螺桿泵井桿管偏磨的治理

摘要：螺桿泵采油是近些年發展起來的一種先進的采油工藝技術。近年來，大慶油田螺桿泵采油得到了廣泛的應用，目前已經近6000口井，在我廠就有將近1400口。但近年來卻出現桿管磨損日趨嚴重的問題。針對螺桿泵井桿管偏磨問題日益突出，本文分析了螺桿泵井桿管磨損的原因，桿管磨損除了泵舉升井液和流道間隙的影響外，還有桿柱震動和扶正器布置方式的影響。對螺桿泵井抽油桿柱進行分析并求解了螺桿泵井抽油桿柱在傳遞扭矩過程中產生的橫向位移，確定了扶正器的安裝位置。

為了監測螺桿泵工作狀態，提高工作效率。判斷故障原因.挖掘油井潛力，保障設備安全、可靠、有效地工作，提高螺桿泵井科學管理水平，有必要開展螺桿泵桿管偏磨的問題研究。

主題詞：螺桿泵；桿管；偏磨

1、前言

隨著油田開發的不斷深入，螺桿泵獨特的性能優勢在油田生產中的作用越來越明顯，已經成為油田的主要舉升方式之一。但由于桿管偏磨問題日益突出，因此對螺桿泵采油系統桿管柱進行力學研究是十分必要的，對完善其工作理論具有重要的實際意義。

2、磨損原因理論分析

2.1、舉升液體的影響

眾所周知，液體在油管內被舉升過程中，受流態變化影響，其流動摩擦系數不同。在螺桿泵采油系統中，轉速對液體流態變化起主要作用。螺桿泵轉速越高，液體的流動所受摩阻越大。

流體運行表現為層流、紊流等狀態進一步說明環空管內的流動阻力不僅與軸向雷諾數有關，而且與旋轉效應有關，根據流體力學理論，流動阻力系數公式為:

而軸向雷諾數和旋轉雷諾數又和轉速之間有著正比例的關系。顯然，在螺桿泵采油系統中，隨著轉速增大，桿柱與油管發生碰撞接觸的幾率增大。

2.2、桿柱振動的影響

根據螺桿泵的工作原理，由于轉子在定子腔內繞偏心做行星回轉運動，在螺桿繞軸線轉動時就會產生周期性的激振力，由于結構限制，無法對它進行結構平衡，且其轉動慣量很大，故泵在運轉時振動很大，轉動慣量和離心力越大，產生的振動越大。設轉子的質量為m，偏心距為e，則產生的離心力近似為:

由上式可看出，2個力的作用下引起整個泵系統的振動，特別是大中排量的螺桿泵偏心距較大，其離心力也大。因此，在較高轉速下，桿柱振動也是造成桿管磨損的因素之一。

2.3、扶正器布置方式的影響

螺桿泵在運轉過程中，桿柱還存在由離心慣性力所引起的彎矩，其計算公式為:

由上式可看出，螺桿泵工作時，離心慣性力彎矩不僅與n的平方成正比，也與兩扶正器的間距ΔL的平方成正比。因此，桿柱扶正器間距對彎矩影響較大，不安裝扶正器或扶正器布置不合理時，離心慣性力引起的彎矩也就隨之增加，必然導致桿柱彎曲，增加了磨損的幾率。

3、資料論證

統計表明，螺桿泵井桿旋轉產生的桿管磨損現象與抽油機井桿往復運動產生的桿管磨損現象有一定的相似性，但磨損機理卻不盡相同。

3.1、磨損位置

統計了近兩年磨損嚴重的48口井，從磨損位置看，桿管磨損段主要集中在400～900m(見表1)。

表1桿管磨損位置

磨損段/m0～400400～900≥900

井數/口33210

百分比/%12.568.2819.22

3.2、桿柱結構

統計了與76mm油管配套的64口螺桿泵井檢泵情況，，應用的25和28mm實心桿、38和42mm空心桿中，空心桿的磨損率明顯高于實心桿。

3.3、螺桿泵轉速

從螺桿泵轉速看，轉速大于100r/min井的磨損率達47.5%，顯然，高轉速井的磨損率高于低轉速井(見表3)。

表3不同轉速井的磨損率

轉速/(r#8226;min-1)≤9090～100≥100

井數/口81319

磨損率/%2032.547.5

3.4、舉升液體物性

從螺桿泵井舉升液體物性來看，因桿管磨損而檢泵的水驅螺桿泵井占水驅檢泵螺桿泵井的18.7%；因桿管磨損而檢泵的聚驅螺桿泵井占聚驅檢泵螺桿泵井的28.9%。顯然，舉升液體粘度越高，桿管磨損越嚴重(見表4)。

表4水驅與聚驅磨損井比較

分類檢泵井數/口磨損井數/口比例/%

水驅2304318.7

聚驅1424128.9

4、治理措施

通過上述分析，從理論上得到了螺桿泵井桿管磨損的原因，為制定合理的治理措施提供了基礎。

4.1、優化抽油桿柱扶正器

由于聚驅井的沉沒度高，液體黏度高，密度大，上頂力增加，導致抽油桿在液體中的重量降低，呈懸浮狀態。另外，受黏滯力的影響，抽油桿在轉動時，與液體的磨阻扭矩增加，抽油桿呈蛇型旋轉，導致偏磨。從抽油桿扭矩情況分析，中和點下部下入加重抽油桿，使桿柱呈直線旋轉，減少偏磨的現象。另外，安裝抽油桿扶正器減少偏磨，采用空心抽油桿避免運動失穩，具體計算公式如下：

式中——扶正器間距，cm；

——鋼的彈性模量，2.06×10kN/cm；

——空心抽油桿外徑，cm；

——空心抽油桿內徑，cm；

g——重力加速度，m/s；

——最下一級抽油桿截面積，m；

——產出液體密度，kg/m；

在不改變抽油桿強度和傳送扭矩的情況下，對于新井采用均勻非連續的安裝扶正器措施。例如120根抽油桿，按照常規每5根安一個扶正器，安裝24個，可分為三段，每段40根，最下部每三根桿安裝1個，中間每5根桿安裝1個，最上部每10根桿安裝1個，也是安裝24個，也不改變桿柱的受力，同時可以加強下部桿柱的扶正效果，減少下部抽油桿及油管的偏磨現象。

目前大慶油田針對螺桿泵桿管磨損問題，采取的主要措施就是桿柱扶正，特別是對聚合物驅磨損嚴重的螺桿泵井，從理論與實踐相結合出發，采取優化扶正措施，起到了較好的防磨損作用，聚驅螺桿泵井平均檢泵周期由2008年的599d提高到2009年的655d。

4.2、采用實心桿，縮小抽油桿桿徑

螺桿泵舉升液體與抽油機井和電潛泵井不同，在油管內，液體中的每個質點都循一條繞軸的螺旋線以一定的角速度和軸向速度運行，即在旋轉和生產壓差兩種力作用下產生螺旋線流動。即在油管管徑一定的情況下，提高抽油桿的強度以縮小桿徑是一項防止桿管磨損的有力措施。

自2005年以來，在喇嘛甸油田試驗了外壁加厚的實心錐扣SHY級工藝桿，提高桿的抗扭強度，以往GLB1200螺桿泵一般與38mm空心桿匹配，經過室內試驗，28mm實心錐扣SHY級抽油桿抗扭強度超過了38mm空心桿。近幾年來，已經現場更換實心桿井近20口，更換檢泵周期得到延長，最長正常運轉周期已經達到1000d，現場測試運轉扭矩比原來降低20%以上，軸向力降低25%，起到了較好的防磨損作用。

4.3、降低轉速

根據上述分析，螺桿泵轉速與流體摩擦阻力矩、桿柱所受的彎矩和振動有關，適當降低轉速可以提高螺桿泵系統的安全系數，也在一定程度上延緩了桿管磨損，但是舉升相同的液體，低轉速就意味著其它舉升參數的增大，而且分析表明，當螺桿泵轉速低于90r/min時系統能耗升高明顯。因此，適當降低轉速也是解決螺桿泵井桿管磨損的措施之一。

5、結論與認識

本文針對螺桿泵井桿管偏磨問題，根據油田開發的實際情況和生產技術特點，分析了螺桿泵井桿管磨損的原因，桿管磨損除了泵舉升井液和流道間隙的影響外，還有桿柱震動和扶正器布置方式的影響。對螺桿泵井抽油桿柱進行分析并求解了螺桿泵井抽油桿柱在傳遞扭矩過程中產生的橫向位移，確定了扶正器的正確安裝位置

參考文獻

[1]呂彥平，吳曉東，李遠超等.螺桿泵井系統效率分析模型及應用[J].石油鉆采工藝.2006，28(1):64-68.

[2]許軍，王永強.螺桿泵井桿管磨損原因分析及治理措施[J].石油機械.2005，33(10):63-65.

作者簡介

付偉（1978年8月）女 第六采油廠第二油礦地質隊 技術員 機采組

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