酒東油田桿管偏磨研究及對策

周妍，吳曉旭，趙全，梁佳瑩，朱林(中國石油玉門油田分公司酒東采油廠，甘肅 酒泉735200)

0 引言

酒東油田隨著開發的深入，泵掛不斷加深至2 800 m左右，部分油井含水也不斷升高，近兩年因偏磨造成斷脫檢泵占總檢泵的比例較高，維修作業頻繁，油井免修期短，作業費用增加，采油成本升高，綜合效益降低。通過統計偏磨井情況，偏磨的部位為抽油桿接箍和本體，位置主要集中在抽油桿的中下部。因此，針對酒東油田桿管偏磨的機理分析和防治措施研究顯得十分必要。

1 酒東油田桿管偏磨現狀及影響因素

抽油機井的桿管偏磨是由于抽油桿在上下沖程中與油管相對運動時產生相互接觸而形成的，它受井眼軌跡、桿柱組合、采出液含水等眾多因素的綜合制約[1-2]。

1.1 桿管偏磨深度

通過統計，偏磨位置在1 500～2 100 m范圍內，且泵掛深度2 200 m的偏磨井次比泵掛深度2 800 m要高，數據統計得出，泵掛越深，供液越好，抽油桿與油管之間潤滑充分，偏磨率比較低。泵掛及偏磨井次統計如表1所示。

表1 泵掛及偏磨井次統計

1.2 井眼軌跡的影響

井斜較大的抽油井，生產時抽油桿柱與油管之間存在較大摩擦力。上沖程時，抽油桿與油管的上側內壁產生摩擦，下沖程時，抽油桿與油管的下側內壁產生摩擦。距離井口越近磨損越嚴重，油管傾斜角度越大磨損越嚴重。

在狗腿度較大的地方，油管內壁與抽油桿桿本體發生磨擦，由于偏磨面積較小，油管磨損較嚴重。抽油桿柱上部，表現為單面偏磨，這種偏磨能夠把油管磨穿，是偏磨現象中最常見也是損傷最嚴重的一種。現場分析得出，井斜、方位角、狗腿度變化都會引起偏磨現象的發生。

1.3 抽油桿接箍影響

抽油桿接箍的外徑比抽油桿本體大，所以一旦抽油桿和油管產生接觸時，抽油桿接箍和油管優先產生接觸，抽油桿接箍位置對油管側向壓力增大，于是摩擦力增大，長時間的線面摩擦使得抽油桿接箍出現磨損傷害，嚴重時導致脫扣。在檢泵時對酒東油田抽油桿出現偏磨的部位進行統計，出現偏磨的部位大多是抽油桿接箍。接箍偏磨屬于磨損機理中的磨料磨損[3]。

磨料磨損是指硬的磨(顆)粒物或硬的凸出物在與摩擦表面相互接觸運動過程中產生的磨損，是表面材料發生消耗，其特征是在摩擦副對偶表面沿滑動方向形成劃痕。國外學者提出了以切削作用為主的磨粒磨損量，其公式[4]如式(1)所示：

式中：W為法向載荷；H為硬度，其值為載荷與壓痕投影面積之比，即

1.4 油井生產參數的影響

偏磨井沖次多集中于3.5 次/min以上油井，說明沖次較大偏磨較嚴重。分析認為，沖次越大，泵充滿程度相對較低，造成桿管摩擦相對較大，增加偏磨幾率。因此，對于供液能力相對較差的油井，建議對油井進行詳細普查，將間歇供液的油井，在保證產量前提下，適當增加沖程，隆低沖次。偏磨井沖次分布如圖1所示。

圖1 偏磨井沖次分布

1.5 采出液含水影響

統計結果反映偏磨井含水普遍較高，其中含水50%的偏磨井占60%。油井含水上升，會使產液由原來的油包水型轉變為水包油型，因為失去原油的潤滑保護，油管與抽油桿之間的接觸面磨損速度加快。同時油井井底高溫，液體中含有礦物質、CO2、H+、Cl-及細菌等腐蝕介質，直接與桿管接觸，會產生腐蝕。

在偏磨的影響下，首先抽油桿表面保護層及金屬處理層被磨去，然后偏磨處與腐蝕介質直接接觸，再加上磨擦產生的熱使腐蝕加劇，增大了偏磨的破壞程度。偏磨井含水分布如圖2所示。

圖2 偏磨井含水分布

1.6 沉沒度的影響

根據相關文獻，沉沒度過高(過低)都會增加抽油桿與油管偏磨的幾率，沉沒度相對合理時，機抽井發生偏磨的現象相對較少?？梢缘贸?，沉沒度越大，抽油泵柱塞受到向上浮力也越大，油井桿管的偏磨越厲害。相對而言沉沒度太低，就容易出現供液不足，上沖程過程中液體不能及時進入泵筒導致泵筒空載，下沖程時柱塞會空載一段距離后突然撞擊油液。同時沉沒度低，溫度下降快，液體溶解蠟的能力下降，增加抽油桿下行阻力，也會加劇桿管偏磨。

1.7 管桿結蠟影響

存在偏磨的結蠟井，結蠟厚度大部分大于3.8 mm，最厚到達10 mm，表面采出液析蠟是影響酒東油田桿管偏磨的原因之一。油井結蠟凝結減小油管及桿柱間環形空間面積，加劇“活塞效應”，增加抽油桿柱受壓段長度，即增加抽油桿與油管間的接觸幾率，使抽油桿下行時與油管間產生嚴重的碰撞摩擦，嚴重時導致抽油桿蠟卡、管桿偏磨。偏磨井結蠟厚度分布如圖3所示。

圖3 偏磨井結蠟厚度分布

1.8 桿柱結構的影響

目前，酒東采油廠采用的抽油桿組合結構為三級組合結構，直徑分別為19 mm、22 mm、25 mm。根據桿柱組合的等強度準則，要求抽油桿組合順序必須從下到上依次是191 mm、22 mm、25 mm。在下沖程中，中和點以上的抽油桿始終處于拉伸狀態不會發生彎曲變形，偏磨幾率??；中和點以下的抽油桿，受慣性力、浮力、摩擦力等組成的向上的阻力，易發生失穩，產生彎曲，此部分產生偏磨的幾率較大。

2 桿管偏磨措施研究

2.1 抽油桿扶正措施

抽油桿采取扶正措施，是防治桿管偏磨直接有效的一種形式[5]。

扶正抽油桿采用熱塑成型固定式，按照井斜大小設計配下，井斜在5～10°之間配下一桿一扶，井斜在10～20°配下一桿二扶，井斜在20°以上配下一桿三扶。

2.2 加重桿優化

上沖程過程中抽油桿受到合力向上，整個抽油桿處于拉伸狀態，在此認為不會發生桿管偏磨現象；下沖程過程中整個抽油桿受力不均，從而存在一個合力為零的中和點，中和點以上的抽油桿合力向上，處于拉伸狀態不發生偏磨；而中性點以下部分，由于受到壓力作用會發生彎曲，從而造成桿管偏磨的現象。因此盡量將桿柱中和點位置下移，能夠降低桿管偏磨現象的發生。

確定加重桿直徑dz，公式如式(2)所示：

式中：pμ為下沖程過程中所有向上的阻力之和(除壓差力)(N)。Lγ為單級抽油桿長度，取8 m。E是抽油桿的彈性模量，大小為210 000 MPa。

計算出一個dz后，通過查詢標準加重桿直徑，以確定合適的加重桿直徑dz，標準加重桿直徑及相關參數如表2所示。

表2 標準加重桿參數對照表

如式(3)所示，確定單根抽油桿的允許承受的最大壓力Pcr：

如式(4)所示，計算所需加重桿長度LZ：

2.3 防偏磨接箍

根據文獻[6]資料，主要對不同金屬材料、不同硬度的接箍零部件進行磨損。

試驗方法：將兩種不同類型的接箍與J55型電阻焊接油管，放置于專用磨損裝置進行試驗，考慮到井下抽汲介質的影響，采用水潤滑并施加側向載荷。在測定摩擦力的磨損試驗時，利用電阻應變片測定軸向力，該力與側向載荷和摩擦方式有關，總重以重量減少來衡量接箍的磨損。試驗各部件測量物性參數，如表3所示。

表3 試驗各部件物性參數

(1)兩種接箍磨損量對比，表明硬質合金鋼接箍的耐磨性高于225 HV標準接箍。

(2)油管磨損量對比，表明硬質合金接箍與油管的磨損量更小，其耐磨性更好。

(3)側向載荷對不同接箍磨損量對比，表明硬質合金接箍磨損量幾乎與側向載荷無關。

(4)摩擦系數對不同接箍磨損量對比，表明標準接箍磨損越來越嚴重，表面粗糙度增大。硬質合金接箍隨著側向載荷的增大，其摩擦系數變化趨于平緩。由于硬質合金接箍表面涂層發揮作用，所以使接箍表面粗糙度穩定，表面摩擦系數幾乎不變。

3 防偏磨措施建議

(1)偏磨井中接箍偏磨現象較為普遍，因此建議防偏磨措施、優選接箍類型，適度使用硬質合金接箍。對于高含水、狗腿度變化大的油井，建議采用扶正注塑抽油桿減少偏磨；對于供液能力不足的油井，在不影響正常生產的前提下，合理調整生產參數；對于結蠟較嚴重的油井，建議采用加藥，配合合理清蠟制度，從而達到減緩偏磨。

(2)通過中性點計算，2 200 m泵掛深度油井中性點在1 100 m深度附近，2 800 m泵掛深度油井中性點在1 500 m深度左右，加重桿直徑宜采用D38 mm。

(3)做好桿管設備臺賬，追蹤桿管使用年限，合理替換長期服役桿管，降低檢泵頻率，延長油井免修期，節約生產成本。

4 結語

通過分析酒東油田的桿管偏磨現狀，結合現有防偏磨技術，提出可行的防偏磨措施，比如加扶正器、加重桿、防偏磨接箍等，確實有效減少了偏磨現象的發生，但是并不能從根本上解決任何成因的偏磨。因此，結合文章研究內容，針對單井偏磨情況具體分析，采取針對性的防偏磨措施，并優化現場生產管理，從多方面入手，降低因桿管偏磨引起的檢泵作業次數，保障油田效益生產。