龍虎泡油田偏磨井系統優化與節能

敬新（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

龍虎泡油田偏磨井系統優化與節能

敬新（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

龍虎泡油田偏磨井作業比例逐年增大，由15.5%上升至26.7%，成為油井檢泵作業的主要原因。桿管偏磨是有桿泵采油過程中不可避免的問題，主要受到井斜與套變、抽油桿彎曲、油管蠕動及含水上升幾方面影響，為了明確龍虎泡油田偏磨的主要因素，通過理論計算、現場情況統計，分析導致抽油機井桿管偏磨的敏感性因素，結果表明泵徑過大、沖速過高、含水上升、扶正器間距過大及桿徑匹配不合理等導致抽油機井桿管偏磨現象嚴重。依據理論計算、現場情況統計的結果，對導致桿管偏磨的敏感性因素進行系統優化、綜合防治，偏磨作業井次由每年31井次減少到14井次，偏磨作業比例由26.7%降低到16.7%，偏磨井能耗由150 kWh下降到123 kWh，節能效果顯著。

桿管偏磨；敏感性因素；防治措施；系統優化

1 現狀

抽油桿偏磨是大部分油田普遍存在的問題，對于進入中后期開采階段的油田，由于油井供液狀況變差、注水導致含水上升，抽油桿偏磨問題更加突出。龍虎泡油田抽油機井平均泵徑44 mm，泵深1387 m，沖程2.6 m，沖速4.7 min-1，沉沒度356 m，流壓6.6 MPa，日產液10.4 t，日產油1.7 t，含水84.1%，泵效39.1%，上載荷56.7 kN，下載荷28.8 kN。2011年以來偏磨作業井比例逐漸增大，由15.5%上升至26.7%，2012年開始達到20%以上，成為龍虎泡油田檢泵作業的主要原因。統計2012—2014年維護作業349井次，其中偏磨導致作業井75井次，占維護作業井21.5%。桿管偏磨造成漏失、斷脫的井通過校檢泵方可恢復正常生產，一方面影響了抽油機井的產量，另一方面增加了作業費用，縮短油井檢泵周期。

統計2012—2014年偏磨井75井次，其中直井74井次、定向井1井次。偏磨部位主要是抽油桿接箍偏磨，抽油接箍外徑大，抽油桿彎曲時更易與油管接觸并磨損斷脫。桿管偏磨位置主要位于抽油桿下部200 m以內，處于中和點以下抽油桿受壓區，抽油桿彎曲嚴重，同時存在偏磨段上移的情況。與其它未發現偏磨井比較，存在泵徑大，沖速高，沉沒度較低，含水相對較高的現象（表1）。

表1 偏磨井和正常井生產情況對比

2 偏磨影響因素敏感性分析

抽油機井桿管偏磨主要受到井斜與套變、抽油桿彎曲、油管蠕動及含水上升幾方面影響[1]，龍虎泡油田偏磨井大都為直井，井眼彎曲主要是鉆井時800 m以下產生的螺旋彎曲，相關研究表明對偏磨影響不大，且未發現套變。可見，偏磨主要來源于抽油桿彎曲、油管蠕動及含水上升。

2.1 抽油桿彎曲

抽油桿彎曲主要是因為下行時受到井液通過游動閥時的阻力、柱塞與泵筒之間的摩擦力、井液與桿摩擦力、浮力、慣性載荷等影響，在中和點以下受壓而彎曲[2]。井液與桿摩擦力、浮力、慣性載荷影響相對較小，不予考慮，抽油桿彎曲載荷主要受井液通過游動閥時的阻力[3]、柱塞與泵筒之間的摩擦力影響[4]，彎曲載荷F為

式中：F——彎曲載荷，N；

F柱塞——柱塞與泵筒之間的摩擦力，N；

F閥——井液通過游動閥時的阻力，N；

D——抽油泵柱塞直徑，m；

δ——柱塞與泵筒間隙，m；

AP——抽油泵柱塞橫截面積，m2；

Av——游動閥座孔過流面積，m2；

Ar——最下部抽油桿柱的橫截面積，m2；

μl——流量系數；

g——重力加速度，m/s2，常取9.81；

nv——游動閥個數；

VP——柱塞運動速度，m/s；

ρl——井液密度，kg/m3。

彎曲載荷隨著泵徑、沖速的增加，大幅度上升，特別是泵徑為φ57 mm以上時，增加幅度更大；隨沖程、含水增加，變化不大（圖1）。

統計龍虎泡油田2012—2014年偏磨作業井，隨著泵徑增加，偏磨作業井占開井數比例增加，即偏磨作業概率增加，其中φ44 mm、φ57 mm泵偏磨作業分別32、21井次，占到開井數的31.4%、35%（表2）；沖速3 min-1以上，隨著沖速增加，偏磨偏磨作業概率增加，其中5 min-1以上偏磨作業分別為 22、17、10井次，占到開井數的 33.3%、47.2%、100%（表3）。

表2 泵徑分布情況

表3 沖速分布情況

由表2、表3可知，為減小偏磨概率，在滿足生產需要前提下，泵徑越小偏磨概率越小，沖速控制在3～5 min-1之間。

2.2 油管蠕動

圖1 彎曲載荷分別與油井泵徑、沖速、沖程、含水的關系曲線

活塞上行時，自由懸掛油管中和點以下會產生螺旋彎曲。蠕動原因是與抽油泵連接的上部油管內部壓力變化，產生彎曲效應，油管內壓力是柱塞兩端的壓差乘以柱塞面積[5]。沉沒度低的井，活塞兩端壓差大，油管更易螺旋彎曲，與抽油桿接觸產生偏磨。統計龍虎泡2012—2014年偏磨作業井，沉沒度150 m以下32井次，占偏磨作業井的42.7%，且偏磨作業概率達25%（表4）。

表4 偏磨井沉沒度分布情況

2.3 含水的影響

隨著含水上升，井筒內液體由油包水型變為水包油型，桿管接觸時潤滑狀況惡化，摩擦系數增加，桿管偏磨加劇。水潤滑條件下桿管磨擦系數是油潤滑條件下的3～6倍，單位長度桿管磨損量隨著磨擦系數的增加，即含水的上升，而大幅度增加，磨損到一定程度便會導致斷脫作業[6]。

統計龍虎泡油田2012—2014年偏磨作業井，隨著含水上升，偏磨作業井次、作業概率大幅度增加（表5）。

表5 偏磨井含水分布情況

2.4 扶正器應用存在的問題

龍虎泡油田2012—2014年偏磨作業井扶正器情況，主要是一扶桿，且部分井未使用扶正器。3扶限位超強桿偏磨1口， φ44 mm泵，桿匹配φ22 mm× φ19 mm，沖速6 min-1，桿匹配偏小、沖速偏高，作業時桿匹配換成φ25 mm×φ22 mm，開井后將沖速由6 min-1調至4 min-1，免修期由476天延長至1052天。

存在以下幾方面問題：

1）不滿足扶正器安裝間距要求，扶正器安裝間距過大而不能有效扶正，難以預防桿管偏磨[7]。油田φ32 mm、φ38 mm、φ44 mm、φ59 mm抽油桿匹配分別為 φ19 mm×φ16 mm、φ22 mm× φ19 mm、φ22 mm×φ19 mm、φ25 mm×φ22 mm，由桿柱的彎曲變形撓度方程計算最大扶正器安裝距離x[8]，扶正器安裝距離為3.2～4.4 m，每根桿至少需安裝2～3個扶正器。偏磨井75井次，安裝1個扶正器67井次，未下扶正器6井次，大部分井不滿足扶正器安裝間距要求。同時，增大桿徑可減少彎曲變形程度，減少扶正器用量，經計算：φ44 mm泵使用φ22 mm桿，扶正器安裝間距3.8 m增加到5.2 m；φ38 mm泵使用φ22 mm桿，扶正器安裝間距4.2 m增加到5.6 m；φ32 mm泵使用φ19 mm桿，扶正器安裝間距由3.2 m增加到4.6 m。

2）已安裝扶正器井存在偏磨段上移情況。這里主要考慮井液流動在扶正器處產生的壓頭損失、井液對扶正器向上的磨檫力，可以得到使用扶正器時抽油桿中和點上移情況（圖2）。

式中：ΔP扶——扶正器處壓頭損失，Pa；

n扶——扶正器個數，個；

μl——井液黏度，MPa·s；

A油管——油管內橫截面積，m2；

A扶——扶正橫截器面積，m2；

F扶——井液對扶正器向上的磨檫力，N；

Vmax——柱塞最大運動速度，m/s；

m——油管內徑與扶正器直徑比，無因次。

圖2 使用扶正器時抽油桿中和點上移情況

由圖2可知，當使用扶正器時，抽油桿中和點上移且上移高度逐漸減小，理論計算無扶正器及使用一扶桿、二扶桿、三扶桿中和點分別為泵上350、425、495、555 m。

統計實際偏磨段上移6井次，一扶桿5口，偏磨上移到泵上556 m有3口，偏磨上移到泵上800 m有2口，是因為桿管有不同程度結蠟。偏磨上移到泵上800 m井2口，正常上下載荷53.3/21.8 kN，由于未及時洗井加藥，作業前幾個月上下載荷74.1/ 27.8 kN，作業起出油管發現桿管結蠟嚴重，下刮蠟一趟。二扶桿1口偏磨上移到泵上511 m。可見，可增加扶正器至泵上600 m，并加強日常清防蠟工作。

表6 偏磨井防治效果

3）拉桿較長、桿徑小、無扶正器導致偏磨作業，作業3井次，拉桿長度8.01～9.26 m，桿徑16 mm。使用短拉桿，減少其影響。

3 防治措施及應用

通過以上分析，為經濟有效降低龍虎泡油田偏磨作業概率及能耗，主要從以下幾方面采取措施：減小抽吸參數，在滿足生產需要前提下，泵徑最小，沖速控制在3～5 min-1；加大間歇采油執行、調整力度，合理提高沉沒度，減小活塞兩端壓差，緩解油管螺旋彎曲；優化扶正器間距及桿匹配，適當增加扶正器用量、抽油桿桿徑，并避免使用長拉桿。

通過對偏磨作業75井次減小參數、間歇采油、增加桿徑或扶正器及綜合治理54井次，措施前后日產液穩定，流壓上升1 MPa，泵效上升8.5個百分點，免修期目前由543天已延長到789天，延長了 246天，最高已延長至 1368天，耗電由150 kWh下降到123 kWh（表6）。

4 結論與認識

1）導致龍虎泡桿管偏磨的主要因素是泵徑、沖速、沉沒度及高含水。在滿足生產需要前提下，使用小泵、低沖速、合理控制沉沒度有利于延緩桿管偏磨，并降低偏磨井能耗。

2）扶正器應用存在安裝間距過大、偏磨段上移、長拉桿無扶正器，導致扶正器應用未達到預期效果，也是桿管偏磨的重要因素，通過減小扶正器間距、適當增加扶正器應用長度、避免使用長拉桿，使扶正器的優勢得以發揮。

3）對于桿管偏磨防治，需從參數、沉沒度、含水控制及泵徑、桿、扶正器優化等地面、地下的手段系統優化，綜合防治，本著先易后難、先地面后地下，經濟有效地緩解桿管偏磨的發生，并使偏磨井能耗最低。

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10.3969/j.issn.2095-1493.2017.03.008

2016-12-12

（編輯 王古月）

敬新，工程師，2005年畢業于西南石油學院（石油工程專業），從事油田機采井生產動態、科研和技術管理工作，E-mail：dq_jingxin@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶市紅崗區創業莊采油九廠工程技術大隊，163853。