抽油桿偏磨機理及防偏磨技術研究現狀*

奚運濤，王 宇，趙紅波，王德玉，于志剛，

王 雷1，張可人1，胥珊娜1，汲江濤6

（1.西安石油大學 材料科學與工程學院，西安 710065； 2.中油國家石油天然氣管材工程技術研究中心有限公司，西安 710018； 3.中國石油寶雞石油鋼管有限責任公司，陜西 寶雞 721008； 4.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院，西安 710021； 5.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，西安 710021； 6.中鐵第一勘查設計院集團有限公司，西安 710043）

0 前 言

有桿泵具有結構簡單、操作方便、能夠在比較復雜的情形下運行、在斜井和水平井中能夠正常使用等優勢[1]，目前是最常用的采油方式。截止2022 年8 月，長慶油田大約有5 萬口抽油桿井，占全部油井總數的96%以上，生產的石油占全部生產量的90%以上[2]。隨著油田開采進入中后期階段，深井、水平井、大斜度井等越來越多的新型油井進入人們的視野。中國石油每年有1 000 口以上新開發的油井，其中大斜度井約占60%以上。油井軌跡的復雜多變，隨之也帶來了許多嚴重的問題，給傳統的采油方式提出了新的挑戰。其中，抽油桿與油管之間的偏磨問題是新型油井的突出問題，偏磨縮短了抽油桿與油管的使用壽命，導致維護工作繁重以及石油生產成本顯著升高。有數據表明[3]，2015 年長慶油田設備的維修次數為42 000 次，維修費用高達5.5億元人民幣，其中抽油桿與油管偏磨導致的維修數占總維修數的42.8%。

目前，主要的防偏磨方法可以分為減小桿柱屈曲類、旋轉抽油桿或油管類、避免管桿接觸類和降低摩擦系數類，其中避免管桿接觸類又可以細分為扶正器和柔性桿，降低摩擦系數類可細分為油管內襯技術、油管內壁涂層技術等。雖然各方法均有一定的改善作用，但又有一定的局限性，不能解決所有的管桿偏磨問題。為此，本研究歸納總結了人工舉升過程中管桿產生偏磨的主要原因，對現有的防偏磨技術進行了分析和梳理，指出各方法的適用范圍和局限性，并提出了現有技術的發展方向，為油田科研人員提供了數據支撐和參考。

1 偏磨原因及機理分析

1.1 交變應力

在抽油桿失效分析中，負載的周期性變化是一個關鍵問題，有桿泵在設計時會考慮處理一些壓差，但是壓差的突變就會導致運行故障。在上沖程時，抽油桿除了承受自身的質量外還要承受油液的載荷，在此期間承受拉應力；在下沖程時，抽油桿不需要承受油液的重量，在抽油桿的上半部分承受拉應力，而在抽油桿的底部承受上半部分施加的壓應力[4]。這種交變載荷的作用會導致抽油桿與油管之間的接觸，最終會產生磨損和失效[5]。抽油桿與油管之間的磨損如圖1[5]所示。

圖1 桿管偏磨示意圖

1.2 復雜的井身軌跡及生產過程中的扭矩

隨著油田開發進入中后期階段，井深逐漸增大，大井群的比例越來越高。在石油開采工程中，對油井防磨損、避障等特殊要求導致油井的井段多、井斜大、整體角度變化率高，最終造成整體井身軌跡復雜。在抽油桿做往復運動時，由于軸向力會產生一個水平分力，進而產生不平衡的扭矩，在復雜的井身軌跡和扭矩的共同作用下，抽油桿與油管的內壁容易發生接觸，尤其是在斜井中[6]，摩擦系數顯著上升，隨著時間的推移，就會發生偏磨現象。偏磨有可能會導致抽油桿的斷裂或者油管的泄漏。

1.3 油井結蠟

油井結蠟（蠟沉積與結垢）現象可以定義為在底層溫度、壓力等各種因素的作用下，石油中的固體或半固體成分（此成分通常為瀝青、石蠟），從石油中析出后與油管外部形成粘連，進一步會形成固體混合物[7]。在抽油桿運行的上沖程時，結蠟會使得光桿的阻力增加，而在下沖程時，光桿的阻力會減少，這就造成了光桿的振動[8]。由于石蠟的存在，抽油桿表面的粗糙度增大，在整個行程長度或某個區域內，抽油桿會受到液體摩擦力的影響，使得閥門的阻力增加。在這種摩擦力的持續作用下，抽油桿的外徑會減小，油管的內徑會增大。結蠟點的摩擦力將會比其他未結蠟部位的摩擦力更大，抽油桿會發生彎曲變形，引發更加嚴重的偏磨。

1.4 井液流動

在實際生產實踐過程中，大多忽略了井液流動對抽油桿磨損的影響，或將抽油桿視為一個等徑圓柱體。抽油桿由多根桿柱通過接箍連接而成，接箍的直徑要比抽油桿的直徑大，當油液通過接箍時，會產生壓力差，壓力差對抽油桿的偏磨也會產生一定影響。

馬前進[9]構建了抽油桿、接箍和油管之間的模型，通過數值模擬計算得到井液流量對有無接箍的壓降影響變化趨勢，如圖2所示。研究結果表明，井液流動在接箍處產生的壓力差在桿柱受力分析時不可忽略，井液的流動也會對桿、管的偏磨產生影響。

圖2 有無接箍時的壓降對比

1.5 生產參數

在石油開采過程中，需要對油井設置不同的生產參數，抽油桿的偏磨與生產參數密切相關。大沖次和高沉沒度都會導致更強的側向力和更嚴重的偏磨。在抽油桿的往復運動中，側向力的變化非常劇烈。在中國酒東油田的偏磨數據統計中[10-11]，偏磨井的沖次多集中于3.5 次/min 以上的油井，說明沖次較大的油井偏磨較嚴重。沖次增加，每個循環周期內，泵中油液的充盈程度相對就會降低，導致抽油桿與油管之間的偏磨加重。因此，對于采油率較低的油井，應當適當的減少沖次，增加沖程。油井沉沒度是抽油泵下入到動液面以下的深度，統計數據表明，沉沒度低于200 m 的油井偏磨率為32.5%，沉沒度大于800 m 的油井偏磨率為33%，沉沒度過高或者過低都會使油井偏磨率上升。當沉沒度過高時，柱塞受到的浮力也會越大，抽油桿的偏磨加重；反之，當沉沒度過低時，上沖程時油液來不及注入泵筒內，下沖程時泵筒會空載一段時間后突然撞擊液面，抽油桿的偏磨也會加重。

1.6 復雜的井下環境

井下環境的影響因素主要有含水率、采出液的含沙量、液量、泵效、黏稠度以及礦物質含量等，不同影響因素的作用見表1。其中，含水率對抽油桿腐蝕速率影響較大，其關系如圖3[12]所示，而高含沙量容易造成管口的堵塞，如圖4[13]所示。

表1 井下環境的影響因素及其作用

圖3 含水率與抽油桿腐蝕速率的關系

圖4 高含沙量對抽油桿管口的堵塞情況

2 抽油桿防偏磨技術研究進展

油井抽油桿的偏磨問題不容忽視，由此產生的維修、保養成本非常高，在世界各國的研究人員的共同努力下，進行了大量的配套技術研究與應用，這些技術在一定程度上延長了抽油設備的服役時間，減少了材料的損耗。這些技術在思路上概括起來可分為減小桿柱屈曲、旋轉抽油桿或油管、避免桿管接觸、降低摩擦系數、添加化學試劑5類。

2.1 減小桿柱屈曲

通過加重技術、油管錨定技術等手段，有效解決抽油桿、油管的沖程損失和由于桿管不穩定和彎曲引起的偏磨。加重技術就是通過加重桿或者在抽油桿底部增加重塊以達到增加抽油桿整體的重量，利用加重技術可以提高抽油桿整體的剛度和強度，使抽油桿處于受拉狀態，避免了在下沖程過程中著力點的彎曲問題[14]。減少抽油桿彎曲、變形的幾率，增強其運行的穩定性，防止偏磨情形的出現。其中加重桿的長度可由經驗公式：L= 1.2HZ計算，其中HZ為中和點到抽油桿底端的距離。油管錨定技術用以減少由于抽油桿柱的往復運動帶動泵運動造成的油管失穩變形，改善管柱受力狀態，此項技術可以減輕管柱失穩變形造成的抽油桿和油管的摩擦損壞，減少沖程損失，延長管柱的使用壽命[15]。油管錨定技術大多通過管內外液柱引起的壓差帶動油管錨定器工作，可靠性差。隨著系統效率的要求逐步提升以及整體優化設計因素的制約，拉伸技術往往有較多的局限性，在實際生產中已經逐漸減少此類技術的使用。

2.2 旋轉抽油桿或油管技術

旋轉技術的工作原理是通過上下沖程的外力或人為施加的外力使得抽油桿或油管自動旋轉，抽油桿與油管之間的單一面磨損轉變為圓周的螺旋狀磨損[16]，從而延長抽油桿的使用壽命。理論上，抽油桿和油管的旋轉都可以達到上述效果，但是旋轉油管所需的扭矩更大，需要消耗更多的能源，在實際生產中多數油田已經停止使用油管旋轉技術。相反，抽油桿的直徑更小，應用效果更好，在油田中的應用更為廣泛。

2.3 避免桿管接觸技術

2.3.1 扶正器

抽油桿扶正器是各油田現場應用的主要防偏轉措施。扶正器的工作原理是利用扶正器的外徑比抽油桿的外徑大，當桿柱發生磨損時，扶正器最先與油管接觸，從而減少抽油桿的磨損，延長抽油桿的使用壽命，安裝扶正器前后抽油桿運動狀態如圖5[9]所示。抽油桿扶正器主要分為扭轉式和聯軸器兩種：①扭轉式扶正器安裝在抽油桿上，這種方法的重復利用率高，可有效防止抽油桿偏磨，但容易出現位置偏移現象；②聯軸器式扶正器如圖6[17]所示，安裝在抽油桿接箍上，磨損均勻，緊固緊密，可有效防止接箍磨損，但當偏心磨損嚴重時容易發生斷裂，造成拉桿被拆下。

圖5 裝扶正器前后抽油桿運動狀態示意圖

圖6 聯軸器式扶正器

在實際生產中，具有一定數量的聯軸器根據實際情況配置到抽油桿上，對扶正器的配置方案進行優化設計是當前研究的重點與難點。智勤功[18]將相鄰兩扶正器之間的耦合振動問題簡化為具有初彎曲的簡支梁耦合振動問題，在交變軸向載荷的激勵下，建立了兩相鄰扶正器之間抽油桿的力學模型及仿真模擬，結果表明，動力學模型與靜力學模型的模擬計算結果不同，動力學模型的橫向變形更大，因此在以后設計扶正器配置方案時，采用動力學模型更加準確。研究成果可以為以后的抽油桿防偏磨優化提供理論基礎。

扶正器自身也有一些局限性，比如相應裝置磨損以后，桿管之間還是會存在偏磨，并且由于有扶正器的存在，抽油桿與油管之間的空隙減少，油液在桿管之間的空腔內流動時，阻力會增大，結蠟情況也會加重。

2.3.2 柔性桿

柔性桿的結構與常見的抽油桿有所不同，傳統的抽油桿由多根抽油管通過接箍連接而成，將接箍改為可以彎曲變形的柔性連接。當抽油桿受到的阻力大于臨界載荷而發生彎曲時，柔性桿可通過彎曲變形適應阻力的變化，以達到減少磨損的目的。目前這種技術還處于試驗階段，從試驗油井的應用效果來看，柔性桿比普通抽油桿的磨損要輕很多。

付堯等[19]開展了碳纖維柔性桿技術的研究與應用，以解決桿管磨損、斷脫問題。選擇含碳量超過99%的碳纖維作為柔性桿的主體材料，碳纖維柔性桿以耐高溫樹脂作為樹脂基體，以碳纖維作為增強材料，具有耐腐蝕、質量輕、摩擦系數低等優點。現場試驗表明，碳纖維連續柔性抽油桿是一項新的工藝技術，有效緩解了鋼制桿的桿管偏磨、斷脫問題，同時具有節能降耗的優勢，有力推動了抽油機井舉升工藝更好更快地發展。

2.4 降低摩擦系數

2.4.1 油管內襯工藝

（1）內襯HDPE耐磨防腐油管技術

HDPE 油管內襯工藝是將HDPE 內襯管嵌入到油管內部，避免了抽油桿與油管的直接接觸，得到抗磨性、抗腐蝕性非常強的內襯油管。這種高分子材料的基體是高密度聚乙烯，耐磨性、彈性、韌性、抵抗塑性變形的能力都顯著高于普通材料，可有效防止抽油桿與油管之間的偏磨。HDPE內襯油管結構如圖7[20]所示。

圖7 HDPE內襯油管結構示意圖

HDPE 以其耐腐蝕和改善流體流動的能力而聞名，它隔斷了油井產出液對鋼質油管內壁的腐蝕，可以有效防止腐蝕以及腐蝕與磨損聯合作用形成的偏磨。與碳鋼相比，HDPE 具有更低的摩擦系數，HDPE 內襯材料與普通抽油桿之間的摩擦系數約為0.16～0.23，同時具有高韌性和良好的彈性，可有效抵抗磨料磨損，彈性記憶效應能夠讓其變形后迅速恢復原狀，并且承受側向載荷的能力比裸鋼管更強[21]。HDPE 用于與多相流體（水/原油/天然氣）接觸的環境，最高工作溫度可達60 ℃。根據實驗室測試[22]，HDPE 的耐磨性和耐腐蝕性大約是碳鋼的3 倍。HDPE 襯管技術推薦應用于現存油氣田、腐蝕性氣井、海上油井、管道泄漏頻繁等場合[23]。同時，HDPE 的應用具有以下優勢：①減少由于內部泄漏導致的流道故障次數；②延長管道壽命；③提高生產效率和降低維修養護成本。

（2）內襯GRE（玻璃纖維增強環氧樹脂）耐磨防腐油管技術

地下油井的腐蝕與磨損所造成的維修與保養費用是非常昂貴的，防止這種磨損的一種非常有效的方法是在碳鋼管中安裝GRE 內襯油管，如圖8[27]所示。用GRE 為碳鋼管提供保護層的內襯技術已經存在了幾十年，全球已經有超過10 萬次安裝。GRE內襯的獨特性能使其成為對抗一系列惡劣井下環境的相對廉價的選擇。該技術為昂貴的耐腐蝕合金或化學緩蝕劑處理提供了一種可行的替代方案。從世界范圍內GRE 的歷史表現來看，即使在最惡劣的環境中，GRE的使用壽命也非常長[24]。

圖8 GRE內襯油管示意圖［27］

GRE的光滑表面帶來一些額外的好處。GRE內部表面的光滑度達到了5.3 μm（0.000 21 in），而碳鋼的光滑度則為35.1 μm（0.001 38 in），與碳鋼不同，在GRE 的整個生命周期內都會保持這種光滑度[25]。這種光滑的表面阻礙了瀝青或蠟等在內襯表面的附著。

與碳鋼相比，光滑表面的另一個好處是摩擦減少，壓降更小。此外，GRE 襯管還適用于相對較高的井下溫度（高達138 ℃），適用于大部分油氣井[26]。

（3）塑料內襯油管

塑料內襯油管也稱作熱塑性塑料襯套，用于保護各種油田管柱，具有提高耐腐蝕性、減輕磨損、易于安裝等優點，塑料內襯油管采用高密度聚乙烯（HDPE）或超高分子量聚乙烯（UHMPE）作為原材料，可在溫度高達99 ℃的環境中安裝；同時降低了壓降，最大限度提高了流體吞吐能力，特別是在使用高速流體的高流量井中[28]。此外，在延長管材壽命方面，它們可能比耐腐蝕合金、塑料涂層和熱固性內襯產品更具優勢。

普通油管內壁與抽油桿的摩擦因數為0.3 左右、絕對粗糙度為0.046，塑料內襯油管與抽油桿的摩擦因數為0.16～0.23，絕對粗糙度為0.001 5，可有效減少油管內壁的磨損。內襯油管良好的耐磨性源于塑料分子自身的特點——彈性記憶效應，彈性記憶效應主要表現在兩方面：一是可以吸收因內襯管與抽油桿摩擦而產生的熱量；二是對于一些微小劃痕可以自動愈合，所以塑料內襯油管耐磨性能夠達到普通鋼管的4～6 倍[29]。

（4）陶瓷內襯油管

陶瓷內襯復合油管常使用自蔓延高溫合成法（self-propagating high-temperature synthesis，SHS）加工而成，具有良好的耐磨損、耐腐蝕、防結垢結蠟等性能，在實驗室測試和油田實際生產中都有著不錯的表現。孫海礁等[30]對N80鋼管內襯陶瓷前后的金相組織、力學性能、耐高溫高壓腐蝕性能做了相關研究，試驗表明，N80鋼管內襯陶瓷后金相組織及力學性能未發生明顯變化；由圖9[30]可知，隨著溫度的升高，陶瓷內襯層的失重率呈升高趨勢，且失重率明顯低于金屬管。

（2）新興材料納標不及時。對于新興材料的采標納標要求，目前我國尚沒有明確的成文規定。據有關資料顯示，許多已經設計、研發、制造成功且技術成熟的新興材料，多年來都沒有納入規范的行業及以上標準。如此一來，嚴重妨礙了產品生產制造過程中的質量控制和過程控制，阻礙了新材料的推廣使用進程。

圖9 金屬基體與陶瓷內襯層的腐蝕速率和失重率

2.4.2 油管內壁涂層技術

減少抽油桿和油管磨損的另一種選擇是使用耐磨、低摩擦涂層。類金剛石或DLC涂層由于涂層表面和對立面的低磨損，同時還具有低摩擦的優點，因此是特別有吸引力的候選涂層。此外，DLC涂層易于應用，特別是在類似于抽油桿的圓柱形幾何形狀上。減少磨損和摩擦的機制取決于載荷、耐磨性和其他環境因素[31]。該涂層可應用于抽油桿與油管，以減少生產過程中油管的磨損，同時保持接箍的完整性，從而能夠增加抽油桿與油管的使用壽命，減少維修保養的頻率。

鎳基合金涂層具有良好的抗磨損和耐腐蝕性能，被廣泛用于金屬的強化涂層，以提高金屬的耐磨性。此外，為了滿足更苛刻的工程環境的需要，在鎳基合金涂層中加入一些陶瓷顆粒，以獲得更高的硬度和更好的耐磨性。在各種陶瓷顆粒中，碳化鈦（TiC）具有較高的顯微硬度(2 795HV0.2)、較高的熔化溫度(3 150 °C)、較高的剛度、良好的耐腐蝕和耐沖蝕性能，有望成為鎳基復合涂層的最佳強化劑之一[32]。陳宏等[33]通過激光熔覆制備TiC-Ni復合涂層，TiC 顆粒組織得到細化，提高了TiC/Ni復合材料的顯微硬度和耐磨性。黃世明等[34]采用混合粉末（NiCrBSi+Ni+NiCr-Cr3C2）等離子噴涂工藝制備了原位TiC 顆粒增強鎳基復合涂層。黃本勝等[35]采用混合粉末（Ni60A+B4C+Ti）高頻感應熔鑄法制備了TiC 增強鎳基涂層。選擇B4C和Ti粉末有兩個原因：一是B4C 硬度高，耐磨性突出[36]；二是TiB2和TiC也是通過B4C 和Ti 在高溫下原位反應合成的[35]。原位TiC/TiB2增強鎳基合金復合鍍層具有較高的顯微硬度，復合涂層的平均硬度值隨B4C+Ti 粉末質量分數的增加而逐漸增大。當w（B4C+Ti）=40%時，涂層的顯微硬度最高(866.7HV0.2)，是基體的2.7倍左右。

2.5 添加化學試劑

2.5.1 添加除蠟劑

原油中含有石蠟、凝油、瀝青質、膠質、砂和其他機械雜質，在原油的輸送過程中，這些雜質會慢慢地沉積在管道內壁形成殘留物，我們稱之為石蠟沉積物。經過分析，石蠟沉積物中含有大約35%～45%石蠟、30%～40%凝油、15%～25%瀝青質和膠質以及少量的鐵銹和砂等[37]。化學試劑除蠟的原理就是在油井中添加化學藥劑，化學藥劑能夠溶解石蠟沉積物，使得沉積物從管道上面脫落，并隨油流一起流動到地表。這種方法效果顯著，對油井環境要求低，成本較低，經濟效益高，在各大油田的生產中都備受青睞。彭剛[38]研制出了一種新型除蠟劑，以苯乙烯、馬來酸酐、烯丙基硫脲和十八醇為主要原料，通過共聚、酯化反應合成SM-ATUE 高分子防蠟劑，種清蠟劑不同于一般清蠟劑的地方在于加入了一定量的表面活性劑，其目的是希望溶解石蠟后的清蠟劑能直接與大量水互溶，并能在一段時間內保持穩定。這種清蠟劑不僅具有油基清蠟劑除蠟效果好的優點，而且還能通過稀釋達到污水處理標準。

2.5.2 添加緩蝕劑

3 結論與展望

（1）井液流動在接箍處產生的壓力差在桿柱受力分析時不可忽略。井液的流動也會對桿、管的偏磨產生影響。

（2）智勤功將相鄰兩扶正器之間的耦合振動問題簡化為具有初彎曲的簡支梁耦合振動問題，在交變軸向載荷的激勵下，建立了兩相鄰扶正器之間抽油桿的力學模型及仿真模擬，研究成果可以為以后的抽油桿防偏磨優化提供理論基礎。

（3）付堯等選擇含碳量超過99%的碳纖維作為柔性桿的主體材料，碳纖維柔性桿以耐高溫樹脂作為樹脂基體，以碳纖維作為增強材料，現場試驗研究表明，碳纖維連續柔性抽油桿是一項新的工藝技術，有效緩解了鋼制桿的桿管偏磨、斷脫問題。

（4）GRE內襯的獨特性能使其成為對抗一系列惡劣井下環境的相對廉價的選擇。該技術為昂貴的耐腐蝕合金或化學緩蝕劑處理提供了一種可行的替代方案。

（5）陶瓷內襯油管有著良好的耐磨損、耐腐蝕、防結垢結蠟等性能，在實驗室測試和油田實際生產中都有著不錯的表現。

（6）目前防治偏磨的方法還有一些局限性，比如應用范圍較小、成本較高、操作難度大等，這些問題的進一步突破將對抽油桿的應用研究具有重要意義。