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影响杆管偏磨的因素分析及治理措施

自油气田进入高含水开发阶段以来,油压机井杆管的老化和研磨问题日益严重,油压机井泵的检泵率和运行恢复率仍然很高。这一现象不仅增加了井务的维护工作量和维修成本,而且直接影响了整个油田的开发效果。因此,有必要深入剖析检泵井的构成原因,通过制定防治措施,研究实用技术,大力推广成熟技术,最终达到使油井检泵率得到有效控制的目的。1影响检泵率的主要原因分析2011年影响检泵率的主要原因统计见表1。1.1管压及压力管漏失作业占检泵井数的29.2%,是检泵作业的主要因素。由于采油井深,平均泵挂在1450m左右,91根以下油管承受的压力在9MPa以上,同时油管在生产过程中受交变载荷影响产生蠕动,丝扣部位易松动,产生薄弱点,在压差大的情况下易刺漏损坏。1.2抽油杆与罪犯接触输液偏磨作业占检泵井数的16.3%,供液不足是造成偏磨的主要原因,供液不足井产生偏磨占63.4%。沉没度太低导致供液不足,充满系数下降,则活塞下行时不能及时与抽油泵筒内的液面接触进行卸载,需要向下运行一段距离才能接触液面。当抽油杆和活塞向下运行一段距离接触泵筒内的液面时,整个抽油杆和活塞已获得了一定的速度和动能,于是在活塞接触抽油泵筒内液面的瞬间会发生撞击,对活塞产生一个向上的阻力,导致活塞下行受阻;而此时在惯性的作用下,整个抽油杆还要继续下行,下行的抽油杆与活塞产生了不同步,导致抽油杆产生弯曲并与油管壁发生摩擦。每一个冲程产生一次弯曲,与油管壁发生一次摩擦,引起杆管偏磨,当杆、管摩擦不断地重复进行时就发生了抽油杆磨断或油管磨漏现象。定向井也是造成偏磨的主要原因之一,定向井产生偏磨占27.7%。其中,60%由于扶正器串形成偏磨,40%由于加重杆加不了扶正器形成偏磨。1.3杆脱的原因分析杆脱作业占检泵井数的10.3%,是检泵作业的主要因素之一。统计64口杆脱作业井的功图类型,52口井下供液不足,占81.3%,是杆脱的主要原因。杆柱下行时,由于泵内液体不充满,下行过程中活塞冲击液面,造成活塞上部杆柱弯曲,长时间造成杆脱。其次由于抽油杆在井下服役时间长,检泵周期达到1000天以上井43口,造成杆脱。1.4加强资料不够及时控制,开展热洗等泵漏失作业占检泵井数的6.5%,是检泵作业的因素之一。今后应强化资料录取管理,在泵漏失较轻时及时发现,并开展加密加药、超导热洗及高温高压热洗等措施。泵漏失原因见表2。1.5薄弱点分析应用2011年杆断作业占检泵井数的4.5%,通过对杆系统薄弱点分析,研究应用了组合杆柱、H级抽油杆、加重杆、高强连杆、优化扶正、阀罩改进等技术,杆系统强度提升30%以上。2降低井泵检率的主要措施2.1系统薄弱点应用技术针对杆断脱问题,加强抽油杆现场报废、更换管理,优化扶正器安装,强化低沉没度井降参数管理。通过杆柱受力状态研究,针对杆系统薄弱点应用了组合杆柱、H级抽油杆、加重杆、高强连杆等技术,采用上部800m外加厚油管与下部普通油管的二级管柱组合,在保证杆柱强度的同时,降低杆柱载荷。采用ϕ22mm、ϕ19mm二级HY级抽油杆组合,下部使用100m加重杆,坚持“长冲程低冲速”的原则,合理优化抽汲参数,降低载荷交变频率。结合优化扶正、阀罩改进技术,杆系统强度提升30%以上。2.2杆管锚定法油井管杆偏磨应采取“防、治相结合”的措施,主要采取在杆管偏磨段的抽油杆上加扶正器、抽油杆下部加加重杆、油管锚定技术相结合的方法。通过扶正器与油管的接触来避免杆管直接摩擦。对预测发生偏磨的高含水、低沉没度、高抽汲参数三类井进行配套措施优化设计,通过采取调小抽汲参数、优化杆柱组合、合理配置扶正器等配套措施,减少因偏磨造成作业。2.3油管丝扣在线检测对旧油管进行管体和丝扣的检验,检验合格的旧油管可以重新进行使用,检验不合格的旧油管进行报废处理,有效避免不合格的旧油管下井造成油井检泵周期短,增加作业成本。管体完好,丝扣损坏,需磨擦焊接修复后下井;在偏磨量界限以内,做防腐处理下入水井;管体有问题,报废;井下油管服役期超过5年或起下次数超过5次井,及时进行全井管更换检测;应用油管丝扣在线检测技术,针对性指导油管更换,优选了TOP-215油管密封脂,入井管柱密封性提高60%以上。油管检测过程见图1。2.4压裂后井筒内残砂、微胶囊的地层该装置能有效防止间抽井在停抽时井筒内采出液杂质回落沉积于泵筒造成的泵卡、杆卡,部分缓解油井结蜡、结垢。对于压裂后井筒内残砂、泥浆含量高的油井,杂质收集效果明显,装置可长期在井下随抽油杆举升自动张合,随时防止泵卡、解除油井堵塞。针对大泵径井(ϕ56mm、ϕ44mm),泵单位时间内经过流体多、杂质多,尽可能下入保护器,延长高产井检泵周期,针对泵径为ϕ28mm易卡泵的机采井应用效果明显,见表3。3管杆锚固井优化管井结构,提高油管内1)管漏、偏磨、杆脱是影响油井检泵率的主要因素。2)针对不同油井进行入井管杆的优化,避免管杆

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