NHW-Ⅰ型涂料油管技术汇报课件

NHW－Ⅰ型涂料油管技术汇报先进技术服务油田1目录一、抽油机井偏磨成因与治理现状二、NHW－Ⅰ型涂料油管粉末成分与抗磨机理三、NHW－Ⅰ型涂料油管抗磨性能室内实验四、NHW－Ⅰ型涂料油管现场应用效果分析2随着油田进入高含水或三次采油阶段后，抽油机井杆管偏磨现象开始日益显现，加之定向斜井、水平井的广泛应用，使得抽油机井杆管偏磨问题，已成为当今影响国内外油田持续发展的主要矛盾据调查，截止2005年底，胜利油田共有抽油机井17000口，开井13370口，油井平均含水达到90％以上，平均下泵深度在1800米左右。由于胜利油田采出水矿化度较高，定向斜井较多，发现杆管偏磨井已达到4000口以上，占开井数的30％左右3十五末期，大庆油田共有抽油机井32540口，开井27600口，年实施维护性作业9424井次，其中因偏磨检泵2117井次，占年维护性措施工作量的22.5％240口727口44口453口149口130口7口103口99口136口1口28口2117口2005年大庆油田偏磨抽油机井分布柱状图4大庆油田第二采油厂至“十五”以来，水聚两驱油机井杆、管偏磨问题，已成为导致该厂抽油机井检泵周期缩短和维护工作量增加的主要因素。统计全厂2000至2006年，７年间累计实施抽油机井维护性措施工作量11632井次，其中因杆、管偏磨检泵3741井次，占维护性措施工作总量的32.5%，并呈逐年上升态势，平均偏磨检泵周期为620天大庆油田第二采油厂2000至2006年抽油机井偏磨变化趋势图例如5一、抽油机井偏磨成因与治理现状由于杆、管偏磨问题在“十五”期间，已成为制约国内个大油田抽油机井采油工艺技术发展的最大瓶颈。近年来，各油田和相关院校在杆、管偏磨综合治理工作上均投入了大量的人力和财力，经过几年的攻关，目前油田上的科技人员对偏磨产生的机理已取得了一致认识，即轴向力和法向力的变化是导致水、聚两驱偏磨的主要因素6中、高浓度聚驱井偏磨以法向力、轴向力为主要原因。另外在生产过程中还受含聚浓度、抽汲参数、泵间隙、沉没度、结蜡、井筒弯曲等因素影响。水驱偏磨以轴向力为主要原因，在生产过程中还受含水、沉没度、抽汲参数、生产管理等因素影响。油田水、聚两驱抽油机井偏磨成因差异分析71抽油机井杆柱在抽油的过程中，由于杆柱受到轴向压力的作用，会失稳、产生弯曲，弯曲的形状与轴向压力的大小有关，随着轴向力的变化，杆柱首先产生正弦弯曲，然后是螺旋弯曲当轴向压力介于正弦屈曲临界载荷与螺旋屈曲临界载荷之间时，抽油杆就发生正弦屈曲。当轴向压力大于螺旋屈曲载荷时，抽油杆就发生螺旋屈曲轴向力与偏磨关系正弦屈曲临界载荷表直径（mm）单位长度重量（N/m）中位点到泵临界长度(m)正弦屈曲临界载荷（N）φ1615.4811.54178.6φ1921.8312.94282.5φ2229.2714.26417.4φ2537.815.53587.0直径（mm）单位长度重量（N/m）中位点到临界长度（m）螺旋屈曲临界载荷(N)1615.4819.49301.71921.8321.86477.22229.2724.11705.72537.826.25992.3螺旋屈曲临界载荷表81法向力与偏磨关系由于聚合物驱采出液的特殊性而产生的法向力能将杆柱推向油管内壁，使杆管发生偏磨。一般来讲油井产量和产出液聚合物浓度越大，作用在抽油杆柱的法向应力也越大，室内试验条件下的最大法向应力可达到1N/m实验得出：随着抽油杆长度的增加，产生偏磨所需最小均布载荷随之减少。0.15N/m的法向力不会使8米长的抽油杆产生偏磨，但对于16米长的抽油杆已经足以产生偏磨了，488米以上长度的抽油杆只需要nx10-8N/m的法向力就会产生偏磨。比实测法向力小10-7倍9最小均布载荷与抽油杆长度关系抽油杆长度（m）产生偏磨所需最小均布载荷（N/m）抽油杆长度（m）产生偏磨所需最小均布载荷（N/m）81.37328～4004.73x10-7～2.14x10-7168.36x10-2408～4801.98x10-7～1.03x10-724～801.65x10-2～1.37x10-4488～5609.66x10-8～5.67x10-888～1609.13x10-5～8.36x10-6568～6405.26x10-8～3.26x10-8168～2406.87x10-6～1.65x10-6648～7203.11x10-8～2.04x10-8248～3201.45x10-6～5.22x10-7728～8001.95x10-8～1.33x10-8因此，为减小法向力对偏磨的影响，近年来在油田上全面推广了全井扶正、统一杆径等防偏磨措施10抽油机井偏磨综合治理发展现状总结国内各油田针对抽油机井偏磨问题所采取的综合防治措施，“举升系统综合优化+减磨工艺配套使用”已成为当今防治和减缓抽油机井偏磨的主要手段。（一）举升系统“三大”优化

举升系统优化可分为：油管管柱结构优化抽油杆系组合优化生产参数配套优化11油管管柱结构优化

油管管柱结构优化是防偏磨工艺技术的重点和难点，需要考虑的因素较多，管柱优化的要点是确定泵径、泵类型、泵筒与柱塞间隙、泵深、油管规范和深度及相关减磨工具和配套工具的使用量和安装部位。同时在优化时还要考虑产能要求、井筒和套管情况、抽油机及地面设备状况、地层出砂、含水、结蜡、原油的粘度，以及连通注入井注入介质成分等情况。另外针对定向斜井还要从减轻偏磨的角度出发，考虑管柱深度尽量不要超过井筒的造斜点，若管柱带封隔器则要考虑坐封后管柱的受压弯曲情况等。112抽油杆系组合优化由于抽油杆柱在上下往复运动过程中所承受的载荷不同，上行过程中抽油杆处于拉伸状态，相对偏磨要轻一些，主要考虑抽油杆抗拉强度即可，因此抽油杆系一般为上粗、下细组合。但是随着油井采出液物性的变化，使得抽油杆系下行轴向压力增加，造成抽油杆柱在中和点以下部位失稳，产生弯曲。抽油杆系优化主要是根据油井综合参数计算出抽油杆系中和点。帮助技术人员合理确定出抽油杆系的组合形式、扶正器的安装部位及数量以及加重杆的长度等重要设计参数213生产参数配套优化合理的生产参数，不但能提高泵效，同时也能防止和减轻油管和抽油杆偏磨，特别是高冲次会使抽油杆柱整体摩擦力增大，杆系失稳发生偏磨，因此我们优化生产参数的原则是在保证产能的情况下，尽量采用长冲程、低冲次来防止和减轻偏磨，当然冲程、冲次的调节受抽油机型号、种类及电机调速范围的限制，因此，生产参数优化只能根据现场条件而定。另外生产参数优化还包括合理热洗周期的制定，抽油机平衡率的调整和干线回油压力的控制等314

近年来，油田和与油田相关的产业科研机构针对抽油机井杆、管偏磨问题，均相继研发出很多防磨、减磨工艺技术，这些技术通过油田单一化或集成配套化应用，均取得了不同程度的防磨与减磨效果。但是随着各类防磨、减磨工艺技术不断完善、更新与发展，同时也给油田在应用选择上带来新问题，“一药治百病”的事是不存在，“因驱治宜、因井治宜”则是油田解决偏磨问题的根本途径（二）减磨工艺配套技术15通过对油田在用各类防磨、减磨工艺技术的调查，可将防偏磨硬件工艺技术分为两大类：防偏磨工艺技术井下防偏磨工艺技术地面防偏磨工艺技术抽油杆系防偏磨工艺技术油管内壁偏磨工艺技术抽油泵防偏磨工艺技术地面旋转杆、管工艺上、下冲程速度控制工艺16抽油杆系防偏磨工艺（重点介绍）

在抽油杆上安装尼龙扶正器，通过牺牲尼龙扶正器来换取偏磨周期的延长。该措施是油田应用最早和最广泛的防偏磨手段，近些年随着技术不断完善，目前已成为油田防治抽油机井偏磨问题的主要措施。它可以分为两种类型，固定型和旋转型。A．尼龙扶正器偏磨工艺技术固定型：有卡装式、整体注塑式，扭卡式等。旋转型：

有锻造凸缘限位抽油杆配合可旋扶正器；注塑限位尼龙环配合可旋扶正器等。17卡装式扶正器特点：由互相铰合的两个部分组成,由施工单位将其安装在与其规格相同的抽油杆上，其现场安装比较方便，价格相对低廉，卡装尼龙扶正器不会增加应力薄弱点和连接点，对全井杆柱不增加新的断、脱隐患，但是由于其锁紧力不强，易发生扶正器移位或脱落现象。卡装式扶正器缺点：锁紧力不强，易发生单侧磨损、移位或脱落现象；存在截流可能性。整体注塑式扶正器特点：利用注塑机在抽油杆特定位置上直接注塑扶正器。特点是扶正器与抽油杆表面接合力强，不易发生扶正器移位或脱落现象。缺点：易发生单侧磨损；存在截流可能性，后期抽油杆修复困难。18扭卡式扶正器特点：根据抽油杆接箍扳手方形状设计，过盈配合固定在扳手方位置，不增加抽油杆的运动阻力，现场安装方便、固定牢靠，目前应用较为广泛。缺点：易发生单侧磨损；抽油杆中部不能扶正；存在截流可能性。旋扶正器特点：通过锻造凸缘限位；在抽油杆上注塑限位环或在接箍上安装旋转式尼龙扶正器，使得扶正器均匀磨损。在抽油杆上增加断、脱故障点注塑限位环位移旋转性能不佳抽油杆中部不能扶正存在截流可能性缺点：19双向保护接箍

：在普通抽油杆接箍为表面上采用热喷涂工艺，涂覆0.15-0.35mm厚度的镍基AOC金属合金粉末涂层，达到既保护抽油杆接箍又保护油管，防止和减缓管杆相互间的磨损。缺点：抽油杆中部不能扶正对油管磨损严重高分子内衬复合管：采用高分子聚乙烯制造壁厚约4mm的管材，再将其内衬于油管中，由于油管内加入聚乙烯衬管后，衬管内壁表面光滑，降低抽油杆与油管之间摩擦系数，从而达到防止、减缓杆管偏磨作用。缺点：油管使用内径明显缩小现场应用存在局限性20

综上所述，目前在油田上应用或试验过的抽油机井偏磨工艺种类繁多，功能各异。从近年来对偏磨问题治理工作中我们也可以看出：“统一抽油杆直径，实施全井扶正”已成为当今主要防偏磨措施一是对偏磨井采取全井扶正措施后，会使得抽油机井功况发生明显改变，上行载荷进一步增加，抽油杆下行阻力进一步加大，交变载荷加剧，严重时还会出现抽油杆滞后问题，且延缓磨损周期相对较短但是从措施效果来看，存在以下两个问题：2006年，第二采油厂812口偏磨井中，因偏磨导致检泵周期小于一年的井，共计355井次，平均检泵周期233天，占年发现偏磨总井次的43.7%，且这批井在前次施工时均采取了防偏磨措施。由此可见，目前油田上所采取的防偏磨手段，仍存在有效期短问题21驱动方式总井数

口开井数

口检泵井次平均检

泵周期

天总体偏磨情况偏磨检泵周期小于一年检泵井次偏磨检

泵周期

天检泵井次偏磨检

泵周期

天水驱416533401459825652683240238聚驱563541345417160325115223合计4728388118047478126123552332006年大庆油田第二采油厂抽油机井管杆偏磨情况统计表二是采取防磨抽油杆接箍和其它接箍扶正措施，虽然能够避免安装尼龙扶正器所带来的诸多问题，但是它只能保护和延缓抽油杆接箍的磨损，不能对杆体施加任何保护22涂层粉末主要成份：金刚砂复合尼龙环氧树脂聚合物工艺参数：喷涂温度240～260℃固化温度180～190℃NHW－Ⅰ型涂料油管：主要是针对油田机采井井下油管磨蚀问题，而开发的特殊高抗磨内涂层油管。它采用热喷涂工艺，将一种由多元非金属防腐、耐磨材料复合而成的功能型粉末涂料，喷涂在油管内壁上，形成厚度在0.7～0.8mm左右的高强防腐、耐磨涂层二、NHW－Ⅰ型涂料油管粉末成分与抗磨机理23涂层抗磨机理1、利用金刚砂的硬度来提高涂层的抗磨能力；2、采用超细、低吸水率多元复合尼龙粉来提高涂层的抗冲击能力和耐磨性能；3、应用E型环氧树脂和特种固态润滑剂来提高涂层表面的光洁度，降低涂层摩擦系数；4、使用多元固化聚合物来保证环氧树脂固化强度以及涂层与油管内壁的接合强度，进一步提高涂层的附着力。涂层特性：涂料绿色，工艺环保涂层具有弹性，抗冲击性能力好涂层附着力强、硬度高涂层抗磨与减磨性能优异24三、NHW－Ⅰ型涂料油管抗磨性能室内实验检测设备：日本协和科学株式会社生产的RFT-III往复式摩擦磨损试验机。2006年10月在中国科学院兰州化学物理研究所，对该涂层油管的耐磨与减磨性能进行了检测。往复行程：50mm往复速度：0.83m/s往复运行：40万次试验介质：南2-1-P132油井产出液，含水92.7%,含聚浓度720.8mg/L，实验环境温度18℃。试件：共6组。其中3组试件为涂层油管与非涂层抽油杆接箍，3组试件为非涂层油管与非涂层抽油杆接箍。25实验检测结果：前期加载正压力20N（2.2MPa）运行20万次，测得无涂层试件的平均摩擦系数为0.27，有涂层试件的平均摩擦系数为0.17后期加载正压力30N（3.3MPa）运行20万次，测得无涂层试件的平均摩擦系数为0.21，有涂层试件的平均摩擦系数为0.12无涂层试件摩擦系数变化曲线图

有涂层试件摩擦系数变化曲线图26实验检测结果：(运行40万次后)无涂层试件最终磨损量：油管表面磨损厚度约为0.017mm，磨损率为4.96×10-8g/n；抽油杆接箍表面磨损厚度约为0.13mm，磨损率为2.29×10-8g/n有涂层试件最终磨损量：油管涂层磨损厚度约为0.0116mm，磨损率为0.72×10-8g/n；抽油杆接箍表面磨损厚度约为0.031mm，磨损率为0.55×10-8g/n实验条件：试件运动线速度相当于抽油机井3m冲程，9n/min运动状态；加载正压力3.3MPa,相当于法向力10KN/m27实验结果分析：理论计算涂层全部磨掉时间约为2759万次，相当于抽油机井在9n/min参数下运行5.8年，此时抽油杆接箍单侧磨损厚度2.14mm。无涂层条件下,试件运行2759万次后，油管磨损厚度1.17mm，抽油杆接箍单侧磨损厚度达到8.97mm28根据实验结果计算：试件在无涂层条件下运行1538万次（1183天），磨损量即可达到临界磨损值。但试件在有涂层条件下的磨损量仅达到临界磨损值的23.8%，此时涂层磨损程度为55.7%，由此推算，应用该涂层可延长油管使用周期1.8倍，可延长抽油杆使用周期3.2倍。经验分析：当抽油杆接箍壁厚磨损2/3后，就可能发生断裂或脱扣现象，可将此定为临界磨损厚度。25mm抽油杆接箍壁厚7.62mm，其临界磨损厚度为5mm。29电镜扫描：无涂层试件表面存在严重的粘着磨损现象，而有涂层试件表面光滑平整、无任何损伤，而且被磨试件表面附有涂层材料成分。试件表面磨损电镜分析图有涂层试件磨损后SEM图无涂层试件磨损后SEM图可见涂层油管在与非涂层抽油杆相互摩擦时，油管内壁涂层中的材料成份会运移到抽油杆表面形成保护膜，降低了管杆表面磨擦系数，延缓了抽油杆表面的磨损速度，并实现了对油管和抽油杆的双重保护功能。30经中国石油管道公司管道科技研究中心检验：该产品不含挥发物，其各项技术指标均达到或超过了同类产品的行业标准。31NHW－Ⅰ型涂料油管，在生产过程中无废气、废水、残渣排放，属于环保型产品。32四、NHW－Ⅰ型涂料油管现场应用效果（一）大庆油田试验效果2005年4月23日，在大庆油田第二采油厂第五作业区南2-1-P132井，下入NHW－Ⅰ型φ76mm涂料油管79根，到目前已累计运行768天，延长偏磨检泵周期3.2倍，见到了较好的防磨效果

该井2001年10月投产。2002年5月见聚前，实施换大泵和全井扶正措施。2003年12月19日因抽油杆磨断检泵，检泵周期569天，当时正常产液221t/d，含水43%，见聚浓度为246.06mg/L，此次施工更换了全井油管和扶正抽油杆2004年8月21日因脱接器断检泵，发现该井中下部抽油杆偏磨严重，再次更换了全井油管和扶正抽油杆，本次检泵周期只有243天，当时正常产液227t/d，含水87.4%，见聚浓度为593.71mg/L332005年4月23日该井又因抽油杆磨断检泵，其检泵周期同样只有242天，此时正常产液215t/d，含水89.3%，油井见聚浓度达到830.52mg/L本次施工:下入NHW－Ⅰ型φ76mm涂料油管79根更换HL级普通抽油杆95根(不带扶正器）2005年4月23日试验前油井偏磨情况342005年12月7日,因脱接器失效检泵，检查试验油管内涂层完好，抽油杆接箍虽有磨亮现象，但其磨损层非常小无法测量，将原井管杆正常下回224天时起出检查情况2006年10月14日,因抽油泵漏失检泵。现场检查发现第91根抽油杆中部及第77根油管公扣端部偏磨发生偏磨现象，同时底部20根抽油杆接箍表面也有不同程度的轻微偏磨现象，但是单侧最大偏磨量只有3mm，是接箍原壁厚的1/3，其余管杆保持完好继续使用。该井到本次检泵时非金属复合涂层耐磨油管已在井下工作536天，正常时产液208t/d，含水92.7%，油井含聚浓度720.8mg/L。本次施工仍使用原井管杆本次检泵周期224天，正常时产液208t/d，含水92%，含聚浓度800.84mg/L35

2007年6月3日，因对接爪断检泵。现场检查底部有7油管涂层单侧磨损，磨损厚度0.7mm；底部抽油杆有7根杆体中部磨损，磨损最大厚度2.5mm；中下部抽油杆接箍有30个存在不同程度磨损，磨损最大厚度3mm本次检泵周期230天，正常时产液215t/d，含水94.9%，含聚浓度746.3mg/L本次施工更换抽油杆10根，更换抽油杆接箍30个，原井油管倒序下入，继续观察涂层最终使用寿命36历次施工日期检查结果上次施工日期检泵周期换杆情况换管情况02.5.25正常01.7.17292换φ25扶正杆81根

03.12.19第81根抽油杆下接箍断部分抽油杆偏磨严重02.5.25569换φ25mm扶正杆82根换修复φ76油管81根04.08.21对接器断，35-82根抽油杆偏磨严重03.12.19243换φ25mm旋转扶正杆82根换φ76mm油管79根05.4.23杆下部第8根接箍偏磨断，上部偏磨较为严重04.08.21242HL级宏启抽油杆95根换涂层油管79根05.12.7杆接箍磨亮，油管涂层完好，且变得更光滑05.4.23224原井管杆继续使用06.10.14第91根杆中部及第77根油管公扣端部偏磨，其余管杆保持完好05.12.7312原井管杆继续使用甩掉偏磨杆管1根07.6.3底部有7油管涂层单侧磨损底部杆有7根杆体中部磨损中下部杆接箍有30个,存在不同程度磨损06.10.14230更换抽油杆10根接箍30个原井油管倒序下入南2-1-P132井试验前后历次施工情况表

37另外从南2-1-P132井试验前后的生产数据来看，采用非金属复合耐磨涂层油管后，油井上载荷明显下降，下载荷有所增加，抽汲泵况也得到了进一步改善。项目选值时间最大载荷KN最小载荷KN交变载荷KN扭矩KN/m电流A日产液t/d日产油t/d含水%泵效%含聚浓度mg/l动液面m沉没度m试验前05.482.4612.8269.64113142/1202152389.365830709.0562.18