油井防磨、防蜡、防腐防垢技术研究与试验07.3.26
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乾安 79 口高频作业井井况统计表 井况 井数（口） 单一 偏磨 13 单一 腐蚀 2 2.5 单一 单一 有两 结垢 结蜡 2 2.5 5 6.3 种 33 41.9 有三 种 20 25.3 有四 种 4 5.0
百分比 （%） 16.5
集成技术应用情况表
年度 应用井数（口） 平均延长免修期（天） 2002-2003 年 10 530 2004 年 298 212 2005 年 320 180
大情字区块历年井身质量差的井统计表 年度 有狗腿度 狗腿度＞2° 的井 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 71 49 31 21 113 10 130 10 2004 年 73 7 2005 年 87 16 合计 505 113
吉林油田类似的采油厂和区块有前大、大北、英台坨东等。
19 （2）扶正器的下入位置和数量是用好扶正技术的关键，但目前缺乏有效的优 化设计技术方法 扶正器在井下起支撑油杆，避免杆管间因相互接触而磨损。因此扶正器下 入的位置和数量是用好扶正器的关键。 油杆弯曲与油杆受力有关，不同井段油杆弯曲程度不同，这就需要根据油 杆受力情况，在井下不同位置不入不同数量的扶正器，才能起有效的支撑作 用。 Y O 而目前，现场实际中，只能依靠井 下杆管起出的情况，来决定下次下入 F 扶正器位置和数量。
该井经多次调整，磨损点总是在不 断变化。
21
（3）复杂井身轨迹是油井偏磨的关键因素，但复杂井身轨迹防磨技术需要进 一步研究
目前乾安采油厂大约有1251口油井，80%的油井都不同程度的存在偏磨现 象， 2006年因偏磨导致修井350井次，占总修井工作量的30.8％. 其中84口井 因身质量差油井修井作业213次，平均单井年修井2.54次。其中黑98-4-6井 2006年因磨损导致杆断、管漏修井4次。
油杆 V 油管
10
(二)油井防蜡形成的主要技术
热洗清蜡技术 化学清蜡技术 机械清蜡技术 磁防蜡技术 玻璃内衬管 “三防”工具 目前以热洗清蜡为主。 流程洗井：3049井次 泵罐洗井：14826井次
11
磁防蜡技术
目前乾安采油厂已开展了706口井强磁防蜡器应用，其中老井432口，新 井274口。超过1年未洗井的有163口，超过1年才洗井的有103口，洗井200 井次。措施前平均洗井周期86天，措施后平均洗井周期338天，洗井周期延 长了252天。
油井偏磨、腐 蚀结垢、结蜡是 造成油井上修的 主要原因，防磨、 防蜡、防腐防垢 是延长油井免修 期工作的核心问 题。
偏磨
2000-2006 油井作业统计表
年度 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 比例 (%) 32 25 17 8 7 11 100 作业 工作量 比例 原因 (井次) (%) 断脱 2585 泵漏 1825 管漏 1679 砂卡 蜡卡 其它 752 424 959 31 22 21 9 5 12 100 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) 2481 1779 1617 662 435 979 7953 32 23 20 8 5 12 100 2251 1604 1734 607 405 505 7106 32 23 24 8 6 7 100 1832 1278 1382 593 341 989 6415 28 20 23 9 5 15 100 1823 1480 1168 437 288 707 5903 31 26 20 7 5 11 100 1975 1778 1072 601 326 750 6502 31 27 16 9 5 12 100 1937 1514 1029 484 424 666 6054
防磨、防蜡、防腐防垢技术 研究与试验
采油工艺研究院 2007年3月
提
纲
一、前期工作的简要回顾
二、取得的认识和存在的问题
三、下步工作安排
一、前期工作的简要回顾
4
前言：吉林油田属于“三低” 油藏，单井产液量低、流体物性差、
井身结构复杂，油井偏磨、结蜡、腐蚀结垢、出砂严重，造成井下事故多， 免修期短。
1503
411
143
9
研制了扶正器室内测试装置
研究测试装置的意义 （1）可以对于扶正器的质量和磨损性能进行检测和评价。 （2）为扶正器应用提供基础保障。 研究测试装置的目的 （1）提高扶正器检测能力 （2）确定扶正器的磨损周期 （3）指导扶正器应用 试验机原理 抽油杆（接箍、接头）与油管组 成摩擦副，之间有一定的接触载荷， 其相对运动形式为往复运动。摩擦副 可处在油水介质中，介质可温控、可 循环。 该装置国内第一台扶正器室内专业测 试装置
合计 8224
25.70%
腐蚀结垢
17.40%
结蜡
6.80%
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
17
（二）技术集成应用是解决吉林油田油井免修期的有效方法
吉林油田油井井况复杂， 同一口井中偏磨、结蜡、腐 蚀结垢等多种问题同时存在， 一个问题没处理好，就会对 免修期造成影响。 延长油井免修期必须要针 对油井存在的问题，采用多 向技术对各种问题同时进行 处理。
“十五”以来，通过深入研究，以上问题得到解决，单井作业次数减少， 免修期逐年提高，06年已达到493天，与其他油田相比处于中游偏上水平， 与低产液同类型油田相比处于领先水平，为实现油田的良性开发奠定了坚 实的基础。
吉林油田修井作业指标统计图
2 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 0
因此，从2002年开始，我 油田开展了集成技术的应用， 并取得了良好的效果。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
（三）单项技术水平决定集成技术应用的整体效果
集成技术是多项技术对多种问题的同时处理，其作用效果体现在有效性最 短的单项技术上。
18
（四）吉林油田延长油井免修期技术上取得的认识和存在的问题 1、油井防磨方面
（1）形成了以扶正技术为主的防磨配套技术，但扶正器的耐磨性能和质量缺 乏评价 扶正器是我油田油井防磨的主体技术措施，单井下入的数量多，每一个扶 正器都是整个防磨措施的关键点，任何一个失效，都要影响防磨的效果。因 此扶正器耐磨性能和质量是用好这项技术的前提和基础。 而目前对于扶正器的耐磨性能没有认识，对于所用的扶正器磨损周期没有 定量的认识，下入井中的扶正器磨损周期能否达到要求免修期，还是个未知 数。 现场实际中，只依靠起出的情况，进行做粗略的判断。
少影响油量 （吨） 1710 累计创效 （万元） 444
使用时间 （天） 589
12
(三)油井防腐防垢形成的技术和取得的成果
1、吉林油田已应用防腐防垢技术 缓蚀剂技术 阻垢剂技术 防腐抽油泵 磁防垢技术 阴极保护技术 主体防腐防垢技术是缓蚀阻垢剂。
13
2、防腐防垢在乾安取得的成果
全面掌握了乾安油井采出水组成的特点 油井采出水水质均为高矿化度盐水，总矿化度最高达1.3ⅹ104mg/L,同时具有碱 度高、氯离子含量高、硫酸根离子含量高的特点，普遍含有少量的硫化物、二 氧化碳、氧和细菌。 乾安水质均为碳酸氢钠型水质，在系统温度下腐蚀结垢趋势明显
衬轴
8
优化油井工作制度：2006年末和2001年对比，冲程由1.89米提高到
2.15米；冲数由6.66次下降到5.63次；泵效由37.0％上升到41.2％。其中:
降低冲数：二次中间减速装置应用588口，安装应用四次曲线轮460套。 减小泵径：应用∮32抽油泵1023台，应用 ∮28抽油泵63台。
乾安采油厂油井采出水水质稳定指数变化曲线
10 8
稳定指数
6 4 2 0 一队16-1 一队10-2 乾北6-1 10 4.82 8.62 6.9 20 4.38 8.17 6.45 30 3.97 7.77 6.04 40 3.6 7.4 5.67 50 3.26 7.06 5.33 60 2.95 6.75 5.03 70 2.67 6.47 4.75 80 2.42 6.21 4.49 90 2.19 5.98 4.26
260 276 287 288 310
600 单井年作业井次 免修期（天） 1.45 1.4 1.32 1.27 1.27
465 482 493
500 400 300 0.74 0.69 200 100
单井年作业井次
1.18 1.15 1.19 1.19
343 317 307 307
0.8
免修期
1.03
出泥浆井394口 出砂井983口
脱 11% 断 20% 泵漏 管漏 断 脱 砂卡 蜡卡
管漏 16%
结蜡（结蜡周期小于30天）井461口
其它
6
(一)油井防磨形成的主要技术
扶正技术：接箍式、浇铸式和杆体 式 扶正器优化技术 油杆旋转技术：井下和井口 油管旋转技术 井下杆柱组合优化技术 工作制度优化技术 管杆加重技术 油管锚定技术 内衬管技术 目前吉林油田的主体防磨技术是扶 正技术和工作制度优化技术
x
L
M Q F q
这种方法缺乏依据，往往达不到目 的。
N N Fe Fe X Fe
20 典型实例：
情78-33井，初期根据理论计算，防磨井段为1000－1800米，修井后发现 磨损井段上移了100米，而且1600米附近偏磨严重。根据井身轨迹和实际，对 1600米附近的扶正器重新设计后，下入井中。再次起出后发现，1600米不磨 了，磨损点移到了1550米附近。
典型井试验前后对比 井号 Hs+8-16 Hs+15-4 Hs25-7
统计套 数（套） 114
日产液 14.1 1.5 7.2
载荷下降 （KN） 7.4
日产油 5 0.1 4.4
减少洗井 （井次） 570
措施前洗 措施后洗 井周期 井周期 59 52 45
节约费用 （万元） 228
576 726 434
一队16-1 一队10-2 乾北6-1
温度
14
明确了乾安水质腐蚀结垢的原因
腐蚀原因：以高矿化度、高氯离子、高硫酸根离子引起的盐类腐蚀 为主，细菌腐蚀和硫化物等酸性介质的腐蚀为辅。 结垢原因：以压力降低、二氧化碳分压下降造成的水质结垢为主，结 垢普遍为碳酸盐垢。注入水与地层水的不配伍造成了结垢趋势的加剧。
7
扶正器：非主要磨损段：杆体浇铸式扶正器和扭卡式扶正器；易磨损
段：试验应用了AOC双向保护油杆接箍和CYG22接箍扶正器 。 AOC双向保护油杆接箍:在普通抽油杆接 浇铸式扶正器 箍上喷涂一种耐磨、耐腐蚀、低摩擦系 数防磨材料，具有良好的自磨特性和自 润滑功能，接箍本身不受磨损，也减少 对油管内壁的磨损。 CYG22接箍扶正器:室内评价CYG22X接箍 衬轴扶正器的耐磨性能是同类扶正器的 10倍，能有效提高偏磨井杆管磨损周期， 大幅度提高杆管防磨效果。 AOC双向保护油杆接箍 CYG22接箍扶正器
对乾安缓蚀阻垢剂配方进行了改进 根据水质分析结果及腐蚀结垢变化趋势，对原有配方进行了改进，形 成了四种缓蚀阻垢剂配方以满足现场的要求。
二、取得的认识和存在问题
16
（一）油井偏磨、腐蚀结垢、结蜡是制约油井免修期的关键因素
通过对吉林油田历年油井修井工作量的统计，上修的主要原因是断脱、泵漏 和管漏，三者占总维护工作量的70%以上。
423
5 截止2006年底采油井12356口，开井10329口。 其中： 抽油机生产井9287口 螺杆泵生产井658口 潜油电泵井48口 捞油井336口 主要问题： 偏磨油井3136口
蜡卡 5% 砂卡 9%
93%
抽油机 螺杆泵
电潜泵 7% 0%
其它 12%
泵漏 27%
腐蚀结垢井2854口
低转数电机：安装应用234台。
间抽生产：共有间抽井1412口。
单位:口 年度 调冲程 调冲数 调泵径 调泵挂
2001
2002
581
610
1029
2189
615
1313
270
367
2003
2004 2005
726
927 953
2280
2316 3088
750
833 707
228
287 360
2006
320
百分比 （%） 16.5
集成技术应用情况表
年度 应用井数（口） 平均延长免修期（天） 2002-2003 年 10 530 2004 年 298 212 2005 年 320 180
大情字区块历年井身质量差的井统计表 年度 有狗腿度 狗腿度＞2° 的井 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 71 49 31 21 113 10 130 10 2004 年 73 7 2005 年 87 16 合计 505 113
吉林油田类似的采油厂和区块有前大、大北、英台坨东等。
19 （2）扶正器的下入位置和数量是用好扶正技术的关键，但目前缺乏有效的优 化设计技术方法 扶正器在井下起支撑油杆，避免杆管间因相互接触而磨损。因此扶正器下 入的位置和数量是用好扶正器的关键。 油杆弯曲与油杆受力有关，不同井段油杆弯曲程度不同，这就需要根据油 杆受力情况，在井下不同位置不入不同数量的扶正器，才能起有效的支撑作 用。 Y O 而目前，现场实际中，只能依靠井 下杆管起出的情况，来决定下次下入 F 扶正器位置和数量。
该井经多次调整，磨损点总是在不 断变化。
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（3）复杂井身轨迹是油井偏磨的关键因素，但复杂井身轨迹防磨技术需要进 一步研究
目前乾安采油厂大约有1251口油井，80%的油井都不同程度的存在偏磨现 象， 2006年因偏磨导致修井350井次，占总修井工作量的30.8％. 其中84口井 因身质量差油井修井作业213次，平均单井年修井2.54次。其中黑98-4-6井 2006年因磨损导致杆断、管漏修井4次。
油杆 V 油管
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(二)油井防蜡形成的主要技术
热洗清蜡技术 化学清蜡技术 机械清蜡技术 磁防蜡技术 玻璃内衬管 “三防”工具 目前以热洗清蜡为主。 流程洗井：3049井次 泵罐洗井：14826井次
11
磁防蜡技术
目前乾安采油厂已开展了706口井强磁防蜡器应用，其中老井432口，新 井274口。超过1年未洗井的有163口，超过1年才洗井的有103口，洗井200 井次。措施前平均洗井周期86天，措施后平均洗井周期338天，洗井周期延 长了252天。
油井偏磨、腐 蚀结垢、结蜡是 造成油井上修的 主要原因，防磨、 防蜡、防腐防垢 是延长油井免修 期工作的核心问 题。
偏磨
2000-2006 油井作业统计表
年度 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 比例 (%) 32 25 17 8 7 11 100 作业 工作量 比例 原因 (井次) (%) 断脱 2585 泵漏 1825 管漏 1679 砂卡 蜡卡 其它 752 424 959 31 22 21 9 5 12 100 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) 2481 1779 1617 662 435 979 7953 32 23 20 8 5 12 100 2251 1604 1734 607 405 505 7106 32 23 24 8 6 7 100 1832 1278 1382 593 341 989 6415 28 20 23 9 5 15 100 1823 1480 1168 437 288 707 5903 31 26 20 7 5 11 100 1975 1778 1072 601 326 750 6502 31 27 16 9 5 12 100 1937 1514 1029 484 424 666 6054
防磨、防蜡、防腐防垢技术 研究与试验
采油工艺研究院 2007年3月
提
纲
一、前期工作的简要回顾
二、取得的认识和存在的问题
三、下步工作安排
一、前期工作的简要回顾
4
前言：吉林油田属于“三低” 油藏，单井产液量低、流体物性差、
井身结构复杂，油井偏磨、结蜡、腐蚀结垢、出砂严重，造成井下事故多， 免修期短。
1503
411
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研制了扶正器室内测试装置
研究测试装置的意义 （1）可以对于扶正器的质量和磨损性能进行检测和评价。 （2）为扶正器应用提供基础保障。 研究测试装置的目的 （1）提高扶正器检测能力 （2）确定扶正器的磨损周期 （3）指导扶正器应用 试验机原理 抽油杆（接箍、接头）与油管组 成摩擦副，之间有一定的接触载荷， 其相对运动形式为往复运动。摩擦副 可处在油水介质中，介质可温控、可 循环。 该装置国内第一台扶正器室内专业测 试装置
合计 8224
25.70%
腐蚀结垢
17.40%
结蜡
6.80%
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
17
（二）技术集成应用是解决吉林油田油井免修期的有效方法
吉林油田油井井况复杂， 同一口井中偏磨、结蜡、腐 蚀结垢等多种问题同时存在， 一个问题没处理好，就会对 免修期造成影响。 延长油井免修期必须要针 对油井存在的问题，采用多 向技术对各种问题同时进行 处理。
“十五”以来，通过深入研究，以上问题得到解决，单井作业次数减少， 免修期逐年提高，06年已达到493天，与其他油田相比处于中游偏上水平， 与低产液同类型油田相比处于领先水平，为实现油田的良性开发奠定了坚 实的基础。
吉林油田修井作业指标统计图
2 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 0
因此，从2002年开始，我 油田开展了集成技术的应用， 并取得了良好的效果。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
（三）单项技术水平决定集成技术应用的整体效果
集成技术是多项技术对多种问题的同时处理，其作用效果体现在有效性最 短的单项技术上。
18
（四）吉林油田延长油井免修期技术上取得的认识和存在的问题 1、油井防磨方面
（1）形成了以扶正技术为主的防磨配套技术，但扶正器的耐磨性能和质量缺 乏评价 扶正器是我油田油井防磨的主体技术措施，单井下入的数量多，每一个扶 正器都是整个防磨措施的关键点，任何一个失效，都要影响防磨的效果。因 此扶正器耐磨性能和质量是用好这项技术的前提和基础。 而目前对于扶正器的耐磨性能没有认识，对于所用的扶正器磨损周期没有 定量的认识，下入井中的扶正器磨损周期能否达到要求免修期，还是个未知 数。 现场实际中，只依靠起出的情况，进行做粗略的判断。
少影响油量 （吨） 1710 累计创效 （万元） 444
使用时间 （天） 589
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(三)油井防腐防垢形成的技术和取得的成果
1、吉林油田已应用防腐防垢技术 缓蚀剂技术 阻垢剂技术 防腐抽油泵 磁防垢技术 阴极保护技术 主体防腐防垢技术是缓蚀阻垢剂。
13
2、防腐防垢在乾安取得的成果
全面掌握了乾安油井采出水组成的特点 油井采出水水质均为高矿化度盐水，总矿化度最高达1.3ⅹ104mg/L,同时具有碱 度高、氯离子含量高、硫酸根离子含量高的特点，普遍含有少量的硫化物、二 氧化碳、氧和细菌。 乾安水质均为碳酸氢钠型水质，在系统温度下腐蚀结垢趋势明显
衬轴
8
优化油井工作制度：2006年末和2001年对比，冲程由1.89米提高到
2.15米；冲数由6.66次下降到5.63次；泵效由37.0％上升到41.2％。其中:
降低冲数：二次中间减速装置应用588口，安装应用四次曲线轮460套。 减小泵径：应用∮32抽油泵1023台，应用 ∮28抽油泵63台。
乾安采油厂油井采出水水质稳定指数变化曲线
10 8
稳定指数
6 4 2 0 一队16-1 一队10-2 乾北6-1 10 4.82 8.62 6.9 20 4.38 8.17 6.45 30 3.97 7.77 6.04 40 3.6 7.4 5.67 50 3.26 7.06 5.33 60 2.95 6.75 5.03 70 2.67 6.47 4.75 80 2.42 6.21 4.49 90 2.19 5.98 4.26
260 276 287 288 310
600 单井年作业井次 免修期（天） 1.45 1.4 1.32 1.27 1.27
465 482 493
500 400 300 0.74 0.69 200 100
单井年作业井次
1.18 1.15 1.19 1.19
343 317 307 307
0.8
免修期
1.03
出泥浆井394口 出砂井983口
脱 11% 断 20% 泵漏 管漏 断 脱 砂卡 蜡卡
管漏 16%
结蜡（结蜡周期小于30天）井461口
其它
6
(一)油井防磨形成的主要技术
扶正技术：接箍式、浇铸式和杆体 式 扶正器优化技术 油杆旋转技术：井下和井口 油管旋转技术 井下杆柱组合优化技术 工作制度优化技术 管杆加重技术 油管锚定技术 内衬管技术 目前吉林油田的主体防磨技术是扶 正技术和工作制度优化技术
x
L
M Q F q
这种方法缺乏依据，往往达不到目 的。
N N Fe Fe X Fe
20 典型实例：
情78-33井，初期根据理论计算，防磨井段为1000－1800米，修井后发现 磨损井段上移了100米，而且1600米附近偏磨严重。根据井身轨迹和实际，对 1600米附近的扶正器重新设计后，下入井中。再次起出后发现，1600米不磨 了，磨损点移到了1550米附近。
典型井试验前后对比 井号 Hs+8-16 Hs+15-4 Hs25-7
统计套 数（套） 114
日产液 14.1 1.5 7.2
载荷下降 （KN） 7.4
日产油 5 0.1 4.4
减少洗井 （井次） 570
措施前洗 措施后洗 井周期 井周期 59 52 45
节约费用 （万元） 228
576 726 434
一队16-1 一队10-2 乾北6-1
温度
14
明确了乾安水质腐蚀结垢的原因
腐蚀原因：以高矿化度、高氯离子、高硫酸根离子引起的盐类腐蚀 为主，细菌腐蚀和硫化物等酸性介质的腐蚀为辅。 结垢原因：以压力降低、二氧化碳分压下降造成的水质结垢为主，结 垢普遍为碳酸盐垢。注入水与地层水的不配伍造成了结垢趋势的加剧。
7
扶正器：非主要磨损段：杆体浇铸式扶正器和扭卡式扶正器；易磨损
段：试验应用了AOC双向保护油杆接箍和CYG22接箍扶正器 。 AOC双向保护油杆接箍:在普通抽油杆接 浇铸式扶正器 箍上喷涂一种耐磨、耐腐蚀、低摩擦系 数防磨材料，具有良好的自磨特性和自 润滑功能，接箍本身不受磨损，也减少 对油管内壁的磨损。 CYG22接箍扶正器:室内评价CYG22X接箍 衬轴扶正器的耐磨性能是同类扶正器的 10倍，能有效提高偏磨井杆管磨损周期， 大幅度提高杆管防磨效果。 AOC双向保护油杆接箍 CYG22接箍扶正器
对乾安缓蚀阻垢剂配方进行了改进 根据水质分析结果及腐蚀结垢变化趋势，对原有配方进行了改进，形 成了四种缓蚀阻垢剂配方以满足现场的要求。
二、取得的认识和存在问题
16
（一）油井偏磨、腐蚀结垢、结蜡是制约油井免修期的关键因素
通过对吉林油田历年油井修井工作量的统计，上修的主要原因是断脱、泵漏 和管漏，三者占总维护工作量的70%以上。
423
5 截止2006年底采油井12356口，开井10329口。 其中： 抽油机生产井9287口 螺杆泵生产井658口 潜油电泵井48口 捞油井336口 主要问题： 偏磨油井3136口
蜡卡 5% 砂卡 9%
93%
抽油机 螺杆泵
电潜泵 7% 0%
其它 12%
泵漏 27%
腐蚀结垢井2854口
低转数电机：安装应用234台。
间抽生产：共有间抽井1412口。
单位:口 年度 调冲程 调冲数 调泵径 调泵挂
2001
2002
581
610
1029
2189
615
1313
270
367
2003
2004 2005
726
927 953
2280
2316 3088
750
833 707
228
287 360
2006
320