煤層氣定向斜井抽油機排采管桿偏磨機理分析和一種防偏磨技術優化及應用

李甜 王軍 吳文飛 鄧宇 劉發文 劉懷林

摘? 要：本文在對抽油機排采的煤層氣定向斜井排采管柱與桿柱間偏磨機理深入分析研究的基礎上，制定了一套防偏磨的桿柱配制組合技術方案，并根據2016年至今在貴州省畢節市、六盤水市部分地區應用情況進行總結分析，認為該技術防偏磨效果良好，為后續貴州省抽油機排采煤層氣井管桿的防偏磨設計提供參考。

關鍵詞：煤層氣定向斜井；排采；油管；抽油桿；扶正器；防偏磨

1.引言

煤層氣勘探開發中，有桿抽水系統在定向斜井中應用普遍，但對全國大量煤層氣區塊生產數據調研發現，前期這些有桿泵生產井的平均檢泵周期大部分不超過1年，管桿偏磨導致的油管漏失、抽油桿斷脫等問題是出現該情況的主要原因。因此，很有必要研究建立一套行之有效的煤層氣井有桿排水系統技術方案，延長檢泵周期，保持排采連續性，降低開發成本，促進提高單井產氣量。

2.管桿偏磨對排采生產的影響

煤層氣井管桿偏磨，對煤層氣井產生的主要影響是油管漏失或抽油桿斷脫，致使排采中斷，需要一定時間進行檢泵作業才能恢復正常排采生產，影響排采連續性；同時檢泵導致的井底流壓回升也影響排采平穩性，最終影響產氣量，甚至有的井產氣量此后無法恢復。此外，檢泵增加生產維護成本，增加企業負擔，降低了煤層氣井開發綜合效益。

3.有桿泵系統中偏磨發生機理和原因

3.1偏磨發生機理

（1）機械磨損

抽油機井桿柱偏磨主要是由于抽油桿柱上、下行時液柱載荷轉移，抽油桿、油管不同步，引起變形彎曲；加上定向斜井或水平井自身質量原因（井斜較大、撓曲頻繁），以及抽油桿在軸向載荷作用下的彎曲，造成抽油桿與油管直接接觸，在抽油桿上、下往復運動過程中產生機械磨損[1-2]。

（2）磨料磨損

油管內流動的流體產自煤層，含不同性質的煤粉、巖屑等大量粉末狀固相物質，使得抽油桿及其扶正器與油管間產生磨料磨損。

（3）化學腐蝕和結垢或細菌影響

煤層產出的流體常含有各種可致腐蝕、結垢的陰陽離子及細菌，對井內的油管和抽油桿等具有化學或生物性腐蝕作用。

3.2偏磨發生原因

（1）桿柱中和點以下抽油桿彎曲

抽油桿柱在下沖程向下運行時固定閥關閉，液柱載荷由抽油桿轉移到油管上，抽油桿卸載而發生彈性收縮彎曲。繼續下行時受到多重阻力，如活塞與襯套間半干摩擦阻力、液流通過活塞產生的阻力、環空液柱產生的浮力、粉末狀固相物質產生的阻力，這些阻力加重了抽油桿彎曲；而此時油管承載拉伸為直線基本無彎曲，油管與抽油桿間相互接觸的相向運動產生磨損性偏磨。

（2）井斜

由于井眼軌道井斜和狗腿度大，使油管和抽油桿的重力在井眼軌道中心線平行和垂直方向產生分力，垂直方向增大摩擦力和平行方向的力相對重力減小，進一步使抽油桿柱產生彎曲，使油管和抽油桿間相互接觸，出現油管和抽油桿彼此間磨損性偏磨。

（3）設計不合理

管柱和桿柱設計不合理，使桿柱中和點以下或活塞附近的抽油桿強度太低，沉砂管和尾管長度不合理等，造成管桿偏磨。

（4）扶正器配置不合理

安裝在抽油桿上的扶正器因結構不合理、材質不理想或安裝位置不當，使得管桿防偏磨效果差，甚至加重油管和抽油桿間的磨損性偏磨。

（5）產出液腐蝕

油管柱內充滿流動的液體，含各種可引起化學腐蝕的離子，在偏磨的基礎上使管桿偏磨表面更粗糙，在管桿表面再形成電化學腐蝕，加劇腐蝕，使偏磨加重。

（6）運行參數不合理

在保證抽水系統正常運行的情況下，需合理調整工作沖程、沖次等參數，避免因長沖程、高沖次的運行，在慣性載荷和振動載荷等的作用下，導致桿柱失穩引起偏磨。

4.抽油桿柱偏磨發生主要區域分析

抽油桿中上部承受較大拉應力，下部承受壓應力，在抽油桿下沖程中，受力變得較復雜，不僅需承受壓應力與拉應力，在斜井中，因井斜角、狗腿度大，相位角變化大，還要承受交變荷載、扭應力與彎曲應力，在這些力的綜合作用下，抽油桿會發生彎曲并與油管壁產生偏磨，發生偏磨的區域多集中在彎曲井段，如造斜段、穩斜段、狗腿度大的井段、中和點以下等部位都是容易發生偏磨的區域。以上偏磨情況在井斜角越大、狗腿度越大的煤層氣井中表現更明顯。

5.防偏磨對策分析

（1）優化桿柱結構

通常，管桿偏磨程度與抽油桿的彎曲程度呈正比，因此，降低抽油桿彎曲程度能夠大幅降低管桿偏磨。具體可選擇在桿柱底部加裝加重桿、調整桿柱配比結構，增強抽油桿柱底部抗形變能力和增加底部重力，改善抽油桿柱底部彎曲情況，最終達到減少甚至避免管桿偏磨的目的。

（2）增加防偏磨涂層

通過在油管和抽油桿上涂抹防磨涂層，降低管桿偏磨，一般可用高密度聚乙烯塑料內襯油管，通過改變油管結構防治管桿偏磨。高密度聚乙烯塑料管與金屬材料管比，導熱系數和摩擦因數均極低，且具有較高的耐腐蝕性和耐磨性[3]。

（3）加裝防偏磨裝置

抽油桿上加裝防偏磨裝置，尤其在造斜段、穩斜段、狗腿度大等重點井段，接近柱塞等部位，通過配置、調整扶正裝置合理的結構和間距，盡可能降低管桿間碰撞與摩擦，降低軸向力作用，最終改善偏磨。必要時加裝新型抗磨裝置，如萬向滾輪扶正器、導向器等，利用抗磨套裝降低管桿摩擦系數，延長其使用壽命，同時該裝置還可以優化管桿接觸偏磨問題，降低摩擦阻力[4]。

（4）優化生產參數

排采中，盡可能保持較長沖程、較大泵徑、較低沖次，以降低沖擊次數或偏磨行程，進而降低管桿偏磨。對中后期產水量較小的煤層氣井間抽，避免干磨，進一步增長管桿壽命。

6.定向斜井防偏磨桿柱優化方案

通過以上分析，提出一種抽油機排采煤層氣定向斜井管桿偏磨防治優化技術，具體方案如下：

（1）在桿柱的最下部采用φ38mm加重桿或φ25mm抽油桿；沉砂油管大于25m。

（2）井斜角小于3度且方位角變化較小井段，按直井段設計扶正器；若中和點在直井段以下，一般不加扶正裝置；若中和點在直井段內，則根據中和點位置和抽油桿受力變形位置進行扶正器安裝位置設計。

（3）在井斜角3°至5°井段，若方位角變化較大，則在方位角變化最大位置適當加密安裝扶正器。

（4）從光桿始至第一個萬向滾輪扶正器間，每3根抽油桿安裝1個卡式扶正器，安裝位置距接箍約30cm處。

（5）造斜段內的桿柱，自造斜點上部20至30m始至穩斜點下部約20至30m間，每40至60m加裝1個萬向滾輪扶正器，該井段抽油桿之間未安裝萬向滾輪扶正器的，每處安裝1個旋轉扶正器。

（6）從第一個萬向滾輪扶正器至最后一個萬向滾輪扶正器間的桿柱，每2根抽油桿中間位置安裝一個卡式扶正器。

（7）穩斜段至柱塞的桿柱，每20至30m抽油桿加裝1個旋轉扶正器。

7.現場應用情況

D1煤層氣開發井臺

畢節D-3煤層氣開發井臺，共4口井，其中3口為定向斜井，最大井斜35°至35.9°，最大狗腿度5.64°至7.28°。該井臺全部采用抽油機管式泵系統設備，于2017年1月完成下泵和裝抽開始排采，桿柱結構按定向斜井防偏磨桿柱優化方案設計，下泵完井泵深592.24至700.03m。

（1） D3-2井連續排采至2019年9月，共32個月，因出煤粉嚴重而卡泵。據卡泵前功圖和運行情況及卡泵后采取的抽油機活動桿柱措施情況判斷，該井管桿正常，無漏失、斷脫。

（2） D3-4井連續排采至2022年1月技術停抽，共61個月，期間未發生檢泵、斷脫、漏失等情況，期間功圖測試懸點最大載荷23.8kN。據技術停抽前運行和功圖判斷，該井管桿運行正常。

（3） D3-3井連續排采至2020年4月，連續運行39個月，期間未發生檢泵、斷脫、漏失等情況，期間功圖測試懸點最大載荷22.9kN。2020年4月，因抽油泵固定閥漏失檢泵，對起出管柱和桿柱進行觀察和分析，判斷油管和抽油桿間有一定磨損，但不影響正常運行，無斷脫、漏失，進一步體現了定向斜井防偏磨桿柱優化方案的有效性。井桿柱分析方面，該井共73根抽油桿，自井口至第38根及第55根至柱塞間無偏磨；自第39至54根抽油桿（深度314.78至434.84m）開始，旋轉扶正器上的尼龍體凸出外沿均有明顯磨損痕跡，磨損厚度1至2mm（見圖1），抽油桿無明顯磨損痕跡。管柱分析方面，油管外部無磨損，自井口至第28根油管和第58根以下至絲堵位置的油管內部無偏磨現象；第28至58根油管（深度273.26至558.75m）內表面有磨損痕跡（見圖2），用手指觸摸，有臺階感，磨損最深深度約1mm，越往下越深。

8.結論

（1）煤層氣定向斜井管桿偏磨主要是桿柱中和點以下抽油桿彎曲、井斜、設計不合理、抽油桿扶正器配置不合理、產出液腐蝕、運行參數不合理引起的。

（2）根據偏磨發生機理針對性地改進了桿柱配置、扶正器種類及安裝位置，研究制定技術方案，通過現場最長連續5年多時間運行，表明該技術能有效防止有桿泵系統的管桿偏磨，延長檢泵周期，保證煤層氣井排采的連續性和平穩性，為提高單井產氣量提供良好的保證，并降低了生產成本。

參考文獻

[1]孫智，王研，李德勝等。含聚抽油機井桿管偏磨治理技術研究與應用[J]．油氣田 地面工程，2004，23（9）：1-4．

[2]楊海濱，狄勤豐，王文昌。抽油桿柱與油管偏磨機理及偏磨點位置預測．石油學報．2005，26（2）：100-103

[3]李明，劉慶，高華。煤層氣井管桿偏磨的因素及防治技術探討[J].中國石油石化， 2016（S2）：1.DOI：10.3969/j.issn.1671-7708.2016.z2.091.

[4]任立昌。煤層氣井桿管偏磨治理對策[J].能源與節能，2013，000（008）：18-19.DOI：10.3969/j.issn.2095-0802.2013.08.009.

作者單位：

李甜? ?劉懷林：貴州頁巖氣勘探開發有限公司

王軍：貴州能源集團有限公司

吳文飛? 鄧宇? 劉發文 ：貴州煤層氣能源開發有限公司