油田抽油井防偏磨技术研究与应用改稿毕业论文

1、油田抽油井防偏磨技术研究与应用目 录一、 文南油田抽油井偏磨现状二、 管杆偏磨的因素与特征分析（一） 偏磨因素（二） 加剧偏磨的因素（三） 其它因素（四） 特征分析（1） 抽油杆接箍与油管的偏磨（2） 抽油杆体与油管的偏磨（3） 抽油杆体或接箍与油管的角度磨损三、 防偏磨基础理论研究四、 防治偏磨的技术措施五、 防治偏磨的管理措施六、 现场试验情况七、下步需要研究的问题一、文南油田抽油井偏磨现状文南油田目前油井开井462口，其中抽油井开井420口，占油井开井总数的91，是文南油田的主要生产方式。通过调查，全厂抽油井存在不同程度偏磨现象的有183口，占抽油井开井总数的44，此类井平均泵径41mm

2、，平均冲次4.4次/分，平均冲程4.8m，平均日产液16.2t，日产油2.6t，含水73.2，平均泵挂2011m，平均动液面1298m，平均检泵周期252天。统计2004年共发生躺井206井次，其中因偏磨造成的躺井有72井次，占躺井总数的35，因此偏磨已成为造成躺井的最主要因素。偏磨井存在以下几个特点：检泵周期短，2004年偏磨油井平均检泵周期只有201天；接箍偏磨严重，资料表明70以上的偏磨井主要表现为接箍磨损严重；92以上的井偏磨段集中在19mm抽油杆上,平均偏磨段为730m；腐蚀油井杆管偏磨尤为严重；即使是直井，偏磨情况也普遍存在。如果不与时进行防偏磨治理，将由于偏磨的存在每年增加管杆投

3、入费用1249万元，作业费用736万元，直接经济损失约1985万元。目前在治理的情况下，2004年因为偏磨增加管杆投入费用401万元，作业费用236万元，直接经济损失637万元。可见，治理油井偏磨可创直接经济效益1348万元，因此，有效解决管杆偏磨问题是文南油田生产中的重要课题。二、管杆偏磨的因素与特征分析（一）偏磨因素1、井斜是偏磨的主要因素（1）自然井斜：在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口的同心度变差，从纵向上看，井筒是一条弯曲旋扭的线条。井斜引起管杆接触摩擦，造成管杆偏磨。尤其在狗腿度较大的地方，偏磨更加严重（详见图1），因此为减少偏磨，应提高钻井质量，严格控制井斜，从源头上减

4、少偏磨现象的发生。图1：33-163井590-620m狗腿处偏磨（2）定向造斜： 随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向井不断增多，定向井井眼处于复杂的螺旋弯曲状态，尤其在造斜段，钻井井斜角和方位角的控制难度大，井眼曲率变化大，使井筒产生空间扭曲，抽油杆与油管发生摩擦，造成偏磨。文南油田大部分井的造斜点在2000以上，在正常泵挂深度围，随着追踪液面，加深提液的力度增大，部分深抽井泵挂恰好在造斜段，是造成此类井偏磨的主要原因。2、带封隔器分层采油管柱的影响在多油层油井分层开采过程中，要使用封隔器将油层隔开。封隔器加压坐封需要一定的坐封力，坐封力会导致油管弯曲；坐封力越大造成泵上油管弯曲幅度越大，

5、杆管偏磨也就越严重。3、杆管在交变载荷作用下产生底部弯曲的影响下冲程时，抽油杆柱主要受两个方向的力：一是自身在液体中向下的重力；二是活塞下冲程时受到向上的阻力。此阻力随活塞直径、抽油杆在油管的各种摩擦阻力、抽油泵冲次与液体运动粘度的增大而增大。这两个方向力的平衡点即中性点。在中性点以上抽油杆柱呈拉伸状态，中性点以下的抽油杆柱受压而弯曲，致使抽油杆与油管发生偏磨。上冲程时，抽油泵游动阀关闭，抽油杆在本体和液柱重力的作用下呈拉直状态，而油管由于载荷的转移，在中性点以下油管受压发生螺旋弯曲，抽油杆柱与螺旋弯曲的油管每隔一定的距离就相互接触而磨损。油管弯曲造成的偏磨主要局限于泵上部附近，即中性点以下到

6、泵位置。（二）加剧偏磨的因素1、冲次的影响冲次快时抽油杆与油管相对摩擦的次数增多，磨损较快；而低冲次时，抽油杆与油管摩擦次数减少，磨损较慢，管杆使用寿命相对较长。因此抽油井参数设计应满足“长冲程慢冲次”设计原则。2、沉没度的影响抽油井正常生产时，上冲程在沉没压力和柱塞抽吸作用下，泵游动阀关闭，固定阀打开，泵吸入液体。当沉没度较高时，沉没压力增大，泵的吸入压力也增大，于是抽油杆受到一个向上的顶力。当沉没度增大时，向上的力也增大，因此会导致抽油杆弯曲，造成杆、管偏磨加剧。下冲程时，固定阀关闭，因此沉没度对杆弯曲没有影响，但由于固定阀关闭，此时沉没度对油管下部产生向上的顶力，此力对长径比很大的油管来

7、说，足以使油管产生弯曲。实际生产中，在沉没度较高时，无论上冲程、下冲程均会加剧管杆管的偏磨。3、产出液对偏磨的影响随着开发时间的延续，文南油田产出液综合含水逐年上升，2004年12月份综合含水75.24。含水越高，偏磨越严重，原因是：当油井含水大于74.02时产出液换相，由油包水型变为水包油型，管杆表面失去了原油的润滑保护作用，使摩擦阻力增大，使管杆磨损加重加快。另外，文南油田产出液矿化度高，Cl含量高，ph值低于6，形成了酸蚀与电化学腐蚀，使管杆表面粗糙度增大，磨阻增加，偏磨加剧（详见图2）。图2 ：33-173井泵上第一根抽油杆接箍偏磨加腐蚀（三）其它因素1、含砂量的影响部分油井压裂后，为

8、防止油层污染而未冲砂，故在产出液中往往含有一定量的砂子；由于砂粒的，使抽油杆与油管发生颗粒磨损。2、油井结蜡、结垢的影响井下结蜡、结垢，严重时导致抽油杆蜡卡，使抽油杆下行时与油管间产生严重的碰撞于摩擦，造成杆管偏磨。3、产出液粘度的影响产出液粘度的增大，造成抽油杆运动阻力增大，使得管杆的弯曲变形增大。其结果是偏磨点增多、偏磨围增大以与偏磨载荷增加，进而使磨损加剧。（四）特征分析从作业现场资料分析，管杆的偏磨大部分发生在泵上0-1000m 处，19mm抽油杆偏磨集中在接箍和杆体上。（1）抽油杆接箍与油管的偏磨最常见的是抽油杆接箍与油管本体壁的偏磨，约占偏磨井的70。19mm和22mm两种规格抽油

9、杆发生偏磨情况居多，前者比后者更严重。发生偏磨的主要原因在于井身不直，抽油杆在上下运动中其接箍磨损油管，使接箍一面或两面变薄，严重偏磨将导致脱扣、油管磨成槽，直至穿孔或开裂（详见图3）。图3：33-202泵上第5根油管磨穿裂缝（2）抽油杆体与油管的偏磨 产生这种摩擦的主要原因是抽油杆柱在下冲程时受泵活塞阻力的影响而发生弯曲，致使杆体与油管壁相摩擦，一般表现为单面磨损。（3）抽油杆体或接箍与油管的角度磨损这种磨损表现为抽油杆和油管的两边磨损，且一边在上，一边在下，磨损面形状多呈三角形（详见图4），19mm和22mm抽油杆常常发生这种偏磨，25mm抽油杆则少见。这说明井筒底部井眼曲率变化大，在上冲

10、程时抽油杆一边磨损，下冲程时另一边磨损，且两磨损部位在轴向上有一定的距离，同时将油管壁磨成三角形深槽，严重时造成穿孔或开裂，此情况约占偏磨井的10。图4：33-163接箍角度偏磨三、防偏磨基础理论研究防偏磨治理研究的出发点：一是减少管杆之间的正压力；二是减少管杆之间的摩擦系数；三是减少管杆之间的偏磨距离。1、斜井中管杆受力分析：在抽油井生产时，抽油杆的综合拉力和综合重力产生了一个管壁正压力。在正压力的作用下，油管和抽油杆相互接触运动产生摩擦。2、直井中管杆受力分析：a、使油管弯曲变形的轴向载荷F轴 油管弯曲产生于上冲程。在上冲程时，抽油杆带动柱塞上行，固定阀打开，游动阀关闭，液柱作用在柱塞和抽

11、油杆上，使抽油杆伸直。而油管承受着它在液柱中的重力管、液柱与油管之间的摩擦力摩、泵筒与柱塞间的半干摩擦力摩干，吸入液体通过固定阀的液流阻力阀。由于 管、摩沿管柱均匀分布，对油管弯曲变形影响不大，引起油管弯曲变形的轴向载荷主要为摩干和阀，其计算公式分别为：摩干=（094/）-140 (1)阀=22/（222） (2)轴=摩干+阀 (3)式中:抽油泵柱塞直径，； 柱塞与衬套副半径上的间隙，；流量系数，根据=()曲线确定； F泵柱塞的全面积，m2； f固定阀阀座孔的全面积，m2； g重力加速度，m/s2；v柱塞运动速度，m/s。 b、使抽油杆弯曲变形的轴向载荷P轴 抽油杆弯曲产生于下冲程。在下冲程时

12、，抽油杆带着柱塞下行，固定阀关闭，排出阀打开，液柱作用在油管上，使油管伸直。而抽油杆柱承受在液柱中的重力P杆，杆柱与液体之间的摩擦力P摩，泵筒与柱塞间的半干摩擦力P摩干，采出液体通过排出阀的液流阻力所产生的向上作用力P阀，由于P杆、P摩沿油杆柱均匀分布，对杆柱弯曲变形影响不大，引起杆柱发生纵向弯曲的载荷主要为P摩干和P阀，其计算公式分别为： 式中: L抽油杆柱的中性点以下的长度，m； d0抽油杆柱直径，mm；抽油杆柱重度，N/m3； f油油管液柱作用在柱塞上的液体压力，N/m2；3、抽油杆柱中性点计算：在详细分析抽油杆柱受力的基础上，并经过多方论证和数据收集，编写了计算抽油杆柱中性点长度的程序

13、，经计算，其结果与文南油田杆柱的偏磨情况相吻合，因此可利用此程序优化设计出直井需配套注塑杆长度。 （1）抽油杆柱中性点计算公式如下：L=式中：P惯下=b=qr：每米抽油杆的质量，Kg/m （19mm：2.35，22mm：3.186， 25mm：4.091）：抽油杆材料（钢的密度），=7850Kg/m3：抽汲液体的密度Kg/m3 （原油取830Kg/m3）=fw +（1-fw）fw：含水率，小数 ：水的密度，Kg/m3（1000Kg/m3） ：原油密度，Kg/m3（830Kg/m3）L：抽油杆柱长度，m； g：重力加速度，m/s2（9.8）S：冲程（4.8，3） n：冲次 因在文南油田主要为三级

14、杆组合，故P惯下=（qr19L19+ qr22L22+ qr25L25）（2）P轴=P摩干+P阀式中（1）P摩干=（0.94D/b-140） 单位N D：抽油泵直径（32-57mm） b：柱塞与泵筒的配合间隙，mm（一级：0.025-0.08，二级 ：0.050-0.113，三级0.075-0.138，计算时取一级泵值：0.056）P阀=式中：k：抽油泵柱塞上游动阀的数目（2个）； ：流量系数，=f（Rs）其中Rs为雷诺数，Rs= d0：游动阀阀孔径 W液：采出液体的运动粘度（10-4m2/s）当Rs3×104时，=0.28（其中与Rs曲线见采油工程原理设计P110标准型阀的流量系数

15、）F：柱塞的截面积m2 32：8.03×10-4 38：11.34×10-444：15.20×10-4 50：19.63×10-457：24.62×10-4游动阀阀座孔直径： 泵径 阀直径 32 15 38 19.1 44 23 50 25 57 27.2液=液g=fw+（1-fw）g（3）式中d0：下部抽油杆柱直径（一般为19mm杆），h：抽油杆柱长度即泵深。19mm杆截面积为=2.85×10-4m2（4）将每种载荷代入：L= 即可求出中性点位置。式中d0：下部抽油杆直径 ：抽油杆材料（钢的密度），=7850Kg/m3根据文南油田现

16、状，可将上式变更为：L=×(+（qr19L19+ qr22L22+ qr25L25）+（0.94D/0.056-140）+运用上式，计算出文南油田抽油杆柱中性点长度如下：表1：抽油杆柱中性点长度计算表泵径（mm）泵深（m）冲程（m）冲次综合含水中性点长度（m）3223004.84752163820004.85752714418004.85752785016004.85752725716004.85752784、加重杆设计：在完成中性点计算的基础上，又经过进一步研究，设计出了大泵径需配套加重杆的合理长度。抽油杆柱下部加重杆的设计公式：（1）求下冲程时抽油杆柱下部所受纵向弯曲载荷P弯P摩

17、干P阀(0.94D/)-140（2）求作用在抽油泵柱塞上的液柱重力P液、柱塞和衬套间的半干摩擦力P摩干P液（F-f杆）Lr液 P摩干=(0.94D/)-140（3）计算许用纵向弯曲载荷P弯P弯=（4）求需加重杆的重力GG=注： D管：油管径 d杆：最下一级抽油杆柱直径W杆：抽油杆断面的阻力距 W杆=0.1d杆3（5）求加重杆长度L=q：下部抽油杆重度（25mm杆：4.091Kg/m） L：m以57mm泵为例，泵深：1600m，冲程4.8m，冲次5次/分，加重杆为25mm实心杆，则下部需加重杆长度为72m，考虑现场井斜、油管未锚定、振动载荷等因素，一般取加重杆长度为100m。5、尾管长度计算公式

18、：1浮摩干阀阻2浮01浮+摩干+阀阻+2浮qgL=+摩干+阀阻+2浮L=摩干=(0.94D/)-140 ：尾管重量 D:柱塞直径，mm ：配合间隙（0.056mm） d：固定阀阀座孔的直径，mm阀阻=0.28， q= 9.46Kg/m（73mm） 7.00 Kg/m （62mm）浮= =混合物密度 hs：沉没度 D73：73×10-3m D62：62×10-3m以32mm泵为例，尾管用21/2油管，泵深2300m，沉没度300m，冲程4.8m，冲次4次/分，则通过计算，至少需尾管75m，根据油管未锚定与振动载荷等因素，32mm泵尾管长度应不小于100m为宜。6、油管蠕动量计

19、算：油管受力分析：（1）上冲程时受力分析（游动阀关闭，固定阀打开）：上1摩干阀阻上浮备注：1油管自重摩干柱塞与泵筒的摩擦力阀阻液体通过固定阀时的阻力上浮上冲程时油管受到的浮力上浮（2）下冲程时受力分析（游动阀打开，固定阀关闭）：下1+2+摩干下浮备注：1油管自重2液柱载荷 摩干柱塞与泵筒的摩擦力摩干(0.94D/)-140下浮下冲程时油管受到的浮力下浮油管交变载荷：P=下上=1+2+摩干下浮1+摩干+阀阻+上浮=2+上浮下浮+阀阻+2f摩干=+2(0.94D/)-140 =+2(0.94D/)-140 =+2(0.94D/)-140即P =+2(0.94D/)-140已知：72-277井：工作

20、制度：44×4.8×4，泵深：1901，生产情况：10.8×2.4×78，动液面/套压：1876/2.0，折算动液面为：1676，杆柱组合：19杆770+22杆570+25杆560,求该井泵口处油管蠕动量。将该井数据代入上式得：P+2×(0.94×44/0.053)-140=50573（2194.5+2166+2189.6）×960×9.8×10-4+4.4667+1280.75（505736550）×960×9.8×10-4+1285=41416.8+128542702油管

21、蠕动量：2005年7月7日利用TH23环空仪器实际测量72-277井的油管蠕动量如下表：表2：72-277井实测油管蠕动量序号部位测量井段油管蠕动量计算备注静止油管接箍位置生产时油管位置蠕动量（m）1泵上600m1235-13701246.481246.260.22最大变化量1275.461275.680.22最大变化量1295.0251295.210.1852泵上300m1520-16401665.3431665.0950.2481617.7351618.010.275最大变化量3泵吸入口和导锥1868-20681887.371887.620.251947.581947.890.311984

22、.311983.870.43最大变化量2001.922002.350.43最大变化量可见，理论计算的油管蠕动量与实测油管蠕动量基本吻合。上述计算抽油杆柱中性点、加重杆长度、尾管长度以与油管蠕动量公式均已编写出对应程序，可在给定参数下计算出相应的值。四、防治偏磨的技术措施 在以上现场跟踪与理论研究的基础上， 2005年制定了防偏磨治理原则：立足于优化设计，利用现有技术，配套相应工具，达到提高防偏磨效益的目的。本着以上原则，设计了下面防偏磨配套技术措施。（一） 油管设计1、抽油泵设计在井眼变化曲率小的井段：设计泵深时把泵设计在井眼曲率变化小的井段，尽量减少拉杆与泵的磨损，从而延长检泵周期。2、合理

23、设计油井沉没度，上提泵挂：设计泵深时在满足一定沉没度的同时，上提泵挂，避开井眼曲率变化大的井段，是减缓油井偏磨，降低投入最有效的途径。这样既减少了管杆偏磨段，同时也减轻了悬点载荷，抽油杆所受的拉力减小，管杆间的正压力也随着减小，使磨损减轻。3、加长尾管，保持密封：增加泵下尾管长度，使泵上油管所受的预拉力增加，以免在上冲程时泵上油管受压弯曲导致管杆接触磨损，一般尾管长度不小于200m。保持密封可把液面抽至泵以下位置，同样起到加深泵挂的作用。4、泵上偏磨段配套3"油管：油井产液量大时，泵上井眼曲率变化大的井段配套3油管，增大抽油杆与油管的间隙，减小磨损，同时直径加大，抗弯模量也增加，减小

24、了油管的弯曲程度。5、安装旋转井口：当抽油井动液面较低或造斜段靠上，抽油泵无法避开井眼曲率变化大的井段时，应用旋转井口，能使管杆偏磨角度由小于90º扩大到360º，由点和段的偏磨扩大为周向磨损，达到延长管杆使用寿命的目的。（二）抽油杆设计1、活塞上第1根抽油杆两端配套双向保护接箍：活塞上第一根抽油杆处于中性点位置以下，同时受液体通过游动阀的摩擦力的影响，更容易发生弯曲，从而导致此处抽油杆接箍甚至杆体偏磨严重，在对现场跟踪的基础上，为治理这种情况，采取了在活塞第一根抽油杆上配套双向保护接箍，这样大大降低了抽油杆接箍与油管的摩擦，从而延长油井免修期。2、对于井斜段较长的井，合理

25、配套扶正器：根据井斜数据，井眼曲率变化大的长井斜段，为防止管杆之间的偏磨，采用19mm杆为注塑杆，而22mm杆配套双向保护接箍的措施。避免扶正器过多，减少液流阻力。3、对于产液量大的井采用25抽油杆加重：油井日产液量较大，下部采用25mm抽油杆加重，并配套双向保护接箍。这样既节约了成本，又解决了加重杆偏磨问题。配套加重杆，一是可以增加底部抽油杆的抗弯强度，从而减少弯曲造成的偏磨。19mm杆的抗弯模量为673/m3，25mm杆的抗弯模量为1608/m3为19mm杆的2.4倍；二是可以克服泵筒与柱塞的半干摩擦力与流体通过游动阀的阻力，帮助柱塞下行和打开游动阀；三是可以使杆柱的中性点下移。同时由于中

26、性点不可避免的存在，故在采用加重杆的同时配套双向保护接箍。4、井斜较小井段，可采用旋转式扶正短节：抽油杆扶正短节通常连接在抽油杆上，利用扶正套的外径大于抽油杆接箍外径，起扶正作用，利用扶正套是高强度耐磨材料，与油管接触使扶正体磨损，而减少油管的磨损，以达到防偏磨的作用。利用扶正套的旋转使扶正体均匀磨损，以达到延长使用寿命的目的。扶正短节结构简单、现场安装方便、使用寿命长，具有自动旋转功能，能较好地解决固定式抽油杆注塑扶正器无法解决的单面偏磨问题，减少了泵卡和检泵井次，另一方面，扶正短节使用寿命长，延长了油井的检泵周期。5、安装光杆旋转器：该旋转器通过光杆自动旋转带动抽油杆顺时针旋转，从而对抽油

27、杆起到了防脱扣的作用，另外也减少了抽油泵长期单方位工作所造成柱塞与泵筒的偏磨，减少了抽油杆柱与油管壁的单向偏磨，延长了管、杆、泵的使用寿命，减少了作业井次，提高了油井的生产时效，节约了抽油杆、油管与抽油泵的投入费用与油井的作业费用。（三）合理优化油井工作参数：为有效延长管杆的使用寿命，利用机采参数优化设计软件，以长冲程、慢冲次为原则，合理设计抽油井的工作参数，在文南油田主要运用机采优化设计软件进行设计。该技术在2004年防偏磨治理中取得了一定的成效。（四）推广应用防腐装置，解决偏磨井的腐蚀问题：在文南油田有30的油井同时存在偏磨与腐蚀现象，偏磨造成管壁、抽油杆接箍和杆本体表面氧化层保护膜或防护

28、层脱落，加剧了腐蚀。腐蚀造成管杆接触表面粗糙，增大了摩擦系数，使磨损量加大。由于腐蚀与偏磨的这种协同效应，此类井一般管杆失效时间相当快，多为频繁检泵井，大大缩短了油井免修期，增加了作业费用，为改善此种状况，我们在不卡封的井上推广应用井口连续加药装置，运用井口连续加药装置，将缓蚀剂加入到产出介质中，在管杆表面形成一种致密的保护膜，与腐蚀介质隔离开，并起到润滑的作用，以达到保护管杆、防止腐蚀加剧偏磨的目的。在卡封井上应用阴极保护器和固体防腐装置达到减缓腐蚀的目的。（五）在偏磨井上进行防砂、防蜡、防垢等其它机采技术配套：在偏磨井上，根据油井出现问题，进行其它相关技术配套，可有效延长管杆使用寿命，从而

29、使防偏磨措施取得最佳效果。（六）偏磨井泵上油管全部使用加大油管：泵上使用加大油管，减少偏磨造成的油管丝扣漏失。五、防治偏磨管理措施为了提高经济效益，我们在抽油井综合防偏磨治理方面，还应加强管理。因此根据实际情况制定了如下管理措施：1、为了机采参数的优化设计，所有下泵设计统一由采油室设计、审核。2、根据现场跟踪偏磨情况结合理论计算，编写防偏磨补充设计。3、建全偏磨井井斜数据表与历次作业偏磨情况。4、偏磨井起出管杆重新丈量，明确具体偏磨位置，转换或更换管杆与扶正器。5、已采用注塑杆防偏磨的作业井，对于偏磨严重的扶正器，应重新更换注塑杆，对于偏磨严重的接箍，用扶正器短节或双向保护接箍更换。6、加强双

30、向保护接箍的管理，建立发放和回收台帐，分类管理。7、扶正器短节回收重新换塑，节约成本。六、现场试验情况根据上述技术措施，今年我们对有偏磨现象的作业井进行了跟踪分析，并开展了具有针对性的防偏磨技术的配套工作。（一）油管设计与现场应用情况1、上提泵挂，避开井眼曲率变化大的井段。2005年根据油井井斜数据，将泵挂设计在造斜段以上5井次（N33-8、266-7、33-206、WX33-298、33-140），其中N33-8由于偏磨严重，2004.4.11检泵时油管磨出裂缝，后又于2004.5.31找堵水时活塞底部被磨穿，因此该井于2005.1.22挤堵补孔后，为避开造斜段（详见下表），将原泵挂44mm

31、×1800m上提为44mm×1700m，泵挂上提前日产液19.7t，日产油1.8t，含水91，动液面1203m，套压0.9MPa；泵挂上提后，日产液20.5t，日产油7.4t，含水64，动液面1406m，套压1.0MPa。后于2005.3.18该井因泵漏上修时，现场跟踪管杆均无偏磨现象（图5）。因此在满足一定沉没度的同时，上提泵挂至垂直井段或井斜较小的井段可有效防止管杆偏磨。 表3： NW33-8井曲率变化数据表井斜数据井深(m)井斜角方位角狗腿度(°/30m)井斜段16501.69200.620.307416781.75297.950.107317071.452

32、45.211.554717352.57127.74.576117647.15122.714.758117929.67130.922.9908182110.8134.911.3800185011.4135.620.6366187813.89135.502.6680190716.8135.003.0135193518.2135.041.5001196420.22135.002.0897199222.01134.621.9235202124.01134.822.0705205025.12134.471.1581207825.24134.060.2269210723.80133.481.5103图5：

33、N33-8井上提泵挂后起出注塑杆无偏磨现象2、抽油泵设计在井眼曲率变化小的井段。在设计油井泵挂时，如无法避开井眼曲率变化大的井段或造斜段，则将泵挂设计在曲率变化小或造斜段下部曲率变化小的井段。如82-6井2005.9.29酸化前为32mm×2401m，日产液2t，日产油1.4t，含水28，动液面2465m，套压5.6MPa；酸化后下28mm小泵深抽，由于该井曲率变化较大，上提泵挂显然无法满足生产需要，因此将该井泵挂设计在曲率变化小的井段2800m。目前该井日产液3.2t，日产油2.2t，含水30，动液面2572m，套压2.5MPa，生产正常。表4：82-6井曲率变化数据表井斜数据井深

34、(m)井斜角方位角狗腿度(°/30m)井斜段171351052.2695188415964.8214197020.50960.5172214119.25970.8501228317.75931.6794234016931.1113245415.5930.3802256811.5943.7580262571134.6367271141230.267927963.751220.070128253.751210.06773、加长尾管，保持密封。根据油管蠕动量计算与现场跟踪情况，2005年对抽油井尾管长度进行了优化设计，将尾管长度由原来的100m加长为200m，目前抽油井尾管长度基本上都已变

35、为200m。这样通过增加尾管长度，使泵上油管所受的预拉力增加，避免了上冲程时泵上油管受压弯曲导致管杆接触磨损。如33-116井设计时尾管由原来的100m加长为200m，泵挂2204m。当生产至11月7日时测动液面2368m，沉没度为-168m，功图显示为供液不足，而该井日产液为12.1t，日产油1.8t，含水85，可见，当动液面低于泵挂，而泵下尾管保持密封时，泵仍可进行正常的抽汲工作。 4、应用3油管，增大管杆空间，减少管杆接触导致的偏磨。2005年试验应用3井次，分别为72-139、88-14、72-142。其中88-14井2005年1月8日检泵起出发现泵上100m管杆偏磨严重，第二根油管偏

36、磨裂缝80cm，配套3管后于2005年4月28日管丝扣漏起出后注塑块无偏磨现象（图6），有效延长了油管的使用寿命。图 6：88-14配套3管110天注塑块无磨损（二）抽油杆设计与应用情况1、活塞上拉杆与第一根抽油杆配套双向保护接箍。大量现场跟踪资料表明，在偏磨油井中，泵上第一根抽油杆接箍偏磨比较严重，多表现为接箍磨穿而导致检泵，因此在偏磨井泵上拉杆和第一根抽油杆接箍我们推广应用了有较好耐磨耐蚀作用的双向保护接箍，有效延长油井的免修期。现场应用45井次，如95-75井于2005.7.3上作业 检泵时泵上第一根抽油杆接箍磨穿，故在泵上第一根抽油杆上配套了双向保护接箍。后于2005.10.21找堵水

37、时，起出发现双向保护接箍完好（图7）。自2005年在泵上拉杆和第一根抽油杆上配套双向保护接箍的油井，未出现一例泵上拉杆或第一根抽油杆接箍磨穿的情况。图7：95-75井拉杆上双向保护接箍工作120天的情况2、井眼曲率变化大的长井斜段，22mm杆配套双向保护接箍技术。这样有效避免了井筒扶正器过多，造成液流阻力大的负面影响。目前共应用12井次。如N72-107井2005.5.17起出发现22mm杆偏磨严重，故配套22mm的双向保护接箍25个，后该井于2005.8.4因泵漏起出，发现22mm接箍无偏磨腐蚀现象（图8）。图8：N33-107井22mm双向保护接箍起出后情况3、产液量较大，下部抽油杆需要加重的，采用25mm杆加重，并配套25mm的双向保护接箍。目前共应用13井次。如33-144井加重杆配套双向保护接箍12个在井下工作90天的情况，而该井的普通接箍已明显偏磨2m