盘古梁油田抽油杆断脱机理分析及治理对策

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1、盘古梁油田抽油杆断脱机理分析及治理对策一、抽油杆断脱现状调查　　为了摸清抽油井断脱的分布规律，对2010年至2011年盘古梁油田发生抽油杆故障的355井次进行了统计分析，其中，抽油杆节箍断188井次，杆体断76井次，抽油杆丝扣断33井次。　　对188井次节箍断进行分析，其中，126井次偏磨严重，具有以下特点：　　（1）偏磨部位：井口以下500米偏磨占70.8%，造斜点附近100m内磨损占13%。　　（2）偏磨形状：抽油杆偏磨部位一般为单侧偏磨，抽油杆扶正器节箍比杆体偏磨严重，一般表现为节箍断或磨脱；油管表现为内壁被磨出凹槽，甚至裂缝。　　对109井次抽油杆杆体断进行

2、分析（包括33井次丝扣断），具有以下特点：　　（1）杆断部位：井口以下500～1000米占22％，1000以上占43.5％　　（2）含水在50％以上占30.6％，泵挂在1800米以上占25.8％　　二、抽油杆断脱原因分析　　抽油杆的断裂可能是一个因素引起的，也可能是多个因素交互作用的结果，引起抽油杆的断裂主要有下列几个因素：　　1.井斜因素　　在斜井中，管、杆随套管并眼轨迹弯曲，管、杆接触井产生摩擦正压力，造成管杆磨损。　　2.抽汲因素　　抽汲过程是一个变速过程，不同时期存在不同的加速度，抽油杆柱受力存在差异。抽油杆柱在油井正常生产过程中，受到多种载荷的影响。　　3

3、.杆柱组合设计不当　　由于杆柱设计不当，使杆柱实际应力超过其使用极限应力，导致局部杆超载断裂，或在设计中加重杆过少，使下部小规格抽油杆在下行程中承受压应力，变形后产生弯曲应力而断裂。　　4.工作参数匹配的影响　　统计分析2011年来76次井次抽油杆杆体断裂井的工作参数，发现泵径越大、冲次越快，抽油杆断越频繁。其主要原因是：泵径增大、杆柱载荷增大；冲次越大，惯性载荷和冲击载荷增大，同时杆柱随交变载荷的频度加大，增加了抽油的疲劳断裂。　　5.腐蚀的影响　　腐蚀是抽油杆失效的主要因素之一。油井产出液综合含水上升，导致产出水与管杆本体铁接触，产出介质的强腐蚀性导致腐蚀。偏磨

4、表现在抽油机井的生产过程中；腐蚀是偏磨的催化剂，偏磨加剧腐蚀。　　盘古梁油田综合含水已达30.3%，对部分油井油样取样分析，产出水具有以下特点：即矿化度高，在0.8～10×104mg/l之间；Cl-含量高，在0.6～6.7×104mg/l之间；pH值低，在5.0～6.9（显弱酸性）。另外部分高含水井CO2和H2S含量高。　　6.结蜡的影响　　油井结蜡增加了抽油杆的载荷，造成抽油杆断脱。　　7.抽油杆材质及其制造质量　　抽油杆材质及制造质量的好坏对抽油杆的寿命有较大的影响，抽油杆弯曲度以及锻造缺陷如折叠、分层、结疤、飞刺等，都是抽油杆的疲劳源。　　三、治理对策　　1.

5、添加高强度旋转扶正器　　高强度旋转扶正器分为旋转型和自旋转型两类，以丝扣连接在抽油杆上，拆装方便，也可减少管、杆的磨损。具有结构简单、使用方便、寿命长的特点。今年共添加高强度旋转扶正器1300件。　　2.采用防磨抽油杆　　将热固塑尼龙扶正块紧紧卡到抽油杆上，采用“三位六限”形式，它既能防止节箍偏磨，又能防止抽油杆杆体的偏磨。因其结构简单、设计合理，因此不论在定向斜井中均能起到扶正防偏磨作用。　　3.旋转井口装置　　旋转井口装置是改变油管偏磨位置，延长油管的使用寿命。替代了目前的生产井口，其主要有外壳、油管悬挂器、蜗轮、蜗杆等组成。结构简单，操作容易的特点，可通过地面

6、人力定期、定量转动，带动井下油管串转动来改变井下油管与抽油杆的偏磨面，从而保证油管内外磨损面的均匀分布，达到延长管、杆使用寿命的目的。目前我作业区以下旋转井口46口井。　　4.参数优化　　在产液量不变的情况下，由短冲程、高冲次改成长冲程、低冲次，增加偏磨面积，减少偏磨次；优化管、杆组合，根据我区油井生产状况，油井泵挂的加深（我区三叠系油井目前平均泵挂为1745米），及时调整杆柱组合，今年调整131井次。　　5.投加“三防”药品　　针对部分油井含水的上升，管杆腐蚀加重，井口倒加MH-46缓剂蚀，减缓油管杆的腐蚀速度；同时对于井筒结垢严重，井口倒加阻止垢剂，降低杆管间、

7、柱塞与泵间的摩擦力P；对于结蜡井井井口投加清防蜡剂，严重考核井筒加药制度，保证药品投加位。　　6.其它治理措施　　6.1在抽油杆底部下加重杆，使抽油杆的中性点下移，减少抽油杆的弯曲。　　6.2合理设计泵下尾管长度，减少油管弯曲。　　6.3通过调整泵挂深度来消除杆柱共振对断脱的影响。　　7存在的问题　　7.1目前盘古梁油田井筒上部偏磨治理不到位，应加大整井防磨的力度。　　7.2抽油杆底部受压弯曲、疲劳断裂没有得到有效遏制。　　7.3泵挂的加深，含水的上升，加剧了抽油杆的故障。　　四、结论与认识　　1.疲劳断裂和节箍偏磨断脱是盘古梁油田抽油杆失效的主要形式，抽油杆的