力较大，作用于该点形成向下的压力较大，下部杆柱在强大的压力作用下完成下冲程，容易弯曲变形，发生偏磨现象。由于杆柱的塑性较强，上部的重力不会很快对下部形成压力，而下部杆柱在上冲程的惯性力作用下还在向上运动，大大增加了中下部杆柱的弯曲程度，杆柱发生弯曲的这种现象，称为“失稳”。
（3）井液的性能
油管与抽油杆间的相对运动是发生在冲程距离内的低速往复运动，在此范围内如果发生管、杆间的相对接触，将发生相对摩擦现象，若润滑不良，便会引发磨损。这种运动发生于充满井液的油管中，井液的润滑特性决定了管、杆间的摩擦程度以及是否会发生磨损。如果井液的润滑性能良好，能够在摩擦副间形成良好的液体润滑膜，即使是在斜井与水平井中，摩擦与磨损在工程上也是一个能够容忍而加以忽略的问题。井液的润滑性质取决于其含水、含气、原油粘度等综合情况，水不能充当良好的润滑剂，磨损现象通常会随着含水增高而加剧，当含水高于80%时，杆管偏磨率较高。
另外，原油黏度越大，抽油桿与液体的摩擦阻力越大，磨损率越高。特别是原油黏度对油井温度敏感的井，当井温降低时，由于原油黏度增大，会加剧磨损。
3.2偏磨原因分析
据现场跟踪发现，偏磨油井平均泵深1900m，磨损井段平均为泵上600m至泵深处，利用软件对各偏磨井杆柱中性点进行了计算，发现中性点平均位于泵上265m处，这与现场跟踪的偏磨井泵上300m井段偏磨严重较为吻合，而300～600m井段偏磨程度相对较轻，主要原因为上行程时油管弯曲所致。
另外，部分油井偏磨井段较长，达到1000m以上，且井段上部及下部均有偏磨，这主要是受油井上部井段狗腿度大及中性点以下杆柱弯曲双重作用所致。以641714井为例，该井偏磨井段为800～1000m和1300～1800m，经计算发现800～1000m为全井狗腿度最大的井段，达3.71°，该段偏磨主要原因为狗腿度较大，而1300～1800m最大狗腿度仅为1.15°，偏磨也很严重，该段偏磨主要原因为中性点以下杆柱弯曲，目前发现该类偏磨的油井共有4口。
通过上述分析发现，油井偏磨原因主要由两种：一是中性点以下杆柱弯曲导致偏磨；二是部分井段狗腿度及井斜角大导致偏磨。
5、结论
通过2010年各类清防蜡综合技术的研究与应用，得出如下结论：
1、在明确地区油井偏磨机理的基础上，通过研究、应用与完善，形成了油井防偏磨优化设计结合固体润滑抽油杆扶正器的油井防偏磨配套技术，大幅提高了措施的针对性和有效率，显著的改善了防偏磨效果；
2、该技术的研究及成功应用，有效的解决了油井杆管偏磨难题，延长了油井检泵周期，为降低油井生产管理难度及实现优质低耗生产提供了有力的技术手段，同时也为国内外其它区块类似问题的解决提供了参考和借鉴。
随着水平井、斜井、高含水井、低产井等类型油井的日渐增多，抽油机井杆管磨损问题已经成为困扰油井生产的主要问题之一。以高升采油厂某地区为例，初步统计有近60口井存在较严重的偏磨问题。油井磨损主要表现在管杆偏磨严重、检泵周期明显缩短、生产成本显著上升等方面，现阶段管、杆磨损问题已成为我厂生产中急需解决的现实问题之一。由于对我厂抽油机井杆、管偏磨机理没有准确、清晰的认识，目前采取的各项防偏磨措施有效率偏低，措施有效期短。因此有必要开展油井杆管偏磨机理及防偏磨技术的研究与应用，以达到延长油井检泵周期、降低生产管理难度及生产成本并改善区块开发效果的目的。
2、存在的主要问题
某地区共部署油井107口，其中11块有油井67口，开井62口，64块有油井40口，开井39口。由于受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度大及狗腿度大，油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。生产过程中52%以上的油井存在着不同程度的偏磨，各井偏磨井段见附表1。另外，由于油藏埋藏深，油井下泵深度大（最深2130m，平均泵深1906m），导致油井负荷增加，增加了断脱的可能性。区块油井断脱平均免修期只有180d左右，因偏磨造成的检泵工作量占维护性作业工作量的54.2%，偏磨断脱已成为导致油井检泵的主要原因。
目前针对油井偏磨问题，主要使用尼龙防偏磨器和高强接箍，实施之后，取得了一定的防偏磨效果，但是尼龙防磨器使用寿命仅3个月，限制了防偏磨效果，另外磨损产生的碎片易导致卡泵，高强接箍使用之后，有效的解决了抽油杆接箍磨损问题，但对油管磨损较严重，出现了多次管漏问题，因此，目前尚缺乏有效的解决该地区油井偏磨问题的技术手段。
3、油井防偏磨技术研究
3.1偏磨机理分析
（1）井斜及狗腿度影响
受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度及狗腿度大，本地区油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。在油井井斜及狗腿度较大的井段会形成扭曲和拐点，使油管产生弯曲，在油井生产时，油管和抽油杆在“拐点”处接触，产生摩擦。 “拐点”离井口越近，抽油杆柱对油管的水平分力也越大，磨损越严重。
（2）杆柱“失稳”对偏磨的影响
上冲程：杆柱每一点受力为：向上的拉力、该点以下杆柱的重力、杆柱与液体的磨擦力、活塞与泵筒的磨擦力。在此过程中，杆柱每一点的合力都是向上的，杆柱被拉直，不会发生偏磨现象。中性点以下油管受力如下：油管在液体中的重力、管内介质对油管的摩擦力、活塞对泵筒的摩擦力。在上述力的作用下，下部油管发生摆动与抽油杆接箍产生摩擦。这种偏磨较轻，通常为双面偏磨。
下冲程：油管每一点的合力都是向下，油管被拉直，不会发生偏磨现象。杆柱每一点的受力为：该点以下杆柱的重力，杆柱与液体向上的磨擦阻力，活塞与泵筒磨擦产生的向上的阻力，该点以上杆柱的重力作用于该点形成的向下的压力。在此过程中，中性点以上的抽油杆始终处于拉伸状态，不会弯曲变形并发生偏磨现象。
中性点以下的抽油杆由于重力较小，不足以克服其它各种向上的阻力，且该点以上杆柱的重力较大，作用于该点形成向下的压力较大，下部杆柱在强大的压力作用下完成下冲程，容易弯曲变形，发生偏磨现象。由于杆柱的塑性较强，上部的重力不会很快对下部形成压力，而下部杆柱在上冲程的惯性力作用下还在向上运动，大大增加了中下部杆柱的弯曲程度，杆柱发生弯曲的这种现象，称为“失稳”。
（3）井液的性能
油管与抽油杆间的相对运动是发生在冲程距离内的低速往复运动，在此范围内如果发生管、杆间的相对接触，将发生相对摩擦现象，若润滑不良，便会引发磨损。这种运动发生于充满井液的油管中，井液的润滑特性决定了管、杆间的摩擦程度以及是否会发生磨损。如果井液的润滑性能良好，能够在摩擦副间形成良好的液体润滑膜，即使是在斜井与水平井中，摩擦与磨损在工程上也是一个能够容忍而加以忽略的问题。井液的润滑性质取决于其含水、含气、原油粘度等综合情况，水不能充当良好的润滑剂，磨损现象通常会随着含水增高而加剧，当含水高于80%时，杆管偏磨率较高。
另外，原油黏度越大，抽油桿与液体的摩擦阻力越大，磨损率越高。特别是原油黏度对油井温度敏感的井，当井温降低时，由于原油黏度增大，会加剧磨损。
3.2偏磨原因分析
据现场跟踪发现，偏磨油井平均泵深1900m，磨损井段平均为泵上600m至泵深处，利用软件对各偏磨井杆柱中性点进行了计算，发现中性点平均位于泵上265m处，这与现场跟踪的偏磨井泵上300m井段偏磨严重较为吻合，而300～600m井段偏磨程度相对较轻，主要原因为上行程时油管弯曲所致。
另外，部分油井偏磨井段较长，达到1000m以上，且井段上部及下部均有偏磨，这主要是受油井上部井段狗腿度大及中性点以下杆柱弯曲双重作用所致。以641714井为例，该井偏磨井段为800～1000m和1300～1800m，经计算发现800～1000m为全井狗腿度最大的井段，达3.71°，该段偏磨主要原因为狗腿度较大，而1300～1800m最大狗腿度仅为1.15°，偏磨也很严重，该段偏磨主要原因为中性点以下杆柱弯曲，目前发现该类偏磨的油井共有4口。
通过上述分析发现，油井偏磨原因主要由两种：一是中性点以下杆柱弯曲导致偏磨；二是部分井段狗腿度及井斜角大导致偏磨。
5、结论
通过2010年各类清防蜡综合技术的研究与应用，得出如下结论：
1、在明确地区油井偏磨机理的基础上，通过研究、应用与完善，形成了油井防偏磨优化设计结合固体润滑抽油杆扶正器的油井防偏磨配套技术，大幅提高了措施的针对性和有效率，显著的改善了防偏磨效果；
2、该技术的研究及成功应用，有效的解决了油井杆管偏磨难题，延长了油井检泵周期，为降低油井生产管理难度及实现优质低耗生产提供了有力的技术手段，同时也为国内外其它区块类似问题的解决提供了参考和借鉴。