于孝合 （大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

螺桿泵井桿管偏磨分析與治理

于孝合 （大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

大慶油田第七采油廠螺桿泵井作業(yè)中出現(xiàn)較多的桿斷問題，從桿受力、井含蠟、沉沒度、桿柱結(jié)構(gòu)、轉(zhuǎn)速分析入手，著重進(jìn)行了磨損原因的理論分析。結(jié)果表明，螺桿泵井桿管磨損主要是由于沉沒度較高、結(jié)蠟、桿管組合不當(dāng)?shù)仍蛟斐傻?。對此，從技術(shù)上提出了優(yōu)化布置抽油桿柱扶正器、采用新的桿管組合和降低抽油桿轉(zhuǎn)速等治理措施。

螺桿泵井 桿管 磨損 治理 措施

1 螺桿泵井桿管磨損原因分析

1.1 磨損現(xiàn)象分析

2009年對螺桿泵井作業(yè)故障原因統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，導(dǎo)致螺桿泵作業(yè)故障的主要原因?yàn)槁輻U泵井桿管偏磨，占作業(yè)井比例的一半，見表1。發(fā)生偏磨的井段主要集中在500 m以下，且桿體、接箍都有磨損。

表1 2009年螺桿泵井故障原因統(tǒng)計(jì)

在螺桿泵井中抽油桿不但受軸向力的作用，同時(shí)還承擔(dān)負(fù)載扭矩的作用。

軸向力公式[1]：

式中：

F——抽油桿所受軸向力，N；Ft——轉(zhuǎn)子所受軸向力，N；

Fg——抽油桿在液體中的重力，N。

轉(zhuǎn)子所受的軸向力計(jì)算公式：

式中：

e——偏心距，mm;

D——轉(zhuǎn)子截圓直徑，mm;

式中：

D——套管內(nèi)徑，m;

d——抽油桿直徑，m;

ρ——抽油桿密度，kg/m3;

ρ液——液體密度，kg/m3;

L——抽油桿長度，m;

h——沉沒度，m;

g——重力加速度，9.8 m/s2;d2——轉(zhuǎn)子直徑，m；

d1——油管直徑，m。

1.2 油井結(jié)蠟對桿管偏磨的影響

根據(jù)（3）式，當(dāng)浮力達(dá)到影響抽油桿柱運(yùn)動(dòng)時(shí)，軸向力降低，加上黏滯力的影響，使抽油桿沒有呈直線旋轉(zhuǎn)，造成彎曲，導(dǎo)致桿柱偏磨。在井含蠟量較高或液體密度較高時(shí)，桿柱所受到的浮力比較大，就會產(chǎn)生這種狀況，容易偏磨，所以應(yīng)及時(shí)清蠟。

1.3 沉沒度對桿管偏磨的影響

考慮油套環(huán)形空間內(nèi)液體重力對抽油桿重力的影響，抽油桿在液體中的重力等于桿柱在液體中的重力加上轉(zhuǎn)子橫截面以上的液體重力減去油套環(huán)形空間液體作用在轉(zhuǎn)子上的重力。采出液體的密度增加以及油套環(huán)形空間內(nèi)沉沒度的增加，都會使抽油桿在液體中的重力降低。不同沉沒度抽油桿所受的

d——抽油桿直徑，mm;

ΔP——螺桿泵的工作壓力，MPa。

抽油桿在液體中的重力計(jì)算公式：重力見表2，可以看出，沉沒度越高，抽油桿在液體中的重力越小，就越容易發(fā)生桿管偏磨[2]。

表2 不同沉沒度中桿柱的重力

第七采油廠普通螺桿泵井沉沒度一般在600 m左右，所有發(fā)生桿斷的井的沉沒度都在700～1 000 m之間波動(dòng)，其中桿斷6口井中，平均單井沉沒度在921.5 m?？梢?，高沉沒度也是導(dǎo)致桿斷的重要原因之一。

1.4 轉(zhuǎn)速對螺桿泵井桿管偏磨的影響

螺桿泵在運(yùn)轉(zhuǎn)過程中，理想狀態(tài)下桿柱在中心軸線位置做自旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)。但是受井下螺桿泵偏心距作用和桿柱所受的扭矩作用，高速旋轉(zhuǎn)桿柱將產(chǎn)生離心力，促使桿柱偏離中心線位置，造成抽油桿與油管內(nèi)壁的接觸、摩擦。越靠近轉(zhuǎn)子，偏心距作用越明顯，桿柱震動(dòng)越強(qiáng)烈，就更容易發(fā)生偏磨。為了防止油管脫扣，需要橫向固定螺桿泵，防止定子旋轉(zhuǎn)，因此，在泵的下端要連接一個(gè)油管錨。目前常規(guī)采用的油管錨是支撐卡瓦，它采用上提下放坐封，這個(gè)過程容易造成油管在套管內(nèi)呈彎曲狀態(tài)，這時(shí)將與處于垂直狀態(tài)下的抽油桿接觸，從而產(chǎn)生摩擦。

1.5 桿柱結(jié)構(gòu)對桿管偏磨的影響

與實(shí)心抽油桿相比，空心抽油桿由于在液體中受到的浮力比較大，偏磨率也大于實(shí)心抽油桿，另外，油管與抽油桿之間的空間越小，偏磨的可能性就越大，見表3。

2009年采油七廠共作業(yè)32口井，為62 mm油管和22 mm抽油桿、62 mm油管和25 mm抽油桿組合，其中桿管偏磨12口井，占全年作業(yè)井的37.5%，桿斷井占這種桿管組合的54.5%。

2 螺桿泵井桿管偏磨的治理措施

2.1 優(yōu)化抽油桿柱扶正器

防止螺桿泵井桿柱彎曲的最直接辦法就是安裝抽油桿扶正器，而合理布置桿柱扶正器是防止螺桿泵桿管磨損的有效手段。從抽油桿桿斷位置的統(tǒng)計(jì)，一般偏磨較嚴(yán)重的都是在抽油桿中下部，在中下部下入扶正器，使桿柱呈直線旋轉(zhuǎn)，能有效地減少偏磨現(xiàn)象。目前，采油七廠全井下50個(gè)扶正器，泵上25根桿每根下一個(gè)扶正器，剩下25個(gè)扶正器全井均勻下入。

表3 作業(yè)井桿管組合統(tǒng)計(jì)

表4 螺桿泵桿斷井?dāng)嗝撐恢媒y(tǒng)計(jì)

2.2 桿管組合

在油管管徑一定的情況下，提高抽油桿的強(qiáng)度以縮小桿徑是一項(xiàng)防止桿管磨損的有力措施。但在過去幾年的應(yīng)用中，發(fā)現(xiàn)由于22 mm抽油桿較細(xì)，扭矩增大時(shí)容易扭斷，所以采用25 mm抽油桿，另外，2009年采油七廠開始采用25 mm抽油桿與76 mm油管的組合，桿斷的概率明顯降低。

2009年桿斷井的統(tǒng)計(jì)，共18口井，其中22 mm桿桿斷井有11口，占總井?dāng)?shù)的61.2%，25 mm桿桿斷井有7口，占總井?dāng)?shù)的38.8%。

2.3 降低轉(zhuǎn)速

適當(dāng)降低轉(zhuǎn)速可以提高螺桿泵系統(tǒng)的安全系數(shù)，也在一定程度上延緩了桿管磨損，但是轉(zhuǎn)速也不宜過低，舉升相同的液體，低轉(zhuǎn)速就意味著其他舉升參數(shù)的增大，當(dāng)螺桿泵轉(zhuǎn)速低于90 r/min時(shí)系統(tǒng)能耗明顯升高。適當(dāng)降低轉(zhuǎn)速也是解決螺桿泵井桿管磨損的措施之一。見表5。

從表5可以看出，桿斷井共有8口，轉(zhuǎn)數(shù)都在90～120 r/min之間，平均轉(zhuǎn)數(shù)98.5 r/min，在其余的轉(zhuǎn)數(shù)區(qū)間均沒有發(fā)生桿斷的現(xiàn)象。葡69-83井泵以126 r/min運(yùn)轉(zhuǎn)，雖然未發(fā)生桿斷，但桿管偏磨，導(dǎo)致管被磨漏，其余原因共有8口井，轉(zhuǎn)數(shù)都在40～85 r/min之間變化，平均轉(zhuǎn)數(shù)60.1 r/min，由此可見，高轉(zhuǎn)數(shù)偏磨概率要大于低轉(zhuǎn)數(shù)時(shí)的概率。另外在非桿斷故障作業(yè)井中，葡65-64井泵、太119-64井泵分別以40 r/min和48 r/min運(yùn)轉(zhuǎn)，故障都是抽油桿脫扣，分析原因?yàn)椋寒?dāng)轉(zhuǎn)數(shù)偏低時(shí)由于軸向力過大造成桿脫，所以螺桿泵在工作時(shí)應(yīng)該保持合理的轉(zhuǎn)數(shù)65～90 r/min。

表5 2010年上半年作業(yè)井分轉(zhuǎn)數(shù)故障原因統(tǒng)計(jì)

2.4 采用旋轉(zhuǎn)式坐封的油管錨

為解決錨定工具坐封時(shí)下壓油管造成油管彎曲、加重偏磨這一問題，采取旋轉(zhuǎn)式支撐卡瓦錨代替支撐卡瓦技術(shù)措施。為防止油管偏磨，采用扶正式防轉(zhuǎn)錨替代支撐卡瓦作為錨定工具，其在工作時(shí)，轉(zhuǎn)動(dòng)管柱坐封不會造成管柱彎曲，可減輕偏磨。

2.5 控制合理的沉沒度

從表2不難發(fā)現(xiàn)，沉沒度越低，桿管發(fā)生的偏磨幾率越小，但是沉沒度小于200 m時(shí)則不利于保護(hù)螺桿泵，容易發(fā)生抽空燒泵現(xiàn)象。采油七廠把螺桿泵井沉沒度在300～500 m之間定為合理沉沒度區(qū)間。為控制合理沉沒度采用了螺桿泵液面連續(xù)自動(dòng)監(jiān)測技術(shù)，這種裝置包括井口連接器和變頻控制兩部分。井口連接器依靠螺桿泵井套管內(nèi)氣體膨脹發(fā)聲，將這種聲波信號轉(zhuǎn)變?yōu)殡娦盘?，儀器根據(jù)預(yù)先設(shè)定擊發(fā)時(shí)間間隔，進(jìn)行自動(dòng)連續(xù)監(jiān)測液面，然后將測得的液面與事先設(shè)定的液面進(jìn)行比較。當(dāng)沉沒度達(dá)到或超過最高沉沒度50 m左右范圍時(shí)，就會以最快的轉(zhuǎn)速抽油；當(dāng)沉沒度達(dá)到或小于最低沉沒度時(shí)就會以最慢的轉(zhuǎn)速抽油；當(dāng)沉沒度在最高與最低沉沒度之間時(shí)，采用逐漸接近的算法控制沉沒度。

2009年采油七廠應(yīng)用了5口井，液面均控制在320～430 m的范圍內(nèi)，平均轉(zhuǎn)數(shù)為77 r/min，平均單井沉沒度為398 m，取得了良好的效果。

3 結(jié)論

1）影響螺桿泵桿管偏磨的主要因素為抽油桿所受的軸向力。

2）影響螺桿泵軸向力的因素包括井的含蠟量、液體對桿的黏滯力、沉沒度、轉(zhuǎn)速、桿體結(jié)構(gòu)和桿管組合等因素。

3）螺桿泵采油時(shí)應(yīng)減少桿管縱向彎曲的負(fù)面影響，在油管柱的下部增加拉力載荷，安裝扶正器、油管錨防止油管柱下部轉(zhuǎn)動(dòng)及向上軸向移動(dòng)。通過螺桿泵系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)，確定合理的桿柱轉(zhuǎn)速、桿柱扶正器優(yōu)化布置方式，使用實(shí)心桿和降低抽油桿轉(zhuǎn)速，可以解決桿管磨損問題。

[1]柴鳳忠.螺桿泵井防偏磨技術(shù)[J].油氣田地面工程,2006，25（8）:1.

[2]李云飛,盛國富,李化釗,等.螺桿泵井桿管偏磨原因分析及治理措施[J].國外油田工程,2006,22(3):43.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.08.018

于孝合，2006年畢業(yè)于東北石油大學(xué)，助理工程師，E-mail：changdiaodushi@petrochina.com.cn，從事油田生產(chǎn)管理工作，地址：大慶市大同區(qū)第七采油廠生產(chǎn)運(yùn)行部，163517。

2011-06-28）