螺桿泵井桿管偏磨分析與治理

于孝合 （大慶油田有限責任公司第七采油廠）

螺桿泵井桿管偏磨分析與治理

于孝合 （大慶油田有限責任公司第七采油廠）

大慶油田第七采油廠螺桿泵井作業中出現較多的桿斷問題，從桿受力、井含蠟、沉沒度、桿柱結構、轉速分析入手，著重進行了磨損原因的理論分析。結果表明，螺桿泵井桿管磨損主要是由于沉沒度較高、結蠟、桿管組合不當等原因造成的。對此，從技術上提出了優化布置抽油桿柱扶正器、采用新的桿管組合和降低抽油桿轉速等治理措施。

螺桿泵井 桿管 磨損 治理 措施

1 螺桿泵井桿管磨損原因分析

1.1 磨損現象分析

2009年對螺桿泵井作業故障原因統計發現，導致螺桿泵作業故障的主要原因為螺桿泵井桿管偏磨，占作業井比例的一半，見表1。發生偏磨的井段主要集中在500 m以下，且桿體、接箍都有磨損。

表1 2009年螺桿泵井故障原因統計

在螺桿泵井中抽油桿不但受軸向力的作用，同時還承擔負載扭矩的作用。

軸向力公式[1]：

式中：

F——抽油桿所受軸向力，N；Ft——轉子所受軸向力，N；

Fg——抽油桿在液體中的重力，N。

轉子所受的軸向力計算公式：

式中：

e——偏心距，mm;

D——轉子截圓直徑，mm;

式中：

D——套管內徑，m;

d——抽油桿直徑，m;

ρ——抽油桿密度，kg/m3;

ρ液——液體密度，kg/m3;

L——抽油桿長度，m;

h——沉沒度，m;

g——重力加速度，9.8 m/s2;d2——轉子直徑，m；

d1——油管直徑，m。

1.2 油井結蠟對桿管偏磨的影響

根據（3）式，當浮力達到影響抽油桿柱運動時，軸向力降低，加上黏滯力的影響，使抽油桿沒有呈直線旋轉，造成彎曲，導致桿柱偏磨。在井含蠟量較高或液體密度較高時，桿柱所受到的浮力比較大，就會產生這種狀況，容易偏磨，所以應及時清蠟。

1.3 沉沒度對桿管偏磨的影響

考慮油套環形空間內液體重力對抽油桿重力的影響，抽油桿在液體中的重力等于桿柱在液體中的重力加上轉子橫截面以上的液體重力減去油套環形空間液體作用在轉子上的重力。采出液體的密度增加以及油套環形空間內沉沒度的增加，都會使抽油桿在液體中的重力降低。不同沉沒度抽油桿所受的

d——抽油桿直徑，mm;

ΔP——螺桿泵的工作壓力，MPa。

抽油桿在液體中的重力計算公式：重力見表2，可以看出，沉沒度越高，抽油桿在液體中的重力越小，就越容易發生桿管偏磨[2]。

表2 不同沉沒度中桿柱的重力

第七采油廠普通螺桿泵井沉沒度一般在600 m左右，所有發生桿斷的井的沉沒度都在700～1 000 m之間波動，其中桿斷6口井中，平均單井沉沒度在921.5 m。可見，高沉沒度也是導致桿斷的重要原因之一。

1.4 轉速對螺桿泵井桿管偏磨的影響

螺桿泵在運轉過程中，理想狀態下桿柱在中心軸線位置做自旋轉運動。但是受井下螺桿泵偏心距作用和桿柱所受的扭矩作用，高速旋轉桿柱將產生離心力，促使桿柱偏離中心線位置，造成抽油桿與油管內壁的接觸、摩擦。越靠近轉子，偏心距作用越明顯，桿柱震動越強烈，就更容易發生偏磨。為了防止油管脫扣，需要橫向固定螺桿泵，防止定子旋轉，因此，在泵的下端要連接一個油管錨。目前常規采用的油管錨是支撐卡瓦，它采用上提下放坐封，這個過程容易造成油管在套管內呈彎曲狀態，這時將與處于垂直狀態下的抽油桿接觸，從而產生摩擦。

1.5 桿柱結構對桿管偏磨的影響

與實心抽油桿相比，空心抽油桿由于在液體中受到的浮力比較大，偏磨率也大于實心抽油桿，另外，油管與抽油桿之間的空間越小，偏磨的可能性就越大，見表3。

2009年采油七廠共作業32口井，為62 mm油管和22 mm抽油桿、62 mm油管和25 mm抽油桿組合，其中桿管偏磨12口井，占全年作業井的37.5%，桿斷井占這種桿管組合的54.5%。

2 螺桿泵井桿管偏磨的治理措施

2.1 優化抽油桿柱扶正器

防止螺桿泵井桿柱彎曲的最直接辦法就是安裝抽油桿扶正器，而合理布置桿柱扶正器是防止螺桿泵桿管磨損的有效手段。從抽油桿桿斷位置的統計，一般偏磨較嚴重的都是在抽油桿中下部，在中下部下入扶正器，使桿柱呈直線旋轉，能有效地減少偏磨現象。目前，采油七廠全井下50個扶正器，泵上25根桿每根下一個扶正器，剩下25個扶正器全井均勻下入。

表3 作業井桿管組合統計

表4 螺桿泵桿斷井斷脫位置統計

2.2 桿管組合

在油管管徑一定的情況下，提高抽油桿的強度以縮小桿徑是一項防止桿管磨損的有力措施。但在過去幾年的應用中，發現由于22 mm抽油桿較細，扭矩增大時容易扭斷，所以采用25 mm抽油桿，另外，2009年采油七廠開始采用25 mm抽油桿與76 mm油管的組合，桿斷的概率明顯降低。

2009年桿斷井的統計，共18口井，其中22 mm桿桿斷井有11口，占總井數的61.2%，25 mm桿桿斷井有7口，占總井數的38.8%。

2.3 降低轉速

適當降低轉速可以提高螺桿泵系統的安全系數，也在一定程度上延緩了桿管磨損，但是轉速也不宜過低，舉升相同的液體，低轉速就意味著其他舉升參數的增大，當螺桿泵轉速低于90 r/min時系統能耗明顯升高。適當降低轉速也是解決螺桿泵井桿管磨損的措施之一。見表5。

從表5可以看出，桿斷井共有8口，轉數都在90～120 r/min之間，平均轉數98.5 r/min，在其余的轉數區間均沒有發生桿斷的現象。葡69-83井泵以126 r/min運轉，雖然未發生桿斷，但桿管偏磨，導致管被磨漏，其余原因共有8口井，轉數都在40～85 r/min之間變化，平均轉數60.1 r/min，由此可見，高轉數偏磨概率要大于低轉數時的概率。另外在非桿斷故障作業井中，葡65-64井泵、太119-64井泵分別以40 r/min和48 r/min運轉，故障都是抽油桿脫扣，分析原因為：當轉數偏低時由于軸向力過大造成桿脫，所以螺桿泵在工作時應該保持合理的轉數65～90 r/min。

表5 2010年上半年作業井分轉數故障原因統計

2.4 采用旋轉式坐封的油管錨

為解決錨定工具坐封時下壓油管造成油管彎曲、加重偏磨這一問題，采取旋轉式支撐卡瓦錨代替支撐卡瓦技術措施。為防止油管偏磨，采用扶正式防轉錨替代支撐卡瓦作為錨定工具，其在工作時，轉動管柱坐封不會造成管柱彎曲，可減輕偏磨。

2.5 控制合理的沉沒度

從表2不難發現，沉沒度越低，桿管發生的偏磨幾率越小，但是沉沒度小于200 m時則不利于保護螺桿泵，容易發生抽空燒泵現象。采油七廠把螺桿泵井沉沒度在300～500 m之間定為合理沉沒度區間。為控制合理沉沒度采用了螺桿泵液面連續自動監測技術，這種裝置包括井口連接器和變頻控制兩部分。井口連接器依靠螺桿泵井套管內氣體膨脹發聲，將這種聲波信號轉變為電信號，儀器根據預先設定擊發時間間隔，進行自動連續監測液面，然后將測得的液面與事先設定的液面進行比較。當沉沒度達到或超過最高沉沒度50 m左右范圍時，就會以最快的轉速抽油；當沉沒度達到或小于最低沉沒度時就會以最慢的轉速抽油；當沉沒度在最高與最低沉沒度之間時，采用逐漸接近的算法控制沉沒度。

2009年采油七廠應用了5口井，液面均控制在320～430 m的范圍內，平均轉數為77 r/min，平均單井沉沒度為398 m，取得了良好的效果。

3 結論

1）影響螺桿泵桿管偏磨的主要因素為抽油桿所受的軸向力。

2）影響螺桿泵軸向力的因素包括井的含蠟量、液體對桿的黏滯力、沉沒度、轉速、桿體結構和桿管組合等因素。

3）螺桿泵采油時應減少桿管縱向彎曲的負面影響，在油管柱的下部增加拉力載荷，安裝扶正器、油管錨防止油管柱下部轉動及向上軸向移動。通過螺桿泵系統優化設計，確定合理的桿柱轉速、桿柱扶正器優化布置方式，使用實心桿和降低抽油桿轉速，可以解決桿管磨損問題。

[1]柴鳳忠.螺桿泵井防偏磨技術[J].油氣田地面工程,2006，25（8）:1.

[2]李云飛,盛國富,李化釗,等.螺桿泵井桿管偏磨原因分析及治理措施[J].國外油田工程,2006,22(3):43.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.08.018

于孝合，2006年畢業于東北石油大學，助理工程師，E-mail：changdiaodushi@petrochina.com.cn，從事油田生產管理工作，地址：大慶市大同區第七采油廠生產運行部，163517。

2011-06-28）