杆管偏磨原因分析及治理

三、杆管偏磨治理对策的完善
随着杆管偏磨问题的日益突出，工程所结合各
作业区采取了积极有效治理措施，不断摸索和总结 偏磨井的规律，调整思路，改进设计方案，引进新 工艺技术，取得了一定成效，治理对策逐渐完善， 主要体现在以下几个方面的工作上。
三、杆管偏磨治理对策的完善
㈠、开展杆柱应力测试，明确井下杆柱受力状况 为了搞清楚井下杆柱的受力状况，便于指 导使用配套工具，开展了井下应力测试工作， 截止目前已开展了 5 口井的测试，根据测试结 果，采取了合理的加重措施配套，效果明显， 测试使用的仪器为大庆油田研制，该仪器主要 由传感单元、CPU 单元、数据变换单元、电源 稳定单元、数据存储单元、数据转换器、地面 计算机等组成。
图9 抽油杆拉压力测试仪外形示意图
三、杆管偏磨治理对策的完善
㈠、开展杆柱应力测试，明确井下受力状况。
以哈11-25井的井下应力测试为例，这口井前期因为供液
不足，导致了杆底部偏磨，根据应力测结果，有针对性的采取 了加重措施，取得了良好的效果。 H11-25 井分别在 20m 、 700m 、 1100m、1400m、1480m安装5根测试仪器，并设置两个密集采点 区（每秒采集50点），以便详细记录抽油杆拉压力。
磨。
图3 抽油失稳弯曲示意图
二、偏磨机理及影响因素分析
㈡、斜井中的杆管偏磨机理
斜井主要是指井斜角大，水平位移大，或者方位角变 化大的井，在这类井中，由于井眼的弯曲，导致了杆管的
自然接触，在运动过程中导致摩擦磨损，这就是斜井中杆
管偏磨机理。与直井不同的是，在斜井中，由于井眼的弯 曲，抽油杆被迫随着井眼弯曲，在与油管作用的点或者面 上，会产生一个相对于油管的法向作用力，即为杆管间的 正压力，在这个力的作用下，杆管接触，在来回的运动中 产生磨损。
三、杆管偏磨治理对策的完善
㈢、改进杆柱防偏磨设计 注重优化杆柱、泵径组合，对于新井，确保下井杆柱组合、 应力范围合理；对于发生偏磨的老井，起出后重新优化组配杆柱， 按照实际产液选择合适的泵型。同时为了更好的总结和摸索出斜 井偏磨治理的经验，建立了斜井治理的详细记录档案，主要记载 治理的详细做法，使用的什么防偏工具，下的位置、数量，上次 的磨损情况，本次的磨损情况，做详细的对比分析，找出设计的
㈣、偏磨现象总结
3．对于直井，偏磨位置集中在中下部位。 直井的磨损部位集中在抽油杆中和点以下的部分，在杆下 行时受压产生弯曲，与油管内壁接触，同时部分供液不足井发 生液击，瞬间的冲击力加重了抽油杆的弯曲，导致杆管磨损， 这类井的治理主要采取下部加重的措施，强行下移中和点，减 少受压部分杆长，目前的工具有加重杆及加重锤。
第101、102根抽油杆节箍严重偏磨, 第104根以后抽油杆节箍轻微 偏磨 泵上第2-4根油管丝扣磨穿，30根油管偏磨严重,对应抽油杆磨损严 重
2009.1
林4-73X
1400
28.3°
2009.3
林4-27X
1250
30.6°
2009.2
注：表中“√”表示存在偏磨，“√”表示偏磨严重
二、杆管偏磨机理及影响因素分析
二、偏磨机理及影响因素分析
抽油杆是细长柔性杆，在杆柱上
存在一个中和点，中和点以上的杆柱
受拉力作用，不会产生屈曲；中和点 以下的杆柱受压，杆柱的重量与轴向 压力相平衡，当轴向压力增大到一定 程度时，抽油杆柱将在油管内产生屈 曲。绝大多数直井杆管偏磨的直接原 因是底部抽油杆柱在下行阻力的作用
下产生弯曲，导致杆管接触而产生偏
泵深
井斜角
偏磨位置
直井 段
时间 造斜段 稳斜段
林4-35X 林4-72X 林4-15X1
1505 1400 1393
30.6° 24.4° 25．2 °
D19mm抽油杆及底部加重D25mm杆全部偏磨严重，泵上44根油管内壁 磨损严重, 第46根抽油杆节箍偏磨断
柱塞以上37根抽油杆偏磨严重, 第130根油管磨穿 D22mm抽油杆偏磨严重, 油管第117-146根以后丝扣全部磨坏 抽油杆自65根以后接箍全部偏磨，119根以后全部偏磨弯曲, 第119根抽 油杆接箍下偏磨断
中和点
可以看出该井在上冲 程时杆柱受拉力作用由井 口向下逐步减小，上冲程 时最小拉力为5.6kN。该井 下冲程时中和点在1150m 左右，表明在1150m至泵 上的抽油杆处于受压状态， 是重点采取措施部位。
采取措施后，该井 在上冲程时杆柱受拉力 作用由井口向下逐步减 小，上冲程时最小拉力 为6.2kN。该井下冲程时 中和点下移到1350m左 右，中和点下移200米， 杆柱受力状况明显变好。
㈠、直井中的杆管偏磨机理 直井主要指的是无明显井斜与方位角变化，水平位移小的井，
在理想状态下，井筒中抽油杆应是自然居中，与油管内壁无接触，
不会产生磨损。但在实际情况下，井下杆柱系统受力比较复杂， 在工作过程中抽油杆受到其自重、液柱压力、底部液体对柱塞向 上作用力、杆柱接箍承受的阻力、泵筒与柱塞内的摩擦力，在特 殊工况下还会存在液击力以及由此导致的振动力。在上述各种因 素的综合作用下，杆柱受压、弯曲、径向偏移导致偏磨。
寻找偏磨的共性特征，便于制定对策和完善配套工艺。
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素 1、沉没度 对于低沉没度井，由于液面低， 抽油杆下行过程中，柱塞接触到液面 的时间要比正常井长，因此产生的速 度、动量大，当接触到液面的瞬间， 速度、动量急剧下降，对抽油杆产生 一个巨大的反作用力，抽油杆因失稳 而弯曲，与油管接触摩擦而磨损，这 就是通常所说的“液击现象”。
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素 1、沉没度
表1 供液不足与偏磨井次统计
液面情况 井次 百分比
泵工作正常 12 30
供液不足 28 70
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素
2、含水
这里主要指高含水阶段，由于在高含水阶段产出液的润滑性能差， 杆管间的摩擦系数大，同一接触压力下的磨损会更严重。另外高含水 阶段产出液的比重大，单位体积液体对柱塞的反作用力大，加剧了对 杆的冲击。为了验证此结论，对40口井偏磨井含水级别进行了划分统 计，结果发现有29口井含水在81％～100％，占72.5％，印证了含水 也是影响偏磨的重要因素。
中和点
三、杆管偏磨治理对策的完善
㈡ 、 优化调整生产参数 在前期单纯的防偏磨工艺配套的基础上，通过对偏磨机理的 认识，将工作制度的优化也提升到工作重点之中。在不影响提液 和抽油机设备允许的情况下，尽量长冲程、低冲次生产，对于低 产低效井，配套节能减速装置或采取一些必要的间抽措施。今年 共组织对各作业区进行了465井次工况检查工作，并优化生产参数 调整50口井，通过调整，起到了较好的效果。
次起出的抽油杆都有不同程度的磨损，或部分、或全井段。林 4-212X井由于水平位移大，并且造斜位置靠上，投产后 4天就 造成井中的金属扶正器卡，损坏。
林4-212X垂直剖面图、太27-35水平透影轨迹
二、杆管偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素
6．单井产出液腐蚀及含三次采油用聚合物
究和治理力度，遏止杆管偏磨上升的势头。
一、全油田偏磨情况
40 35 30 25 20 15 10 5 0 2005年 2006年
图1
33
36
23 20 15 10 3 8 偏磨井数 偏磨断脱井数 2007年 2008年
近几年的杆管偏磨、断脱趋势
一、全油田偏磨情况
右图为 08 年偏磨井数在各 作业区的分布，从中可以看出， 锡林、蒙古林、边采的偏磨井 所占比例高。锡林主要是由于 近几年新投的斜井多，偏磨问 题加剧；蒙古林的偏磨与隐蔽
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素 2、含水
表2 供液不足与含水情况统计
含水
50以下
51～60
61～70
71～80
81～90
91～100
井次
3
2
5
1
10
19
百分比
7.5
5
12.5
2.5
25
47.5
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素
3、生产参数 主要是高冲次生产的井，冲次越高，运动中的 震动载荷就越大，增加了杆管接触的可能性，如果发 生在供液不足的井上，会大大加剧杆管的磨损。
二、偏磨机理及影响因素分析
㈡、斜井中的杆管偏磨机理
图3
杆管在斜井中的状态
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素 目前，大多数油田都存在杆管偏磨的现象，对于杆管偏磨的主 要影响因素的讨论也非常多，已经形成了一些共识性的东西，为
了更清楚地分析、掌握其主要影响因素，2008年以来对所发现的
40口偏磨井的生产数据、工作制度（沉没度、含水、泵效、泵型、 生产参数等）进行统计分析，与偏磨的主要影响因素做对比验证，
二、杆管偏磨机理及影响因素分析
㈣、偏磨现象总结
2．对于普通斜井，偏磨位置主要在造斜及稳斜段，且稳
斜段的磨损要比增斜段严重。 普通三段式斜井（直—造—稳）的磨损部位，大 多数是从造斜位置开始，一直延伸到泵处。通过对发生 偏磨的部分单井统计来看，磨损严重的位置主要是在中
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下部，也就是稳斜段。
井号
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素
4、抽油泵直径 泵径越大，柱塞与泵筒之间的摩擦力越大。抽油杆柱下端所受的 集中轴向压力逐渐增加，从而造成杆管偏磨。通过对偏磨井泵径统计 发现，偏磨井泵型多集中Φ38及以上泵型，其中Φ44泵型偏磨井次最 多，占50％。 泵型 井次 百分比
表3 泵型与偏磨井次统计
√
√+√ √+√
2009.2 2009.3 2009.3
√+√
√+√ √+√ √+√
林4-3X
1494
2009.4
林4-75X
1357
23.4° 25．4 °
泵上第12根油管本体被磨穿，泵上20根油管偏磨严重
2009.11
林4-11X
1430
自110根抽油杆以下全部偏磨，第130根抽油杆接箍被磨断
√
井的偏磨不是受单一因素的影响，而是多个因素共 同作用的结果，需要我们综合分析偏磨原因，确保 治理措施得当。
二、杆管偏磨机理及影响因素分析
㈣、偏磨现象总结
1．磨损程度 对于抽油杆，由于其接箍处比本体大，首先受 损的是杆接箍，然后是杆本体；严重时表现为杆接 箍处磨穿而断脱，油管由于丝扣处较脆弱，容易被 磨损造成漏、脱等问题，其次是管内壁的浅层沟槽。
杆管偏磨原因分析及治理对策 完善
汇报提纲
全油田偏磨情况 偏磨机理及影响因素分析 偏磨治理对策改进及其完善
一、全油田偏磨情况
截止目前，全油田共有抽油机井 1142 口，开井 933 口。在上述开
井中，地质上定义的斜井有 78口，而斜井是杆管偏磨的主要对象，此
外，由于油田开发已处于中后期，综合含水高，且多数油井供液能力 差，因此而导致的直井偏磨也同时存在。根据统计数据，全油田2005 年发现偏磨井 10 口； 2006年为20 口； 2007年上升至 33口，其中有 15 口 井造成检泵； 2008偏磨井进一步增加到 34 口，造成检泵作业有 20 口， 今年到目前已经发现偏磨井 34口。从以上情况来看，杆管偏磨问题越 来越突出，已经是杆管断脱的一项主要原因，需要我们进一步加大研
Φ32mm 2 5
Φ38mm 14 35
Φ44mm 20 50
Φ56mm 4 10
二、偏磨机理及影响因素分析
㈢、影响偏磨的主要因素
5、井眼轨迹
部分井井眼轨迹无规则弯曲，方位角变化大，或者水平位 移大，造成严重偏磨。以太27-35与林4-212X为例，太27-35井
为典型的隐蔽斜井，两年来因为偏磨造成了三次检泵作业。每
12 10 8 6 4 2 0 哈南 蒙古林 锡林 边采 合作 淖尔
图 2 2008偏磨井在各作业区的分布构成
斜井、三次采油注聚合物及产
出液有关；边采作业区的偏磨 主要是隐蔽斜井造成的。
二、偏磨机理及影响因素分析
杆管之间的偏磨在直井及斜井中（隐蔽斜井）都可能发生，
但其偏磨机理是不尽相同的，下面分别进行阐述。
√+√
2008.1
太27-1X
1751
22°
100根以下抽油杆偏磨严重，第179根抽油杆节箍偏磨脱
√
√ √ √+√
√+√
√+√ √+√ √
√ √+√
2008.12
林4-11X
1430
25．4 °
第110根以下抽油杆节箍偏磨, 第141根抽油杆节箍磨断
2008.12
林4-13X
1328
26.4°
自110根抽油杆以下接箍偏磨, 119根油管丝扣偏磨漏失
产出液含聚合物浓度越高，柱塞与泵筒的粘滞阻力越大，
抽油杆下行阻力越大，从而增加杆管偏磨几率。同时产出液腐
蚀加剧杆管偏磨，目前蒙古林作业区部分单井偏磨频繁，主要
原因是单井产出液腐蚀及产出液含调剖剂。
二、杆管偏磨机理及影响因素分析
通过上述分析可以看出，沉没度、含水、生产
参数、井身结构等是影响偏磨的主要因素，现场单