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1、直井管杆偏磨原因分析及技术对策第九采油厂韩增军苗国晶张朝元摘要：通过对采油九厂管杆偏磨井的统计及理论分析，找出外围水驱油田直井管杆偏磨的主要原因。针对性的进行了降低生产参数、全井扶正、抽油杆旋转器、柱寒悬重泵等防偏磨技术的现场试验，并进行了评价与分析，同时提出了在防治杆管杆偏磨方面的一些建议和方法。主题词：直井管杆偏磨采油九厂油HI属于低产低渗透油111,井深、产量低，随着油川开发时间的延长和规模的不断扩人，管杆偏磨现象日益严重。经统计1996年至2002年我厂共发生偏磨391井次，尤其是2002年偏磨井数达到126井次，因此，解决该问题对保证油m止常牛产具有积极的作用。1采油
2、九厂直井偏磨状况分析1996年至2002年我厂偏擀井作业情况见表lo表1偏磨作业井统计表时间1996199719981999200020012002合计偏磨井111849606466126394检泵作业1991973285817405483782971百分比(%)5.59.114.910.38.61233.313.3由表1可以看出，我厂偏磨作业井逐年增加，1996年至2002年共发生偏磨作业394井次,占总检泵井数的13.3%0通过分析偏磨井状况，发现我厂偏磨井存在以下特征：一是偏磨井分布广，涉及油FT1多。二是老油川管杆偏磨严重。如龙虎泡作业区，2002年偏磨作业25井次，占
3、检泵井数的62.5%。三是新井偏磨严重，如新縫油m2002年偏磨作业14井次，占检泵井数的41.2%。四是不同油皿偏磨程度不同，新肇油E偏磨井段兹短195.2m,龙南油ITI的偏磨井段故长达到704.3m,见表2。表2分油田偏磨程度统计表油m统计井数检泵周期(d)平均泵深(m)偏磨顶段距泵长度(m)新肇油田165081291195杏西油田86591311199龙虎泡油R11015381451341新站油FH346271551314龙北油田316671620408龙南汕出1132417157042直井管杆偏磨原因分析及技术对策2.1直井管杆偏磨原因分析对于直井来说，如果抽油杆柱下
4、行阻力过大，则会产生中和点，中和点以下的抽油杆在轴向压力的作用下，发生弯曲，从而产生了侧向力，管杆在侧向力的作用下就会发生偏磨。中和点位置越高,底部抽油杆受到的侧向力越大,偏磨就越严重。以062的油管和O22的抽油杆为例,若中和点以下的抽油杆长度达到170m,则轴向压力达到5kN时,侧向力为124N,接箍磨损速度为7.61mm/a0若中和点以下的抽油杆长度达到240m,轴向压力将增加至7kN,侧向力达到174N,擁损速度达到10.3mm/a0通过分析统计数据，发现我厂偏磨井的偏磨井段主要集中在泵上400m以内，达到168口，占偏磨井数的75.1%O平均偏磨井段长度为243m,与
5、理论汁算的抽油杆中和点位置相一致。因此,认为我厂直井偏磨的主要原因是下冲程时，抽油杆下行阻力过大，产生中和点，中和点下部的抽汕杆弯曲变形产生偏磨。结合我厂实际情况，认为主要有两个方而的原因：2.1.1低沉没度，泵的充满程度差如果油井沉没度低，泵的充满程度差，卞冲程时，柱塞在泵内会发生液击现象，使抽油杆受到一个向上的冲击力，尤其在冲次较高时，冲击力更大，冲击力加剧抽油杆震动，增大震动载荷;另外山于沉没压力低，导致原油捉询是脱气，原油粘度增加，使抽油杆下行阻力增大，即表现为抽油杆轴向分布力降低，受压段长度增加。如图1、图2所示：5O2250100200300400500600700
6、800沉没度(■)2、5弋誓$沉没度(■)图1抽油杆分布力随沉没度变化情况图2抽油杆受压段随沉没度变化情况从图1、图2可以看出,沉没度小于200m时,抽油杆轴向分布力急剧下降,受压段长度急剧上升；沉没度大丁•200m时，抽汕杆轴向分布力及受压段长度变化较为平缓。统讣偏磨井的沉没度分如情况见表3：表3偏磨井的不同沉没度分布情况统计沉没度(m)>500500-400400-300300-200200-100<100井数(口)921202331120比例(%)■19.18.910.313.853.6新肇油田偏磨井沉没度分布情况见表4：表4新肇油田偏磨井沉没度分布情况表沉没度(m)>5
7、00500-400400-300300-200200-100<100井数(口)121比例(%)1.895.2由以上统计结果可以看出，随着沉没度的降低，偏桝井数量人幅度增加，与理论分析相符合。2.1.2油井产出液高含水油井产出液高含水主要从以下三方面导致和加剧偏磨：一是当油井产出液含水大于74.02%时，产出液换向，由油包水型转换为水包油型，也就是说，管杆表而失去了原油的保护作川，产出水直接接触金属，加速了筲杆腐蚀，从而使管杆强度降低。二是含水升高，产出液的密度增加,抽油杆所受的浮力、柱塞与泵
