桿驅螺桿泵在渤海油田低產低效井中的應用研究

石博士 何超 羅良冬 （中海油能源發展股份有限公司采油技術服務分公司 天津300452）

桿驅螺桿泵在渤海油田低產低效井中的應用研究

石博士 何超 羅良冬 （中海油能源發展股份有限公司采油技術服務分公司 天津300452）

海洋油田受空間環境等限制，油井幾乎全為大斜度定向井或者水平井，且平臺空間狹小，無法安裝地面體積較大的人工舉升設備。作為主力采油手段的電潛離心泵在小排量、稠油、出砂等油井中損壞比例較高，而桿驅螺桿泵在這種井中具備一定的技術優勢，但必須進行相應的技術改進。技術改進后的桿驅螺桿泵在NB35-2B1井成功應用，已連續運轉超過1 000 d。對此進行相應的技術應用總結。

油氣田井開發工程 螺桿泵 連續桿 大斜度 小排量

海洋油田受空間環境限制，油井幾乎全為大斜度定向井或者水平井，且平臺空間狹小，無法安裝地面體積較大的人工舉升設備，因此電潛離心泵是海洋油田的主力采油措施。而潛油電機因為電機散熱要求，對于機殼流體表面流速有明確的限制，即不能低于3 m/s，因此小排量油井，特別是排量50 m3/d以下的油井，電泵損壞比例較高，壽命均不長。

為解決這一問題，2002年中海油采技服公司開始了桿驅螺桿泵采油工藝在海洋油田大斜度、中低排量油井的應用技術研究，目前已在渤海地區成功應用，其中NB35-2B1井已經連續運轉超過1 000 d。

1 螺桿泵采油工藝對于低產低效井的適應性

“低產低效井”指在渤海地區排量較小、油稠、含砂、增產措施無效等不適合電潛離心泵開采或電潛離心泵運行壽命很短的油井。

在“低產低效井”中，桿驅螺桿泵具有以下優點：屬于容積式泵，具有平穩提液的特點，適用于中小排量油井的原油開采；吸入性好，容積效率高，壓頭損失小，適用于稠油、出砂井的原油開采；地面設備體積小，適用于海上采油平臺井口區空間狹小的情況；井下設備簡單，動力源在地面，不存在潛油電機在小排量條件下的散熱問題；系統效率高，省電，能有效緩解老采油平臺電機緊張的問題。

2 在海洋油田環境應用存在的技術瓶頸與改進

雖然桿驅螺桿泵系統自身有著很多的優點，但要在海洋油田應用還存在幾大技術難點需要解決：小排量油井中螺桿泵定子橡膠自身的散熱問題；抽油桿在大斜度井中運轉的強度和壽命問題；有桿泵不能使用海洋油田現有的井下安全閥，需要解決油管的采油安全問題。

2.1 螺桿泵本身的技術改進

2.1.1 單頭螺桿泵換雙頭螺桿泵 2∶3形線的螺桿泵相對于傳統的1∶2形線的螺桿泵，單級揚程高，單轉排量大，偏心距小，可有效降低系統轉速，提高泵效，減小泵運轉振動，提高泵運行壽命。

以國內某品牌的螺桿泵為例，GLB300型螺桿泵，單頭泵徑為102 mm，雙頭泵徑為89 mm。而采用Φ89 mm泵徑的單頭螺桿泵排量只能做到200 mL/r，而采用Φ89 mm泵徑的單頭螺桿泵排量可以做到500 mL/r。而同樣定子橡膠外形尺寸的雙頭泵由于內部腔室較單頭的大，因此單轉排量也高，一般高出50%～55%。

由于單頭改雙頭，定轉子密封線多了一圈，以國產某品牌GLB300-20系列螺桿泵為例：20級單頭螺桿泵單級承壓0.45 MPa，每級有3條密封線，單線承壓能力為0.45 MPa/3=0.15 MPa。雙頭螺桿泵每一級有4.5條密封線，單線承壓能力約為0.15 MPa×4.5=0.675 MPa，因此雙頭泵理論提升單級揚程50%。雙頭泵在有效提高泵揚程的情況下，還能通過降低過盈值，減小定轉子摩擦，有利于提高定子壽命。同時雙頭泵定子橫截面橡膠厚度較單頭泵均勻，能有效提高定子內部的散熱能力，減少橡膠內部的熱應力集中，提高定子的使用壽命。

因此，同樣的油井額定排量情況下，雙頭泵需要提供的轉速更低，泵的漏失相對較小，能有效降低抽油桿的彎曲疲勞次數和工作載荷，提高抽油桿的使用壽命。

2.1.2 橡膠材質改進 普通的螺桿泵橡膠應用環境溫度不超過90℃，但由于“低產低效井”的實際產液量較低，原油較稠，不利于泵體散熱，因此必須提高橡膠的耐溫等級。

我們改進后的橡膠耐溫等級從90℃提高到了140℃，表1是我們改進前后兩種橡膠的性能對比。

2.2 對于抽油桿的改進

2.2.1 對于抽油桿本身的技術改進 桿驅螺桿泵技術在海洋油田應用的初期，由于抽油桿斷桿造成故障檢泵的油井占到了100%。

表1 橡膠性能參數對比

當時采用的主要是Φ38的空心桿和Φ28的實心桿。Φ38空心桿雖然抗扭、抗拉等強度指標均好于Φ28實心桿，但由于在大斜度井中運轉，抽油桿彎曲度大，同撓度情況下越粗的抽油桿桿體外壁形變也越大，受到的疲勞破壞程度也越強，抽油桿斷桿的可能性就越高。

現在國內抽油桿接頭主要有兩種：一種是錐螺紋連接，接頭采用桿體鐓鍛工藝制造；一種是插接扣，采用接頭與桿體摩擦焊方式連接制造。插接扣雖然能有效防止桿柱脫扣，但接頭的摩擦焊制造工藝強度不如鐓鍛式，成為了桿柱的一個薄弱點，增加了桿體斷裂的可能性。

經過3年的失敗與嘗試，現在成功應用在大斜度油井中的是Φ28的連續型抽油桿。這種抽油桿沒有普通抽油桿的接頭，使得抽油桿在工作時應力分布更為均勻，同時桿體經過熱處理工藝改進后，韌性也得到了較大的提高，斷桿可能性大幅度降低，而且沒有連接螺紋扣，消除了桿柱反轉脫扣的隱患。表2是幾種抽油桿性能的對比。

表2 抽油桿性能參數對比

2.2.2 桿體連接工藝改進 抽油桿的扭矩主要來自4大部分：泵定轉子摩擦扭矩，泵工作時舉升井液的工作扭矩，桿液摩擦扭矩，抽油桿、扶正器、油管內壁間的摩擦扭矩。井口為抽油桿扭矩受力的最大位置，也是抽油桿軸向力受力的最大位置，整個抽油桿柱的最大工作載荷位置就在井口。

傳統的螺桿泵抽油桿柱最上端都需要一個光桿配合方卡子坐于驅動頭之上。普通光桿多采用40 Cr材料制造，表面鍍鉻，硬度較高能達到HRC60以上。連續桿由于桿體上無法加工連接螺紋扣，抽油桿和光桿的連接必須在抽油桿上焊接一個接頭。這個焊接點既是整個桿柱的強度薄弱點，又處于整個桿柱的載荷最大位置，所以這種焊接連接的方式增加了斷桿的可能性，而在現場應用中也發生過此處焊口斷裂的事故。

經反復試驗，采用連續桿代替光桿，經表面拋光處理后穿過驅動頭懸掛桿柱的工藝，消除了上述的桿柱強度隱患。同時配合無牙痕方卡子，鉗住表面硬度較光桿低很多的連續桿（表面硬度HRC28～30），消除了傳統牙型方卡子咬斷材質較軟桿體的隱患。

2.3 其他技術改進

根據海油油田作業安全的需要，所有的油井都要下入井下安全閥。但海洋現有的井下安全閥全部針對無桿泵設計，無法用于桿驅螺桿泵。且傳統螺桿泵驅動器機械密封承壓能力低，手動BOP半封在有突發狀況時反應時間較慢，不能完全滿足海上油田生產的要求。

因此必須在傳統驅動頭的基礎上進行技術改進：第一是在驅動頭減速箱的下部再額外增加一個雙端面的機械密封，把驅動頭的承壓能力從3 MPa提高到10 MPa；第二是設計了一種針對桿驅螺桿泵的井口安全系統，主要用在含氣量較大、井壓較高的油井。該系統采用模塊化設計，可以根據現場需要安裝于驅動頭的下部。井口安全裝置技術指標見表3。

表3 井口安全閥工作參數

3 桿驅螺桿泵在NB35-2B1井的成功應用

NB35-2B1井下桿驅螺桿泵之前一共進行了4次電潛離心泵檢泵作業，平均檢泵周期僅99 d，而該螺桿泵機組已經連續運轉超過1 000 d，目前仍在運行。泵效達89%，為之前所下電泵的3.7倍。累計產油10 613.66 m3，節約檢泵作業費用600萬元，直接與間接經濟效益超過3 600萬元。

經過技術改進后，桿驅螺桿泵技術滿足了海洋油田地產低效井的應用要求。■

[1]蔣平.工程力學基礎（I）[M].北京：高等教育出版社，2003：356-357.

[2]胡榮.地面驅動單螺桿泵組合桿柱設計的微元段法[J].石油機械，2004，32（4）：30-32.

[3]胡才志.螺桿泵采油工藝技術在埕島油田的應用研究[J].中國海上油氣（工程），2003，15（2）：38-45.

2011-09-06