油井載荷隨著含水及沉沒度變化規律探討

王雪松 徐立明 陳洪強

摘要：含水與沉沒度直接影響抽油泵的工作狀態影響抽油桿柱的振動載荷，并最終影響懸點最小載荷與抽油桿柱的軸向分布力。針對腐蝕偏磨日益嚴重問題，開展防腐防偏磨長效治理一體化技術。對腐蝕偏磨嚴重井實施“內襯管+抽油桿減磨接箍”或“內襯管+連續桿”防偏磨工藝，對腐蝕嚴重井進行緩蝕劑評價篩選，加藥劑量評定，實施套管加藥和泵下固體緩蝕劑防腐工藝，并全部采用防腐耐磨抽油泵。在防腐蝕與防偏磨的有機結合下，防腐防偏磨井治理取得顯著成效。

關鍵詞：含水;沉沒度;防腐防偏磨;軸向壓力;抽油桿柱屈曲

近年來，由于桿管偏磨井數逐年上升，增加維護性井下作業費用及桿管更換費用，嚴重地影響了油田開采的經濟效益，年桿磨斷率平均3%的速度上升。本文通過對抽油機井最小載荷隨含水和沉沒度變化規律及桿管摩擦磨損規律的實驗研究，找出了含水、沉沒度對桿管偏磨的影響規律。高含水抽油機井在低沉沒度條件下運行時，抽油泵因嚴重供液不足而產生液擊，會加劇抽油桿柱振動，降低抽油機懸點最小載荷，從而減少抽油桿柱的軸向分布力與桿管產生偏磨的臨界軸向壓力，加大下沖程時抽油桿柱下部受壓段的長度，易造成抽油桿柱屈曲而導致桿管偏磨。高含水是導致桿管偏磨速度加快的主要原因。

1 桿管偏磨狀況

高含水抽油機井在低沉沒度條件下運行時，抽油泵因嚴重供液不足而產生液擊，會加劇抽油桿柱振動，降低抽油機懸點最小載荷。隨著抽油機井含水的逐年升高以及油井生產流壓的逐漸降低，高含水或特高含水、低流壓抽油機井的數量將逐年增加，桿管偏磨井數也將逐年增加，因此，對抽油機井桿管產生的偏磨原因進行研究，有效地采取預防措施，開展防腐防偏磨長效治理一體化技術具有重要的實際意義。

1.1 不同含水區間桿管偏磨率的分布規律統計2013—2017年桿管偏磨井259口，按不同含水區間分類，從統計數據看出：隨著含水的上升桿管偏磨率呈明顯上升趨勢，含水大于85%的偏磨井占總偏磨井數的75.8%。

1.2 不同沉沒度區間桿管偏磨率的分布規律統計2013—2017年桿管偏磨井259口，按不同

沉沒度區間分類，從統計結果看：隨著沉沒度的降低桿管偏磨率明顯上升，沉沒度低于200m的偏磨井占總偏磨井數的76.6%，其中沉沒度低于100 m的偏磨井占總偏磨井數的62.0%。

1.3 抽油桿偏磨區域的統計

統計2013—2017年桿管偏磨井259口，按抽油桿區域劃分，由統計結果可見，桿管偏磨區域主要分布于抽油桿柱下部，有79.39%偏磨井的偏磨位置在200 m以下。

2 抽油機懸點最小載荷隨沉沒度與含水的變化規律

為了搞清楚最小載荷隨著含水沉沒度變化規律，通過利用抽油機井計算機仿真分析系統，計算出不同沉沒度，不同含水情況下的最小載荷。研究表明：抽油機懸點最小載荷隨沉沒度的下降和含水增加而下降，含水越高沉沒度越低，懸點最小載荷下降的幅度越大;當懸點最小載荷降到某一值時，懸點最小載荷隨著沉沒度降低和含水的上升反而增加。為了進一步研究沉沒度對懸點載荷的影響，在**油井上利用熱洗流程向套管內灌水調節動液面，并測試不同液面條件下懸點示功圖，測試結果見圖1。當示功圖充滿程度為50%左右，最小載荷最小，顯然，懸點最小載荷隨沉沒度的變化規律與上述研究結果是一致的。低含水油井在低沉沒度條件下運行時，由于氣體的緩沖作用，泵內一般不會產生液擊;高含水油井在低沉沒度條件下運行時，抽油泵供液不足，由于泵內無氣體或很少氣體緩沖，柱塞在和液面接觸瞬間將產生液擊，從而加劇了抽油桿柱的振動，降低了抽油桿柱的軸向分布力，即降低了桿管產生偏磨的臨界軸向壓力，桿管易產生偏磨。

3抽油機井桿管摩擦磨損規律研究

為了深入分析抽油機井桿管偏磨原因，對抽油機井桿管摩擦磨損規律進行了實驗，研究了油井液含水、側壓力對桿管摩擦系數與磨損速度的影響。

3.1 油井液含水與側壓力對桿管摩擦系數的影響

研究表明：抽油桿與油管之間的摩擦系數隨著原油含水量增加而增加，隨側壓力的增大而增大。側壓力越大、原油含水越高，抽油桿與油管之間的摩擦系數也越大。

3.2 油井液含水、側壓力對抽油桿磨損率的影響

研究表明：抽油桿的重量磨損率隨著原油含水量的增加而增加，隨側壓力的增大而增大。側壓力越大、原油含水越高，抽油桿重量磨損率增加的幅度也越大。實驗結果還表明：①含水、側壓力對抽油桿與油管之間的摩擦系數有顯著影響。在側壓力一定的條件下，桿管之間的摩擦系數隨著原油含水的增加而增加。例如：在法向壓力一定的條件下，如果含水由50%升高到95%時，桿管之間的摩擦系數增加20%左右;在含水一定的條件下，如果側壓力由50N增加到130N時，桿管摩擦系數增加20%左右;②含水、側壓力對抽油桿的磨損率有顯著影響。在側壓力一定的條件下，抽油桿的磨損率隨著原油含水量的增加而顯著增加。例如，在側壓力為130N時，如果含水由50%升高到95%時，抽油桿的磨損率由0.71×10^-6g /m增加到2.59×10^-6g /m，增加了265%。

4 結束語

抽油機井桿管偏磨區域主要分布在靠近泵處下部抽油桿柱。高含水、低沉沒度是導致桿管偏磨的主要因素，高含水是導致桿管偏磨速度加快的主要原因。高含水抽油機井在低沉沒度條件運行時，抽油泵嚴重供液不足而產生液擊，從而加劇了抽油桿柱振動，降低了抽油機懸點最小載荷，從而降低了抽油桿柱的軸向分布力與桿管產生偏磨的臨界軸向壓力，加大了下沖程時抽油桿柱下部受壓段的長度，容易造成抽油桿柱屈曲而導致桿管偏磨，高含水加快桿管磨擦磨損速度，因此高含水井桿管容易偏磨。

針對腐蝕偏磨日益嚴重問題，開展防腐防偏磨長效治理一體化技術。對腐蝕偏磨嚴重井實施“內襯管+抽油桿減磨接箍”或“內襯管+連續桿”防偏磨工藝，對腐蝕嚴重井進行緩蝕劑評價篩選，加藥劑量評定，實施套管加藥和泵下固體緩蝕劑防腐工藝，并全部采用防腐耐磨抽油泵。在防腐蝕與防偏磨的有機結合下，防腐防偏磨井治理取得顯著成效。實施16口井生產周期延長152天，防偏磨有效期已經達到460天

參考文獻

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