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修改文南油田抽油井防偏磨技术研究与合理应用
PAGE
文南油田抽油井
防偏磨技术研究及应用
编写:董志清
审核:王 飞
审定:陈爱仁
工艺研究所
二00六年元月
目 录
文南油田抽油井偏磨现状
管杆偏磨的因素及特征分析
偏磨因素
加剧偏磨的因素
其它因素
特征分析
抽油杆接箍与油管的偏磨
抽油杆体与油管的偏磨
抽油杆体或接箍与油管的角度磨损
防偏磨基础理论研究
防治偏磨的技术措施
防治偏磨的管理措施
现场试验情况
七、下步需要研究的问题
一、文南油田抽油井偏磨现状
文南油田目前油井开井462口,其中抽油井开井420口,占油井开井总数的91%,是文南油田的主要生产方式。通过调查,全厂抽油井存在不同程度偏磨现象的有183口,占抽油井开井总数的44%,此类井平均泵径41mm,平均冲次4.4次/分,平均冲程4.8m,平均日产液16.2t,日产油2.6t,含水73.2%,平均泵挂2011m,平均动液面1298m,平均检泵周期252天。统计2004年共发生躺井206井次,其中因偏磨造成的躺井有72井次,占躺井总数的35%,因此偏磨已成为造成躺井的最主要因素。偏磨井存在以下几个特点:①检泵周期短,2004年偏磨油井平均检泵周期只有201天;②接箍偏磨严重,资料表明70%以上的偏磨井 主要表现为接箍磨损严重;③92%以上的井偏磨段集中在19mm抽油杆上,平均偏磨段为730m;④腐蚀油井杆管偏磨尤为严重;⑤即使是直井,偏磨情况也普遍存在。如果不及时进行防偏磨治理,将由于偏磨的存在每年增加管杆投入费用1249万元,作业费用736万元,直接经济损失约1985万元。目前在治理的情况下,2004年因为偏磨增加管杆投入费用401万元,作业费用236万元,直接经济损失637万元。可见,治理油井偏磨可创直接经济效益1348万元,因此,有效解决管杆偏磨问题是文南油田生产中的重要课题。
二、管杆偏磨的因素及特征分析
(一)偏磨因素
1、井斜是偏磨的主要因素
(1)自然井斜:在钻井过程中,随着钻井深度的增加,钻头与井口的同心度变差,从纵向上看,井筒是一条弯曲旋扭的线条。井斜引起管杆接触摩擦,造成管杆偏磨。尤其在狗腿度较大的地方,偏磨更加严重(详见图1),因此为减少偏磨,应提高钻井质量,严格控制井斜,从源头上减少偏磨现象的发生。
图1:33-163井590-620m狗腿处偏磨
(2)定向造斜:
随着钻井技术的发展和油田开发需要,定向井不断增多,定向井井 眼处于复杂的螺旋弯曲状态,尤其在造斜段,钻井井斜角和方位角的控制难度大,井眼曲率变化大,使井筒产生空间扭曲,抽油杆与油管发生摩擦,造成偏磨。文南油田大部分井的造斜点在2000m以上,在正常泵挂深度范围内,随着追踪液面,加深提液的力度增大,部分深抽井泵挂恰好在造斜段,是造成此类井偏磨的主要原因。
2、带封隔器分层采油管柱的影响
在多油层油井分层开采过程中,要使用封隔器将油层隔开。封隔器加压坐封需要一定的坐封力,坐封力会导致油管弯曲;坐封力越大造成泵上油管弯曲幅度越大,杆管偏磨也就越严重。
3、杆管在交变载荷作用下产生底部弯曲的影响
下冲程时,抽油杆柱主要受两个方向的力:一是自身在液体中向下的重力;二是活塞下冲程时受到向上的阻力。此阻力随活塞直径、抽油杆在油管内的各种摩擦阻力、抽油泵冲次及液体运动粘度的增大而增大。这两个方向力的平衡点即中性点。在中性点以上抽油杆柱呈拉伸状态,中 性点以下的抽油杆柱受压而弯曲,致使抽油杆与油管发生偏磨。
上冲程时,抽油泵游动阀关闭,抽油杆在本体和液柱重力的作用下呈拉直状态,而油管由于载荷的转移,在中性点以下油管受压发生螺旋弯曲,抽油杆柱与螺旋弯曲的油管每隔一定的距离就相互接触而磨损。油管弯曲造成的偏磨主要局限于泵上部附近,即中性点以下到泵位置。
(二)加剧偏磨的因素
1、冲次的影响
冲次快时抽油杆与油管相对摩擦的次数增多,磨损较快;而低冲次时,抽油杆与油管摩擦次数减少,磨损较慢,管杆使用寿命相对较长。因此抽油井参数设计应满足“长冲程慢冲次”设计原则。
2、沉没度的影响
抽油井正常生产时,上冲程在沉没压力和柱塞抽吸作用下,泵游动阀关闭,固定阀打开,泵吸入液体。当沉没度较高时,沉没压力增大,泵内的吸入压力也增大,于是抽油杆受到一个向上的顶力。当沉没度增大时,向上的力也增大,因此会导致抽油杆弯曲,造成杆、管偏磨加 剧。下冲程时,固定阀关闭,因此沉没度对杆弯曲没有影响,但由于固定阀关闭,此时沉没度对油管下部产生向上的顶力,此力对长径比很大的油管来说,足以使油管产生弯曲。实际生产中,在沉没度较高时,无论上冲程、下冲程均会加剧管杆管的偏磨。
3、产出液对偏磨的影响
随着开发时间的延续,文南油田产出液综合含水逐年上升,2004年12月份综合含水75.24%。含水越高,偏磨越严重,原因
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