抽油井偏磨治理技术配套及应用效果分析

摘要：随着油田开发的不断深入，老油田综合含水逐渐上升，抽油井偏磨、腐蚀等情况不断加剧。针对胜利油田现河采油厂抽油井管杆偏磨问题，结合油井作业现场资料、测试分析资料等，对造成油井偏磨问题的原因进行了分类分析，将治理偏磨技术进行配套，抽油井偏磨治理取得了良好效果。

关键词：抽油井 油管杆偏磨 偏磨治理

0 引言

随着油田开发的不断深入，老油田综合含水逐渐上升，抽油井偏磨、腐蚀等情况不断加剧。有杆泵油井生产过程中，由于井身结构限制、管柱失稳和管杆弹性变形、产出液性质影响等因素，造成抽油杆与油管之间总是存在接触磨损现象，导致油井油管磨损漏失、抽油杆磨损断脱等问题，严重影响油井检泵周期。而且随着油田开发的进一步深入，低品位油藏相继投入开发，油井泵挂深度加大， 同时，老油田高含水期开发产出液物性逐渐变差等因素都从不同程度上加剧了油井管杆偏磨问题的发生。

据统计，胜利油田现河采油厂2010年共有管杆偏磨油井445口，由于偏磨原因导致抽油井躺井维护作业频繁。在过去的几年内，治理抽油井偏磨问题存在技术配套不全面，针对造成抽油井偏磨的因素研究不系统等问题。因此，通过对导致油井管杆偏磨的原因进行统计、分析与分类，并制定针对的合理措施，对于偏磨的井的治理才能取得良好效果。按照这一思路，通过中高渗油藏、低渗油藏油井造成偏磨主要因素的归类，分别采取扶正类技术、扶正加重类技术、防腐抗磨类技术，开展针对性治理工作取得良好效果。

1 抽油井偏磨现状调查

胜利油田现河采油厂2010年共开抽油机井898口，全年因为抽油井管杆偏磨造成躺井维护工作量405井次。根据抽油井作业现场监督资料累计统计，目前存在偏磨问题的抽油井共有445口，占抽油机开井数的50.6%，其作业频次接近为1。对比2008年新增偏磨井58口。 统计近年来作业过程中出现管杆偏磨现象的抽油井井次，由2008年的545井次增加到2009年的656井次和2010年的785井次；而2011年统计显示，存在偏磨问题的抽油井井次达到850井次。因此，抽油井管杆偏磨问题是近几年来造成抽油井检泵周期难以有效延长，而作业修井工作量居高难下的主要原因。

2 抽油井管杆偏磨分类原因分析

2.1 井身结构原因

近几年来随着斜井、定向井、侧钻井数的不断增加，直接导致管杆偏磨抽油井不断增加，目前现河采油厂每年新钻抽油井80％以上为定向斜井，井斜度从几度到几十度，客观上造成的偏磨井数的增加。

而对于直井而言，由于钻井过程中位移和方位角的变化，以及后期注水、各种增产措施等因素，使得老井地层压力不断变化，造成地应力的变化使套管弯曲变形，造成管杆接触偏磨，而这一现象随着油团的深入开发已愈来愈严重。

2.2管杆受力运动失稳弯曲

抽油杆弯曲产生于下冲程，下冲程时，在中和点以上抽油杆呈拉伸状态， 中性点以下的抽油杆受压而弯曲，由于抽油杆弯曲，使抽油杆与油管发生偏磨叫。如果抽油井结蜡、油稠、出砂等问题都会造成抽油杆下行阻力增大，促进抽油杆失稳弯曲导致偏磨现象的发生。

而抽油杆在上冲程时，游动凡尔关闭，活塞带动油管内介质上移。由于管内介质的重力、油管与管虎介震和抽油杆的阻力作用，使抽油杆拉直，而油管在中性点以下产生弯曲，使管杆接触产生磨损。油管弯涵造成的偏磨主要局限于泵上都附近，即中性点以下到泵位置。

2.3产出液腐蚀介质加剧

当抽油井产出液的含水大于74%时，产出液会由油包水型转换为水包油型。此时，管杆壁丢失了原油的保护作用，直接与产出水接触，腐蚀速度加快，同时原有磨擦的剂由原油变成产出水，管秆壁失去了原油的作用，磨损速度也加快 杆管间的摩擦系数和磨损率都随产出液中矿化物含量的增加丽增加，当抽油井产出液含有Cl-1、HCO2-1和H2S等腐蚀介质时，管杆磨损处将优先被腐蚀，腐蚀使管杆表面更粗糙，加剧了管杆偏磨。

3 抽油井偏磨治理技术配套及应用效果

现河采油厂中高渗断块油藏定向井多，井斜是造成抽油井偏磨的主要因素，而该类油藏抽油井含水高，腐蚀、出砂则加剧了偏磨；对于低渗透油藏而言，抽油井井深、结蜡造成杆柱弯曲变形，则是导致偏磨的主要原因；稠油油藏，抽油井因为油稠，杆柱下行阻力大造成杆柱弯曲，则容易发生偏磨。

3 1扶正类技术模式

针对斜井及直井段方位变化引起的杆管接触问题，选择在造斜段或存在方位变化的拐点范围连续配套扶正类工具。在用的扶正类技术包括旋卡扶正器、普通抗磨副、弹力支撑定位扶正装置、弹力支撑抗磨副及油管扶正短节等。

3.1.1常规技术：旋卡扶正器+普通抗磨副

旋卡扶正器及抗磨副技术自2005年开始应用于油田治理抽油井偏磨现场，但在使用过程中多次出现旋卡扶正器破碎导致泵卡、杆卡的问题。经过对比分析，原因在于旋卡扶正器增加了抽油杆运行阻力，加之自身材料选择在应对抗挤压磨损问题时并不理想，因此容易导致受力不均而破裂，尤其对于原油粘度较大或结蜡抽油井这一现象更为突出。通过加强新技术研究应用，引进弹力支撑定位扶正装置、弹力支撑抗磨副技术开展现场实验，并取得了显著效果。

3.1.2改进技术：弹力支撑定位扶正装置+弹力支撑抗磨副

弹力支撑式定位扶正装置由上下弹性支撑扶正块组成，旋转90度置于杆体上，弹性支撑扶正块与油管内壁成过盈配合，真正实现了扶正块相对油管内壁的固定，使抽油杆与油管的磨损转换为挞油杆与扶正块的内部磨损。弹力支撑式抗磨副由弹力支撑扶正套和高硬度抗磨杆体组成，扶正套内孑L采用抗磨减磨材料，杆套接触面光滑，摩擦系数小，与普通抗磨副不同之处在于弹力支撑扶正套能较稳定固定在油管内壁上，变管杆磨损转换为杆套自磨损。现场应用时在井筒的造斜段或狗腿段一般连续下人弹力抗磨副，在稳斜段或直井偏磨段连续或间隔下入弹力支撑定位扶正装置。2011年共配套应用该项技术治理偏磨抽油井142口，平均抽油井检泵周期由治理前的99d，延长到治理后的209d。

3.2扶正加量类技术模式

针对杆柱失稳的问题，选择加重、扶正综合治理技术，通过底部加重：一方面可以降低中和点位置，另一方面克服抽油杆下行阻力，限制和减小抽油杆下部的弯曲；通过扶正：扶正器外径大，可以看作为杆柱的约束，增加约束以提高其稳定性，从而降低杆柱的交变应力幅度，延长抽油杆疲劳断裂周期。

扶正技术一般选择旋卡扶正器／弹力支撑定位防偏装置， （弹力支撑）抗磨副，而加重技术则采用Φ58mm～b径的加重抗磨副或Φ36mm、Φ42mm防腐加重杆。

2011年扶正加重类技术共应用48口，平均抽油井检泵周期由治理前的132d，延长到治理后的195d。以河10一侧45井为例，该井因偏磨在治理前检泵周期为79d。治理配套：抽油杆从500～1580m每根配一个Φ22mm旋卡扶正器，从1580～ 1890m隔一根杆下一根SH—KMF30／62—22抗磨副130m，而在最下部则下入5根Φ36mm加重抗磨副，生产周期延长到目前的210d。 。

3.3防腐抗磨类技术模式

针对采出液腐蚀严重，采取常规防偏磨技术效果差、生产周期短的井，选择内衬HDPE／EXPE油管+配套Ⅱ型接箍配套治理技术。该抗磨抗腐油管是在普通油管中内衬高密度聚乙烯材料，内衬层抗磨强度高，与钢的滑动磨擦系数为0.20，比钢对钢的磨擦系数降低了0.13。内衬 HDPE／EXPE油管自2011年4月份投入试验3口， 目前针对腐蚀偏磨严重井大规模应用85口，其中河 110-25井是第一日试验井，该井在700～1500m处井身不正，矿化度33415.9，并且在4个月内三次偏磨管漏，抽油杆接箍腐蚀严重，平均检泵周期45d。于2011年4月7日从600～1800m共下入73mm内衬HDPE／EXPE抗磨抗腐油管1200m， 目前正常生产310d，延长生产周期265d。

4 几点结论

（1）抽油井管杆偏磨问题是目前油田生产过程中面临的一个越来越需要重视和加以研究应对的难题，它已经严重影响到抽油井检泵周期的有效延长。

（2）针对抽油井管杆偏磨问题，认真加以分析、分类，采取相对应的配套治理技术加以解决，是治理抽油井偏磨，实现抽油井检泵周期的有效延长的正确方法。

（3）在治理抽油井偏磨问题时，应当注意配套必要的检测技术手段，为偏磨治理技术提供有效的技术支撑，能够进一步提高治理技术的针对性和有效性。

参考文献

[1]万仁溥，罗英俊，张学斌．采油技术手册[M]．北京；石油工业出版社，1991．

[2]赵福麟．采油化学[M]．东营：石油大学出版社，1994

作者简介：郑保华（1974.02－），男，工程师，长期从事油水井作业技术工作。