某区块偏磨\结垢原因分析及治理

摘 要：通过对抽油杆在上下行时的受力分析，分析杆管偏磨的主要因素，分析认为主要是受流体粘度的影响，随着流体粘度的增加抽油杆受向上的力也增加，导致偏磨加剧。通过对采出液水质分析和原油物性分析，结垢井结垢部位及数量的统计，分析其结垢原因，通过井口加除垢剂的方法来解决结垢问题。

主题词：偏磨 结垢 治理

1 前 言

某区块2006年11月份投入开发，开采扶余层位，属特低渗透、低孔油藏，储层渗透率1.5×10-3μm2，平均孔隙度12.0%，饱和度55%，原油流度0.17×10-3μm2/mPa.s，油层中深1679.9m，平均泵深1624.1m，油层温度在80～90℃，属较高地温梯度油藏，地面原油粘度平均60.2mPa.s。

该区块投入开发1年左右，杆管发生偏磨、结垢现象，在2007年检泵的22口井中，偏磨19井次，占检泵井的86.4%，结垢20井次，占检泵井的90.9%，严重影响了油井的正常生产，加大了检泵作业工作量，也是困挠泵筒管理的难题之一。

2.偏磨

2.1 数据统计

在偏磨的19口井中,其中有17口井的偏磨位置是在1432.1m-1620m之间。15口井的偏磨油管丝扣造成漏失检泵。

2.2 偏磨原因分析

抽油机带动泵活塞做往复运动，上冲程时，抽油杆提升液柱，抽油杆处于受拉状态，在直井中，抽油杆与油管间不会产生摩擦；在下冲程中，对下冲程中活塞进行受力分析，有如下几个主要力： 抽油杆与井筒内液体的摩擦力F1；液体通过流动阀的水力摩阻F2；泵活塞与泵筒间的摩擦阻力F3；抽油杆与油管间的摩擦阻力F4；抽油杆柱在液体中的重力F5；活塞所受到的冲击力F6。

抽油杆受力影响因素为井深L,冲次n,冲程s,原油粘度 ,在日常的生产管理中，我们可以通过调整s、n来控制力F的大小。

某区块原油粘度平均33.4mPa.s，远高于厂原油平均粘度20.5mPa.s，也是造成偏磨频发的原因。

2.3 偏磨点的预测

在上下冲程中，抽油杆自重（包括活塞）是不变的，杆柱接箍及扶正器在抽油杆运动时所受的液体阻力和泵筒与活塞的摩擦力这二个力是二个矢量，不改变数值。由于在肇源油田载荷较大，抽油杆柱的惯性载荷、活塞所受到的冲击力和液体通过流动阀的水力摩阻可以忽略不计。下冲程时对抽油杆进行受力分析：上端受到悬绳器的拉力N、自身的浮重G、磨擦阻力f和活塞受力F。可以列公式：

N+f+F=G

根据上公式力的分析，可以得出活塞受到的力F是与悬绳器给的拉力N方向相同。那么抽油杆的某处必然有一个中和点。这个点的受力为零，最容易发生挠曲，出现偏磨。

下面以某井做为事例。某井的理论最大载荷为52.06kN，最小理论载荷37.13kN。而在测量的功图上显示上负荷为60.67 kN，下负荷27.56 kN。那么可以求出阻力

f=60.67 kN -52.06 kN=8.61 kN.

在下冲程时活塞受到原油的托力F和杆柱受到的磨擦阻力f,则

F+f=37.13 kN -27.56 kN.

F=0.96 kN

=5.6根

那么就可以判断最易发生偏磨的抽油杆为泵上第6根抽油杆最容易出现偏磨。在现场发现抽油杆的第8根到17根偏磨，其中第15根抽油杆把油管磨漏。

2.4 治理措施

我们在发现偏磨位置是在是在1432.1m-1620m之间后，采取对抽油杆加卡式尼龙扶正器，每根抽油杆上加2个，为防止偏磨井段上移的情况发生，我们对每口井加120个扶正器，即泵上60根抽油杆加扶正器。

3结垢

由于某油田油层温度在80～90℃，属较高地温梯度油藏，而无机离子在高温时活动较强，容易结垢。故结垢主要是在从泵到泵上40根油管之间。在1300米以上就很少有结垢现象。

由上表可见，某区块的Ca2+、Mg2+都高于单井，具备结垢条件。

目前我们采取的措施是对结垢井每三个月加除垢剂一次，从目前的来看，效果不错。

4认识和建议

4.1、利用功图就可以简单地判断最易出现偏磨的抽油杆的位置，我们在泵上60根抽油杆加扶正器，及时地做出保护，达到减少作业成本的目的。从目前来看效果明显。

4.2、我们可以通过调整抽油机的冲程、冲次来降低偏磨发生的几率。

4.3、由于结垢是在泵周围，因此采用在套管放空加除垢剂的方法比较有效。

参考文献：

1.王鸿勋，张琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社，1992.

2.肖士殉.理论力学简明教程「M〕北京:高等教育出版社，1990

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