龍虎泡油田偏磨井系統(tǒng)優(yōu)化與節(jié)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(tǒng)優(yōu)化與節(jié)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(yè)比例逐年增大，由15.5%上升至26.7%，成為油井檢泵作業(yè)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(xiàn)場情況統(tǒng)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(xiàn)象嚴重。依據理論計算、現(xiàn)場情況統(tǒng)計的結果，對導致桿管偏磨的敏感性因素進行系統(tǒng)優(yōu)化、綜合防治，偏磨作業(yè)井次由每年31井次減少到14井次，偏磨作業(yè)比例由26.7%降低到16.7%，偏磨井能耗由150 kWh下降到123 kWh，節(jié)能效果顯著。

桿管偏磨；敏感性因素；防治措施；系統(tǒng)優(yōu)化

1 現(xiàn)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(yè)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(yè)的主要原因。統(tǒng)計2012—2014年維護作業(yè)349井次，其中偏磨導致作業(yè)井75井次，占維護作業(yè)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(yè)費用，縮短油井檢泵周期。

統(tǒng)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(qū)，抽油桿彎曲嚴重，同時存在偏磨段上移的情況。與其它未發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(fā)現(xiàn)套變?？梢?，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(shù)；

g——重力加速度，m/s2，常取9.81；

nv——游動閥個數(shù)；

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(tǒng)計龍虎泡油田2012—2014年偏磨作業(yè)井，隨著泵徑增加，偏磨作業(yè)井占開井數(shù)比例增加，即偏磨作業(yè)概率增加，其中φ44 mm、φ57 mm泵偏磨作業(yè)分別32、21井次，占到開井數(shù)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(yè)概率增加，其中5 min-1以上偏磨作業(yè)分別為 22、17、10井次，占到開井數(shù)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(tǒng)計龍虎泡2012—2014年偏磨作業(yè)井，沉沒度150 m以下32井次，占偏磨作業(yè)井的42.7%，且偏磨作業(yè)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?yōu)樗托?，桿管接觸時潤滑狀況惡化，摩擦系數(shù)增加，桿管偏磨加劇。水潤滑條件下桿管磨擦系數(shù)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(shù)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(yè)[6]。

統(tǒng)計龍虎泡油田2012—2014年偏磨作業(yè)井，隨著含水上升，偏磨作業(yè)井次、作業(yè)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(yè)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(yè)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(shù)，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(tǒng)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(yè)前幾個月上下載荷74.1/ 27.8 kN，作業(yè)起出油管發(fā)現(xiàn)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?？梢姡稍黾臃稣髦帘蒙?00 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(yè)，作業(yè)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(yè)概率及能耗，主要從以下幾方面采取措施：減小抽吸參數(shù)，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(zhí)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(yōu)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(yè)75井次減小參數(shù)、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(wěn)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(yōu)勢得以發(fā)揮。

3）對于桿管偏磨防治，需從參數(shù)、沉沒度、含水控制及泵徑、桿、扶正器優(yōu)化等地面、地下的手段系統(tǒng)優(yōu)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(fā)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(yè)于西南石油學院（石油工程專業(yè)），從事油田機采井生產動態(tài)、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(qū)創(chuàng)業(yè)莊采油九廠工程技術大隊，163853。