欢喜岭采油厂管杆偏磨防治对策研究毕业论文.doc

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1、 摘 要 本文从欢喜岭油田生产实际出发,较全面地分析了欢喜岭油田开发中后期后,出现杆、管严重偏磨的特点、偏磨原因及防偏磨对策; 在对抽油机井井下杆管受力分析的基础上，结合欢喜岭油田抽油机井杆管偏磨的分布规律，从抽油机井泵径、含水率、沉没度以及抽汲参数对杆管偏磨的影响分析入手，得出了抽油机井的偏磨机理。一些区块油层压力下降导致油井供液能力下降，使泵挂不断加深，高含水、低沉没度状态下运行的抽油杆柱会发生“液击”现象，加大振动载荷，使抽油杆柱更易发生偏磨；一些注水较好区块油井采用大泵提液，油井采用较大的抽汲参数也会使抽油杆柱的受力朝着容易发生偏磨的情况发展；含水的不断上升也使井下杆管工作状况逐年变差

2、；随着油田的开发，偏磨程度在不断加重，偏磨井数也在不断上升，有效控制和预防油井的偏磨已经成为控制油田生产成本、实现降本增效的有效途径。抽油机井的防偏磨措施主要是采取扶正器、注塑杆等措施对抽油杆柱进行约束，应用耐磨材料改善抽油杆接箍和油管的耐磨性，或者优化油井工况改善抽油杆柱的受力等手段，实现对抽油机井偏磨的防治。关键词：欢喜岭油田； 偏磨机理；防偏磨措施 Abstract This paper focuses on the real production in Huanxiling oilfield ,analyzing the appearance of rods and tubes ,se

3、rious side grinding characteristics,partial wear causes and countermeasures against side wear.Based on the stress analysis of the rods and pipes of the underground pumping wells,Combined Huanxiling oilfield pumping wells rods partial abrasion distribution, beginning with the influence of pumping wel

4、ls pump diameter,moisture content,submergence depth and swabbing parameters,and finally we get the Pumping wells partial grinding mechanism.The decrease of reservoir pressure of some block leads to the decrease of capacity for the liquid, which makes the pump link deeper, high water, the sucker rod

5、running under the low submergence will cause the phenomenon of Liquid strike and increase the vibration load ,which makes the sucker rods appear eccentric wear more easily.Some blocks of oilfields that have a better water injection use a large pump to extract liquid, and force on the rod string deve

6、lops toward the situation of easy to appear eccentric wear when large swabbing parameter are applied in some oilfields.Rising water has also made underground working conditions worse year by year.With the development of oilfields, the extent of eccentric wear is more and more serious and also, the q

7、uality of wear well rises constantly, so control and prevention of partial abrasion effectively has become a effective way to control the cost in oilfields and realize to reduce costs and to increase efficiency.Pumping measures of preventing side wear mainly depend on constraints of sucker rod and a

8、pplying cold resistant materials to improve wear resistance of tubing and sucker rod couplings,and also optimize oil well working condition to improve the force on the sucker rod string and other ways in order to realize prevention of side attrition of pumping.Key words: Huanxiling oilfields;partial

9、 abrasion mechanism;measures for preventing side wear目 录前言1第1章 杆管偏磨现状2 1.1 欢喜岭油田抽油机井偏磨情况2 1.2 抽油机井杆管偏磨危害2第 2 章 抽油机井杆管偏磨的力学分析4 2.1 油井杆管偏磨的力学模型4 2.2 抽油杆柱的轴向力分布的计算5 2.3 集中轴向压力的计算6 2.4 临界载荷的计算及杆柱偏磨的判定条件9 2.5 中和点位置的确定10第 3 章 杆管偏磨原因分析12 3.1 井斜对杆管偏磨的影响12 3.2 失稳弯曲对油井杆管偏磨的影响13 3.3 井液介质对油井杆管偏磨的影响14 3.4 生产参数对油

10、井杆管偏磨的影响16第4章 欢喜岭采油厂抽油机井防偏磨措施研究19 4.1 耐磨内衬油管防偏磨技术20 4.1.1 耐磨内衬油管防偏磨的防偏磨机理20 4.1.2 耐磨内衬油管防偏磨的试验情况20 4.1.3 耐磨内衬油管在欢喜岭采油厂的使用情况20 4.1.4 耐磨内衬油管防偏磨技术下步研究方向21 4.2 注塑杆防偏磨技术21 4.2.1 注塑杆防偏磨的防偏磨机理21 4.2.3 注塑杆防偏磨在欢喜岭采油厂的使用情况22 4.2.4 注塑杆防偏磨技术下步研究方向22 4.3.1 扶正器防偏磨的防偏磨机理23 4.3.2 关于扶正器的安装间距23 4.3.3 扶正器防偏磨技术的局限性24 4

11、.4 双向保护接箍防偏磨技术24 4.4.1 双向保护接箍技术的防偏磨机理24 4.4.2 双向保护接箍的现场试验情况24 4.4.3 双向保护接箍技术的技术不足25 4.4.4 应用实例25 4.5 插入式缓冲器防偏磨技术26 4.5.1 插入式缓冲器防偏磨的防偏磨机理26 4.5.2 插入式缓冲器防偏磨的试验情况26 4.5.3 插入式缓冲器偏磨技术下步研究方向26 4.6 其他防偏磨技术26 4.6.1 旋转防偏磨技术26 4.6.2 油井参数优化技术27 4.6.3 连续抽油杆技术27 4.6.4 润滑防偏磨技术28第5章 结 论29致 谢30参考文献31前 言 欢喜岭油田稀油区块进入

12、中后期开发以来，由于油层长期在无注水情况下低压开采。为确保油田稳产的需要,抽油井泵挂已由开发初期的12001700m，加深至目前的22002600m，实现大机深抽生产，导致部分抽油井杆管偏磨现象日趋严重，管杆断、卡、脱、漏检泵井次大量增多。据资料统计,每年偏磨检泵井高达70余井次，维护工作量占稀油总检泵次数的26%，平均检泵周期为157d，比全厂稀油平均少241d，严重干扰了油井正常生产。杆管偏磨不仅造成维护工作量急剧增大，增加作业成本，而且降低了油井生产时率和原油产量，每年因管杆偏磨而造成的经济损失达380万元以上。为了提高稀油区块开发经济效益，2005年通过在欢喜岭油田大斜度井上，研究应用

13、综合防偏磨技术，使困扰油井正常生产的杆磨脱、管磨漏、铁屑卡泵事故得到有效的解决。第1章 杆管偏磨现状1.1 欢喜岭油田抽油机井偏磨情况 对近年来的检泵井进行分析统计，杆管偏磨主要体现在抽油杆体、接箍单侧、扶正器单侧、油管内壁等,部分抽油杆有弯曲的现象，从而导致抽油杆断脱、油管磨漏、裂的问题出现。有杆抽油系统中，抽油杆、接箍、油管的磨损现象普遍存在。理论研究表明杆管磨损速度受井身结构、杆管组合、生产参数、原油物性等诸多因素的影响，是各种因素共同作用的结果。通过对2005年55口偏磨检泵井的作业和生产资料研究发现，欢喜岭油田稀油井杆柱偏磨具有以下特点：（1）井斜度大，套管井段存在拐点。（2）泵挂深

14、度普遍较深随着泵挂深度的增加，偏磨井数及其在同类井中所占的比例度增加。（3）偏磨断脱点主要集中在中下部、井斜角偏大的部位根据55口偏磨井检泵资料断脱统计，偏磨断脱点发生在杆柱中下部的比例为74%。1.2 抽油机井杆管偏磨危害 在影响抽油机井正常生产的诸多因素中，偏磨是重要因素之一。斜井偏磨主要危害具体表现在以下方面【1】 （1）影响油井正常生产,维护性作业井次居高不下。偏磨一般会造成杆断或管漏躺井。因偏磨造成的频繁躺井不仅增加作业劳务费用，而且也会因躺井作业量增加造成油井停产或减产，最终影响油田采油速度。 （2）杆管报废率提高,增加杆管费用。斜井偏磨另一个重要的危害是加快了杆管报废速度。在正常

15、情况下,抽油杆的破坏形式是疲劳破坏，理论上认为抽油杆的破坏次数为107次，按抽油机平均冲次4.0次/min计算，使用寿命在4.7年左右，但是在斜井中抽油杆受偏磨影响后,易发生应力集中造成杆断，大大降低了抗疲劳破坏的能力。一般偏磨严重井,新抽油杆或油管使用不到一年就会因偏磨而失效，且大多数管杆无法修复，只能报废。 （3）影响油井套管使用寿命。斜井中由于油管蠕动产生的油管与套管之间的偏磨会加快套管的破坏速度，套管承受来自地层的压力。当地层存在倾角时，还存在一定的剪切力。当受到磨损后，由于套管壁变薄，磨损处的抗压、抗剪切的能力下降，同时磨损后，由于防腐层的脱落且无法形成油性保护膜，套管的腐蚀速度随之

16、加快。偏磨造成的套损尽管不是普遍现象，但一旦发生,造成的损失巨大，会造成油井报废，注采井组破坏。 可以看出，管杆偏磨普遍存在，而且危害性极大，已经成为制约油田开发中后期高效稳产的重要矛盾。所以分析偏磨形成的原因，研究偏磨的防治方法，就成为油田降低成本、提高产量的迫切任务。 第2章 抽油机井杆管偏磨的力学分析随着油田进入高含水开发阶段，抽油机井偏磨问题日趋严重。由于油井含水的上升恶化了抽油杆以及油管的受力和运行状况，增大了杆管之间的摩擦系数，从而导致抽油杆柱在外载荷的作用下产生弯曲变形，发生了油井的杆管偏磨。本章通过建立抽油杆柱的偏磨的力学模型，对造成油井杆管偏磨的力学原因进行分析。2.1 油井

17、杆管偏磨的力学模型 在直井中，油井杆管偏磨的必要条件是抽油机井在下行程过程中抽油杆柱在油管内发生弯曲变形。抽油杆柱在下行过程中的弯曲变形如图2-1所示，此时可将抽油杆柱看作是上端固定，下端属于可轴向滑动的固定支撑，抽油杆柱受到两种力的作用，一是轴向分布力q，一是下冲程时作用于抽油杆柱下端的集中轴向压力Fe，为了便于研究，假设轴向分布力q沿抽油杆柱轴向均匀分布2。 图2-1 油井杆管偏磨的力学模型图 从图2-1中可以看出，在抽油杆柱上存在一个中和点，中和点以上抽油杆柱的重力由悬点承受，中和点以下的重力与轴向压力Fe相平衡。中和点以上抽油杆柱受拉力作用不会产生弯曲变形；中和点以下抽油杆柱受压，当图

18、2-1井下抽油杆柱受力图集中轴向压力增大到一定程度时，抽油杆将在油管内产生弯曲，图2-1右图为抽油杆柱弯曲变形后的示意图，图中 X2为抽油杆柱受压段的长度，N 为泵筒对柱塞得横向反力，F为抽油杆柱弯曲后的切点压力，设中和点O为坐标原点，则有 （2-1）2.2 抽油杆柱的轴向力分布的计算 抽油杆的轴向力q包括以下几项内容3：单位长度抽油杆柱所受的惯性负荷qrd、单位长度抽油杆所受的浮力fr、单位长度抽油杆的自重qr、单位长度抽油杆所受的第一章抽油机井杆管偏磨的力学分析液体摩擦力qrl以及振动载荷qrs等，目前普遍采用下式进行轴向力的计算： （2-2） 式中各力分别由以下公式计算： （2-3）式中

19、： Ar抽油杆柱横截面积，m； r抽油杆材料密度，kg/m； g重力加速度，g=9.81m/s； 油井液体密度，kg/m； 井液粘度，Pas； m油管内径（Dt）与抽油杆直径（Dr）之比； u*抽油机悬点运动加速度，m/s。2.3 集中轴向压力的计算 作用于抽油杆底部的集中轴向压力Fe由两部分组成4：一是抽油泵柱塞于泵筒之间的摩擦力Ff；二是流体流过游动阀时的水力压降产生的流体阻力Fv。当油井供液不足而且没有气体影响或影响比较小时，柱塞下行程与泵内液面接触的瞬间将发生液击现象，同时产生液击力Fs，液击力Fs加大了抽油杆柱底部的集中轴向压力Fe。集中轴向压力由下式计算： （2-4） （1）柱塞与

20、泵筒之间的摩擦力Ff目前通常采用的有两种方法，一种是以水为润滑剂进行试验所得到的经验公式；一种是根据液压流体力学中缝隙流动理论，所建立的计算公式。第二种公式由于参数较多，公式也相对复杂，这里推荐使用第一种。 （2-5）式中： Ff抽油泵柱塞与泵筒之间的摩擦力，N； D抽油泵柱塞直径，mm； 抽油泵柱塞与泵筒在半径方向上的间隙，mm； （2）流体流过游动阀时由于水力压降所产生的流体阻力F （2-6）式中： Ap抽油泵柱塞的横截面积 （2-7） Ar抽油泵游动阀阀座过流孔的面积(m） （2-8） nv抽油泵游动阀个数，目前常用的抽油泵的游动阀常见为1至2个，故 nv=12个； P阀抽油泵游动阀的水

21、力损失，Pa； K修正系数，考虑由于抽油杆柱惯性的影响，在下冲程时的最大速度有所增加，造成游动阀中产生附加阻力而取的影响系数 （2-9） 由于在抽汲过程中柱塞的速度是有变化的，因此泵阀的阻力损失也是变化的。目前一般是按照柱塞的最大运动速度计算泵阀的局部阻力。当假设柱塞作简谐运动时，柱塞的最大运动速度： （2-10）式中： Vp柱塞运动速度，m/s； 1流量系数； 井液密度，kg/m3； D抽油泵柱塞直径，m； d0抽油泵游动阀阀座孔德直径，m； S冲程，m； N冲次，min-1； 流量系数 1可根据下图中 1=f（Re）试验曲线求得。其中：雷诺数 Re为： （2-11）式中：Re雷诺数； 液体

22、运动粘度，m2/s； 图2-2 游动阀流量系数试验曲线 1根据图2-2中1=f（Re）的试验曲线中的曲线2拟合公式进行计算： （2-12） 综上所述，液体流过游动阀的水力压降所产生的液体阻力Fv： （2-13） （3）液击力 Fs当油井供液不足而且气体影响又比较轻微时，柱塞在下冲程与泵内液面接触的瞬间将会发生液击现象，产生液击力。根据冲击力学理论，液击力可以由下式进行计算： （2-14）式中： Vs-柱塞与液面接触瞬间的运动速度，m/s； ra -声音在抽油杆中的传播速度，m/s； la -声音在井液中的传播速度，m/s； r-抽油杆材料的密度，kg/m3。2.4 临界载荷的计算及杆柱偏磨的判

23、定条件 对于一定的轴向分布力，当集中轴向压力增加到一定程度时，抽油杆柱将产生弹性失稳，并在油管内产生弯曲变形，从而导致杆管偏磨。根据弹性稳定理论，可以建立油井杆管偏磨临界载荷的计算公式5： （2-15）式中： k-与约束条件对应的系数；（其中第一种约束条件两端铰支情况下k=1.04；第二种约束条件两端固定情况下k=2.51；第三种约束条件下端固定上端铰支情况下 k=2.86） E-抽油杆材料弹性模量，N/m2； q-抽油杆柱轴向分布力，N/m； I-抽油杆的惯性模量，m4； （2-16） 抽油杆柱在油管内下行的过程中，当抽油杆所承受的纵向弯曲载荷（相当于下行阻力）大于抽油杆柱的临界载荷时，抽油

24、杆柱就会弯曲失稳，发生偏磨。所以抽油杆柱发生偏磨的条件是： （2-17）式中： Ww-抽油杆柱下冲程纵向弯曲载荷，N； Wcr-抽油杆柱临界弯曲载荷，N。抽油杆柱下冲程纵向弯曲载荷即抽油杆柱的下行阻力，用下式计算: Ww=柱塞与衬套间的摩阻+抽油杆与油管间的摩阻+中和点以下抽油杆在液体中的摩阻+中和点以下抽油杆节箍在液体中的摩阻对于目前常用的钢质抽油杆，其弹性模量 E 为常数，因此，临界载荷仅取决于抽油杆柱的轴向分布力和抽油杆的直径。 由上述偏磨条件可得如下结论： （1）抽油杆柱下冲程纵向弯曲载荷越大，抽油杆越容易产生偏磨； （2）抽油杆柱实际轴向分布力越小，则临界载荷越小，抽油杆柱越容易产生

25、偏磨； （3）抽油杆柱直径越大，则临界载荷越大，抽油杆柱越不容易偏磨。2.5 中和点位置的确定 根据油井偏磨的弯曲变形图中可以得出，在井下抽油杆柱的任何一点上，必然受到向上的拉力Q和向下的压力 Fe，油井存在偏磨时，在抽油杆柱上必定存在既不受拉也不受压的一点，这点称为中和点，设中和点距泵的距离为X2，那么 X2就意味着油井抽油杆柱受压段的长度，或者说是油井偏磨井段的长度6。 （2-18） 在偏磨油井的中和点处： （2-19） 那么油井偏磨井段的长度X2由下式进行计算： （2-20） 对于偏磨井抽油杆柱的受力分析以及现场抽油杆柱的受力测试分析，可以得出如下结论： A抽油杆柱的轴向分布力越大，抽油

26、杆柱的临界弯曲载荷也就越大，越不容易发生偏磨现象； B抽油杆柱下部的集中轴向压力越大，抽油杆柱越容易发生偏磨现象；油井采用大泵径、高精度泵、大抽汲参数等均会导致泵端的集中轴向压力增大，使偏磨加剧；泵的结构（如游动阀的数目、游动阀过流孔的面积）也对油井的偏磨情况有一定的影响； C油井产出液的性质对偏磨具有一定的影响，产出液粘度增加，会加大流体通过泵阀时的阻力，导致泵端集中轴向压力增大和轴向分布力减小，油井更易偏磨； D油井进入高含水期后，由于强采深抽等工艺措施，会出现供液不足的情况，由于含水上升导致气体的缓冲作用减弱，油井会出现液击现象，加剧油井的偏磨现象； E油井偏磨发生在下冲程过程中，发生偏

27、磨是因为下冲程过程抽油杆柱上部受拉、下部受压所致，狗腿角不是油井偏磨的决定因素。 第3章 杆管偏磨原因分析 3.1 井斜对杆管偏磨的影响7 由于井斜或套管变形形成拐点,使油管产生弯曲。在油井生产时，抽油杆的综合拉力或综合重力产生了一个水平分力(正压力)的作用，油管和抽油杆在拐点处接触，产生摩擦(见图3-1和图3-2) 图3-1 井下杆管上冲程偏磨示意图 图3-2 井下杆管下冲程偏磨示意图 （3-1）式中： N由F或W引起的抽油杆对油管内壁的正压力； 油管的倾斜角度； F为抽油杆的拉力和各种阻力的合力，方向向上； W为抽油杆的重力和各种阻力的合力，方向向下。 （3-2） 根据(3-1)，拐点0离

28、井口越近，F或W(为正时)越大，N也越大，磨损越严重；摩擦力与倾斜角度H的正弦值成正比。因此，油管的倾斜角度H越大，正压力也越大，磨损越严重。根据(公式3-2)可以看出，摩擦力除了与倾斜角度有关外，与杆管间的摩擦系数成正比，因此当含水升高，杆管间摩擦系数增大后，杆管间摩擦力就越大，磨损越严重。 在拐点0弯曲度较小的地方,油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦,油管偏磨面积较大,而弯曲度较大的地方,不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦,油管内壁与抽油杆本体也产生摩擦,油管偏面积较小,磨损较严重。在拐点0处,不仅抽油杆上、下往复运动与油管内壁发生偏磨，而且油管内抽吸力的作用，产生蠕动，与套管发生偏磨,这两种偏磨

29、均为单面偏磨。这时，杆管接箍被磨平，甚至油管本体被磨穿，造成管柱漏失。在抽油杆柱的中和点以下，为双面偏磨。上冲程时，由于井斜使抽油杆与油管内壁的一侧面产生偏磨；下冲程时，由于管内各种阻力与重力的综合作用，使抽油杆弯曲，并与油管内壁的另一侧面产生偏磨,同时使油管相对应的两侧面磨成深槽,甚至被磨穿8。3.2 失稳弯曲对油井杆管偏磨的影响 抽油机井的杆柱偏磨的主要原因是在抽油杆的下行程过程中由于受到流体通过游动阀的阻力、泵活塞与衬套之间的摩阻、抽油杆与油管之间的摩阻以及抽油杆与液体之间的摩阻的作用，产生一个阻碍抽油杆下行的方向向上的阻力，使得抽油杆的下部受压，而上部抽油杆柱则由于抽油杆柱自身重力的作

30、用而受拉,因此抽油杆在其下行阻力和自身重力的双重作用下，其结果是抽油杆在下行过程中上部的运行速度要大于下部杆柱的速度,从而产生抽油杆的弯曲变形，而且在抽油杆上必然存在既不受压也不受拉的一点，此点即中和点。中和点位置的高低主要取决于抽油杆的下行阻力，而在影响下行阻力的诸因数有哪个因素发生变化，导致下行阻力增加，那么中和点的位置就要相对上移。根据材料力学确定压杆临界载荷的欧拉公式，抽油杆失稳弯曲的临界载荷计算公式为： （3-3）式中: F临界载荷，N； E=20.5947104，Mpa； J=PD4/64，m4； D抽油杆直径，m； L抽油杆单根长度，m。 抽油杆临界载荷计算结果可以说明抽油杆柱底

31、部第一根将极易发生失稳弯曲。抽油机井中和点以下的抽油杆柱长度不可能小于8m，从理论上讲,这段抽油杆的弹性稳定临界载荷不会大于表中的数值。抽油机井泵上第二根到中和点的抽油杆柱比底部第一根抽油杆更容易发生受压失稳弯曲。这就从理论上解释了现场存在的深井泵泵上10m500m均发生管杆偏磨,且在30m400m这段偏磨特别严重的根本原因。因此,油井偏磨是抽油过程中客观存在的,不仅在斜井上存在,在直井上同样存在。3.3 井液介质对油井杆管偏磨的影响 油井偏磨是任何抽油机井都必然发生的,但是现场的实际情况是随着油井含水的上升,油井偏磨的情况逐渐加剧,因为偏磨导致的杆断、管漏等检泵作业井次不断上升9。其原因是,

32、当油井产出液含水大于74.02%时产出液换相,由油包水型转换为水包油型。管、杆表面失去了原油的保护作用,产出水直接接触金属,腐蚀速度增加。摩擦的润滑剂由原油变为产出水,由于失去原油的润滑作用,杆管间的摩擦系数随着油井含水升高而增大,尤其当含水大于90%时摩擦系数提高到低含水时的6倍,摩擦力也增大到6倍,从而造成油管内壁和抽油杆磨损速度加快,磨损严重。由于井液高含水、高矿化度和含砂的影响,在管杆相对运动的同时,必然对管杆的偏磨产生贡献,加剧管杆的磨损,井液对管杆的腐蚀机理主要有以下几个方面10:（1）电化学腐蚀。电化学腐蚀是井下管杆腐蚀的重要形式之一。一般而言,只要存在阴极、阳极、电解质和导体这

33、四个要素就能构成一个完整的腐蚀电池,发生电化学反应。井下管柱的主要成分是碳钢,本身就是良好的导体。同时管柱基本处于油水之中,高含水采出液是良好的电解质,这一切都为电化学腐蚀的产生提供了必要的条件。碳钢浸在水中后,铁素体和渗碳体因电位差而形成正负极,从而在碳钢表面形成成千上万个微电池,作为阳极的纯铁转化为铁离子进入溶液,从而形成了腐蚀。（2）微生物的腐蚀。微生物的腐蚀主要包括SRB腐蚀和铁细菌与腐生菌的腐蚀。SRB是一种严格厌氧的细菌,能够还原硫酸盐,生成S2-离子。S2-离子能和水中溶解的Fe2+离子反应,生成FeS和Fe(OH)2等腐蚀产物。铁细菌和厌氧菌能将低价铁氧化为高价铁离子生成Fe(

34、OH)3等腐蚀产物。（3）溶解气的腐蚀。氧气、二氧化碳和硫化氢溶解在水中后,会大大增强管柱的腐蚀速度。这是因为溶解氧不仅能起去极剂的作用,而且在pH值大于4时,还能将亚铁离子氧化成铁离子,加快反应速度。H2S主要是SRB腐蚀的副产物,H2S腐蚀过程中,阴极上的某些氢离子会进入钢铁内部,从而导致低强度钢的氢腐蚀和高强度钢的氢脆。（4）垢下腐蚀。井下管柱,油井也发现了结垢现象, 尤其是水井管柱在生产过程中会生成大量的水垢。如果水中存在较多的Cl-离子,则在垢的下面,会形成一个贫氧区,而且垢下溶液往往是FeCl2的饱和溶液,因而会在点蚀孔的周围表面产生阴极反应,使小孔周围不仅受阴极保护，而且pH值越

35、高,点蚀越深,阴极保护区也越宽。pH值的升高使小孔上部的沉淀越来越多,沉淀物进一步堵塞了小孔的通道,使FeCl2被浓缩其中,隔绝了氧气,因而进一步加速了腐蚀。井下管杆的腐蚀往往是上述几种腐蚀综合作用的结果,综合腐蚀的效果要远强于单项腐蚀。此外,管杆偏磨产生热能,使铁分子活化,而产出液具有腐蚀性,使得偏磨处优先被腐蚀,从而使破损处腐蚀速度加快,偏磨表面变的更加粗糙,更加剧了偏磨的程度。3.4 生产参数对油井杆管偏磨的影响（1）冲程冲次的影响 冲程短冲次快时抽油杆与油管相对摩擦部位的面积较小,摩擦的次数增多,磨损较快;冲程长冲次慢时，抽油杆与油管摩擦部位的面积相对较大,摩擦次数减少,磨损较慢,管杆

36、使用寿命相对较长。因此,部分井为了提液高冲次生产是造成油井杆管偏磨的原因11。（2）泵径大小与油井偏磨的关系 根据经验公式计算,不同泵径下柱塞与泵筒的摩擦力。泵径越大,柱塞与泵筒之间的摩擦力越大。另外液体流经游动阀的阻力与泵径关系较大,泵径越大,流经游动阀的液体流量系数明显增大，造成液体流经游动阀时的过流阻力增大。因此,对于泵径大的油井，中和点上移，下部抽油杆承压发生弯曲变形的可能性增大,杆管磨损的影响就大。（3）沉没度对杆管偏磨的影响 上冲程时,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，当沉没度过大时,沉没压力增大,泵内的吸入压力也增大,于是会使抽油杆受到一个向上的顶

37、力为: （3-4）式中: P1在吸入压力Pi作用下,在柱塞上产生的载荷压力； P泵柱塞面积； Ps沉没压力； Pi液流通过泵入口设备产生的压力降。 式Ps =Qgh,代入(公式2-4),得 （3-5）式中: 抽吸液体密度, g 重力加速度。 由(3-5)可见,PI随沉没度h增大而增大;若忽略Pi产生的阻力,则(3-4)可化简为P1=(Qgh) fP,将参数=860kg/m3,沉没度分别取10m,300m代入(3-5),用538mm的泵计算可得,Pi分别95N为和2866N。由此可知,在沉没度h增大时,P1增加幅度很大。由于杆柱综合重力与受到的拉力相平衡，沉没度增加的附加顶力会导致抽油杆受压而弯

38、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什么影响，但由于固定阀关闭，此时沉没度对油管下部产生向上顶力。 （3-6）式中: Fi油管截面积 D 油管外径。 由(3-6)可知,当h增大时,油管下部受到向上的顶力P2增大,当h从10m增加到300m时,若用538mm的泵,内径562mm的油管,P2由254.3N增加到7629.5N。力P2对长径比很大的油管来说,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、下冲程均会加剧杆管的偏磨。 由此，可以看出油井工作制度是否合理对杆管偏磨也有影响。工作参数不合理,造成泵充满程度过低,下冲程抽油杆震动加大,造成液击力增大

39、,特别是高含水低沉没度油井,最易形成高液击力,而对于低含水低沉没度油井由于溶解气含量较高,生产中由于气体的缓冲作用,下冲程抽油杆震动不大,因此液击力一般不大。高液击力易造成抽油杆弯曲,从而形成杆管偏磨。同时油井抽油泵的直径越大,冲次越高,抽油杆的震动越厉害,也越容易造成杆管偏磨。采油厂由于受产量和经济效益等因素的制约,高含水油井一般采取大泵、高参数生产,客观上加剧了管杆偏磨的程度。 第4章 欢喜岭采油厂抽油机井防偏磨措施研究通过对抽油井的偏磨机理的研究，确定了影响抽油机井杆管偏磨的主要因下面将重点介绍目前在欢喜岭采油厂使用的各种防偏磨工艺。如图4-1所示，此图是欢喜岭采油厂防偏磨设计的流程图，

40、通过采油作业区的现场作业跟踪，记录油井的偏磨情况，并将信息及时反馈给工艺研究所，工艺研究所制定防偏磨设计，采油作业区的作业监督负责监督防偏磨设计的执行情况。 图4-1 抽油机井防偏磨设计流程图4.1 耐磨内衬油管防偏磨技术 4.1.1 耐磨内衬油管防偏磨的防偏磨机理 如图4-2所示，耐磨内衬油管是以聚乙烯为母料加上耐磨材料配比制造厚约 4mm复合管，通过设备复合内衬于油管中，对油管端部进行处理，使之密封且摩擦系数小，对杆管起保护作用，具有耐磨性，同时耐腐蚀、抑制结蜡、防结垢12。 4.1.2 耐磨内衬油管防偏磨的试验情况 2008年开始欢喜岭油田实施内衬油管防偏磨的试验，取得较好效果：如：前630-H1527井，该井是一口偏磨严重油井。该井泵挂2650m，日产液19方，日产油6.2吨，由于该井在14502500m井段偏磨严重导致经常发生杆断、管漏而作业，平均检泵周期仅为76天。虽采取了多种防偏磨措施，但效果非常不好。2008年2月27日在该井偏磨严重的14502500m井段采用油管内衬防腐耐磨管进行防偏磨，该井生产正常累计425天，日产液14方，日产油4.2吨；2009年4月26泵漏作业检泵周期延长了352天。 图4-2 耐磨