直井偏磨影响因素分析.pdf

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1、技术管理直井偏磨影响因素分析马晓雁(大港油田采油工艺研究院天津300280)抽油机有杆泵是大港油田最常用的举升方式，每年因杆管偏磨引起的的维护性作业占到抽油机井作业的30%左右，虽然绝大下泵243天油管漏停产，部分是斜井，但也存在直井的偏磨问题。杆柱受力失稳和油井液Ф25*380mФ22*460-800米杆体偏磨，600-8380092.45/42.17226击是引起的抽油杆和油管发生接触进而偏磨的主要原因。340mФ38*80m750米之间接箍偏磨8-一、杆柱失稳造成中性点以下杆管偏磨12mm抽油杆在上冲程时受到向上的拉力和向下的重力及阻力，但

2、整体抽油杆是受向上的拉力；在下冲程时，当杆柱的自重和惯性三、影响因素分析力不足以克服下行阻力（包括摩擦力、浮力、阀阻力等各种阻力）杆柱受力失稳和油井液击会引起的抽油杆和油管发生接触时，杆柱将出现失稳现象，中性点以下抽油杆受压，易造成杆柱弯进而偏磨，同时工作制度不合理和原油粘度大会加剧杆管偏磨。曲，严重时发生杆管偏磨。统计发现，直井油井杆柱偏磨普遍存1.工作制度的影响在中性点以下。抽油杆的偏磨与工作制度有关系，随着冲程、冲次的增大，大港油田取一口直井和一口斜井实测抽油杆拉压力数据，斜“失稳”越严重，且冲次较冲程的影响更大。取Z5-2井为例分别井G1

3、3-2井测试中性点为泵上312m，直井Y13-12井测试中性计算不同工作制度下的悬点最大载荷、最小载荷及中性点位置。点位置为泵上47m。由实际可知，无论是直井还是斜井，中性点该井泵径Ф44mm，泵挂深度1800m，杆柱采用D级两级组合。随都是客观存在的。着冲程、冲次增大，抽油杆所受悬点最大载荷逐渐增大，最小载荷理论上消除中性点可消除抽油杆的下行中失稳问题。实际逐渐降低，交变载荷也随之增大，中性点位置不断上移，杆柱失稳生产中优化杆柱组合，配套合理的加重杆可以有降低缓偏磨几越严重。率。表1实测两口油井中性点泵泵挂测试井斜情径工作井号深度杆柱组合中性点

4、况m制度mmmФ25*225.33+Ф19.8°/138822*1362.83+Ф图1冲程冲次变化数据表G13-217001025m445/2（泵上28加重杆*2.井液粘度的影响(斜井)85.23312m)在稠油油藏由于井筒内原油粘度大，增加了杆管偏磨的几率。以一口油井为例取不同原油粘度进行计算对比，随着井液粘1.5°/652（泵度的增大，抽油杆“失稳”越严重。随着原油粘度的增加（由Y13-Ф22*620+Ф28699600m573/6上100mPa•s增大到3000mPa•s），杆柱承受的最大载荷增加（由12加重杆*80(直井)47m)89.2

5、2KN增加到115.06KN），最小载荷降低(由49.15KN降低到12.9KN)，交变载荷变大，杆柱中性点由距泵底440m提浅到距泵二、油井液击造成杆管偏磨底1444m，中性点位置上移，杆管偏磨加剧。抽油机上行时若井液未充满泵筒，则当下行时，在柱塞接触液面时会产生较高的瞬间冲击力，冲击力会大幅度增加下部杆柱弯曲范围、程度，加剧了杆管磨损。Hπρ(υ-υ)R221F=（1）Δt式中F为活塞与液面之间产生的冲击力，N；H为泵深，m；ρ为混合液密度，Kg/m3；R为泵半径，m；υ为活塞撞击液体1之前的速度，m/s；υ2为活塞撞击液体之后的速度，m/s

6、；Δt为作用时间，s。由公式1知，瞬时冲击力的大小与活塞撞击液体前后的速度差成正比，与抽油泵半径的平方成正比，泵径的影响相对较大，所图2井液粘度对载荷影响表以此类偏磨多发生在大泵提液井中。以X44-6为例，该井为直四、治理对策井，当在大泵提液后杆柱发生偏磨。初期采用Φ44mm泵投产生1.对于由于井筒运行引起杆柱的偏磨，可通过优化举升参数产正常，换大泵Φ83mm后生产243天就出现管漏和偏磨现象。减少杆管偏磨的几率达到延长检泵周期的目的。表2X44-6井泵径变化前后杆管偏磨情况对比表2.合理调整生产参数，优选长冲程低冲次；优化杆柱组合，底泵泵部设计

7、足够加重杆；工径挂液击3.加强降粘维护措施的实施，针对稠油油井在生产过程中加井斜含水作沉没度对深情况%杆柱组合制力m备注降粘剂等来降低原油粘度比度KN度4.针对因液击造成的偏磨，需要在合理的沉没度下适当提浅mmm泵挂；合理优化泵径选择，在满足地质配产的前提下尽量降低泵最大径，降低冲次。井斜Φ22*360m+Φ19*449001.8°49.95/40.55223正常540m（直井）2014年9月85