機械采油配套工藝

機械采油配套工藝 技術在文南油田的推廣應用 目 錄 第一部分：技術來源及合同指標完成情況 第二部分：泵效及躺井影響因素 第三部分： 2003 年機采配套技術存在的問題 第四部分： 2004 年機械采油配套技術應用及效果 第五部分：經(jīng)濟效益分析及評價 第六部分：結論與建議 機械采油配套工藝技術在文南油田的推廣應用 第一部分：技術來源及合同指標完成情況 一、技術來源 文南油田是一個高溫、低滲、油層埋藏深的異常高壓油氣藏，在生產(chǎn)中表現(xiàn)為 深泵掛、低液面、低產(chǎn)能、高氣液比的特點。 同時 隨著油田多年的 開發(fā)，油井井況變差，油井出砂、套變逐漸增多，綜合含水越來越高，油井生產(chǎn)參數(shù)不合理等因素使得油井 腐蝕、偏磨、結垢、結鹽、結蠟現(xiàn)象越來越普遍。其次由于成本緊張，管桿費用投入不足，致使許多舊管、桿超期服役。以上因素嚴重影響了文南油田 抽油井泵效的提高，導致了躺井居高不下，油井免修期大大縮短。 2003 年共躺井 201 井次，其中桿斷脫 53井次、管漏失 41 井次、泵卡 33 井次，這對文南油田進一步提高機采管理水平提出了更高的要求。因此推廣應用抽油井綜合配套技術，解決抽油 井在生產(chǎn)中存在的各種問題，提高抽油井泵效，延長油井免修期就顯得尤為迫切。該問題 提出后，得到了分公司的大力支持，于 2004 年按局級項目進行了立項并簽定了技術合同。 二、合同指標完成情況 合同規(guī)定各項指標及工作量為： 1、全年計劃完成推廣工作量 185 井次；2、與 2003 年相比，減少躺井 30 井次； 3、平均檢泵周期延長 35 天以上；4、平均單井泵效提高 3； 5、年創(chuàng)效 850 萬元； 6、投入產(chǎn)出比大于 1：合同實施過程中始終堅持以提高機采井管理水平為目標，以提高抽油井泵效和控躺治躺為目的全面加強了機采井配套工作。經(jīng) 過近一年的努力，截止目前，實施各類機采配套技術 18 項 211 井次，工藝成功率達 97%，形成了一定規(guī)模的技術集成，全年減少躺井 45 井次，平均檢泵周期延長了50 天；平均單井泵效提高 百分點；年創(chuàng)效 895 萬元，投入產(chǎn)出比 1：面完成了合同計劃工作量和各項經(jīng)濟技術指標，現(xiàn)報請分公司科技部驗收此項目，詳細指標對比見表 1： 表 1：合同指標與實際完成指標情況對比表 指 標 名 稱 完 成 井 次 減少 躺 井 延長檢泵 周期 提高 泵 效 年 創(chuàng) 效 （萬元） 投 入 產(chǎn) 出 比 計劃完成 185 30 35 3 850 1： 際完成 211 45 50 895 1： 過該項目的實施，與 2003 年同期相比，躺井由 201 井次下降到 156井次，檢泵周期由 465 天延長到 515 天，泵效由 32上升至 第二部分：泵效與躺井影響因素 一、泵效影響因素 影響泵效的因素是多方面的，而影響文南油田油井泵效的主要因素則為管桿的彈性形變，液體漏失以及泵筒內(nèi)液體的充滿程度。這主要是因為文南油田油層埋藏深、產(chǎn)能與液面較低 ,故在設計抽油泵深度時一般采用深泵掛（最 深泵掛達 2800m），泵掛的增加不可避免的將加大抽油桿柱和油管的彈性形變，導致光桿與柱塞的運動不一致，從而減少了柱塞的有效沖程，降低了抽油井泵效。再者由于深泵掛的影響，必然會使抽油泵承受較大的壓力從而導致抽油泵的漏失量進一步加大。其次由于文南油田機采井氣液比較高（平均達 88m3/t），因此泵在抽汲過程中不可避免的將有一部分氣體從液體中分離出來，占據(jù)泵筒的一部分容積，降低了泵筒內(nèi)液體的充滿程度， 從而嚴重影響了機采井的泵效。 二、躺井影響因素 隨著文南油田二十年的開采，造成躺井的因素愈來愈復雜， 2003 年文南油 田共發(fā)生躺井 201 井次，其中因管桿泵本身質量問題造成的躺井 74 井次，其余 127 井次是由 7 種不同的因素造成的，詳細情況見圖 1： 圖 1 磨 腐蝕 偏 磨 + 腐 蝕 結垢 結鹽 出砂、泥漿臟物 結蠟（一）、偏磨：從圖 1 中可以看出，偏磨是造成躺井的最主要因素。文南油田目前有定向井 237 口，側鉆井 38 口，并且在逐年增多，同時由于多年的強注強采，井下狀況十分復雜，加之不合理的工作參數(shù)，以及產(chǎn)出液的介質腐蝕等原因，使得井下管桿的工作條件日益惡劣，抽油桿在油管中的運動及油管自身的運動情況非常復雜，引起抽油桿與油管的內(nèi)壁產(chǎn)生劇烈地摩 擦，甚至將油管磨穿而造成油管漏失，或將抽油桿的接箍磨穿致使抽油桿斷脫，造成躺井，縮短了抽油井的免修期。 （二）、腐蝕：文南油田開發(fā)初期，含水率較低，油井的腐蝕并不嚴重，隨著綜合含水的升高，油井井下管、桿腐蝕日益嚴重。油井的腐蝕是由不同因素造成的。 1、 蝕，文南油田 量為 1，當油井含有高礦化度鹽水且含水率達到 40，油井常呈腐蝕狀態(tài)，油管絲扣損壞是蝕的主要問題來源； 2、 蝕， 僅可以引起油管局部腐蝕穿孔，而且還容易引起氫脆和應力腐蝕，使抽油桿在很短的時間內(nèi)發(fā)生斷裂。 （三）、偏磨、腐蝕的協(xié)同效應：對于同時存在偏磨與腐蝕的油井，其免修期非常短，這主要是由于兩者相互作用與相互促進，具有的協(xié)同效應加速了管桿損壞。當管桿偏磨時，腐蝕介質優(yōu)先腐蝕磨損處，而磨損處就作為電化學腐蝕的陽極，局部形成了大陰極小陽極的電化學腐蝕，同時產(chǎn)出液中的強電解質，又對電化學腐蝕起到了一定的催化作用，腐蝕導致管桿表面粗糙度增加，從而造成了更為嚴重的磨損。當油井產(chǎn)出液含水較高時，產(chǎn)出液開始由油包水變?yōu)樗托?，水與管桿充分接觸，管桿表面也由親油性變?yōu)橛H水性，失去了原油的潤滑作用，管桿磨損加劇，同時產(chǎn)出水 與管桿直接接觸，為腐蝕提供了條件。 （四）、結垢：油井結垢主要有以下原因： 1、液體的不配伍性：油井施工采用清水配制的入井液、摻水化鹽工藝與地層水不配伍造成結垢，其離子含量與礦化度對比詳見下表 2： 表 2：入井液離子含量與礦化度對比表 入井液 /l) ( /l) ( /l) ( /l) ( /l) /l) 礦化度( /l) 水型 清水 地層水 2、熱力學變化：因溫度、壓力變化，地層液 中的 體逸出，破壞了產(chǎn)出液的相對平衡而結垢。由于在泵的固定凡爾球座處溫度、壓力變化最大，故在結垢造成的躺井中，多為固定凡爾球座結垢嚴重造成的泵漏失。 （五） ,結鹽：文 72 塊沙三中為典型的出鹽油層， 含量高達 22 l ，所以在生產(chǎn)中經(jīng)常因為鹽卡而造成躺井。 （六）、出砂、泥漿臟物：由于多年的開發(fā)，地層應力發(fā)生變化，導致油井井況惡化，加上填砂壓裂、擠堵等大型措施的增加，對井況也造成一定的影響，這些井常常出現(xiàn)出砂、泥漿、堵劑的現(xiàn)象，造成泵卡，對這部分井如不進行合理的機采配套， 僅用普通泵是無法滿足正常生產(chǎn)需要的。 （七）、結蠟：文南油田原油中含有較高的蠟質（ 20 ），在生產(chǎn)過程中含蠟原油沿著油管上升，在 1200 的深度，隨著溫度、壓力的降低，原油中的輕質組份不斷逸出，蠟開始結晶析出，并不斷沉積，從而導致油井產(chǎn)量不斷下降，甚至可能造成停產(chǎn)，因此必須采取清防蠟措施，否則會造成蠟卡躺井。 第三部分： 2003 年機采配套技術存在的問題 2003 年，文南油田在機采配套方面作了大量工作，尤其在高氣液比井提高泵效與控躺治躺方面，都取得了一定的效果，但還存在以下方面的問題： 一、提高泵效配 套技術方面存在的不足： （一）、 在大面積配套防氣裝置的同時，對防氣技術的適用范圍缺乏系統(tǒng)的研究與規(guī)范。 （二）、出砂的高氣液比井沒有較好的治理措施。 （三）、對低產(chǎn)能低液面井提高泵效問題不夠重視，而此類井占文南油田總井數(shù)的 50%以上，產(chǎn)量超過 40%，這部分井泵效的高低直接影響著全廠泵效的提高，因此必須對這部分井給予充分重視。 二、控躺治躺配套技術方面存在的不足： （一）、防偏磨技術： 1、對合理設計機采井沖次缺乏相應的優(yōu)化設計軟件，而為了追求最大產(chǎn)液量，盲目上調(diào)沖次，導致油井偏磨加劇，躺井增多。 2、手動旋 轉井口由于是人工操作，不能保證連續(xù)運轉，同時增加了工人的勞動強度，故在現(xiàn)場應用過程中，不能及時和經(jīng)常性旋轉，從而起不到應有的防偏磨效果。 3、撞擊式旋轉光桿雖然為自動旋轉方式，但由于其棘輪外露，容易繡蝕，加上工作時該旋轉光桿與井口頻繁撞擊，不僅噪音大，而且長時間工作導致磨損也非常大，所以其運行可靠性較差。 4、對大面積推廣應用的注塑式尼龍扶正器材料性能沒有進行深入研究，現(xiàn)場應用后發(fā)現(xiàn)其雖然不易破碎，但耐磨性較差。 5、防偏磨治理力度仍需加大。 2003 年由于偏磨造成的躺井占躺井總數(shù)的 32，位居首位。 （二） 、防腐蝕技術：文南油田綜合含水越來越高，管桿腐蝕問題變得日益嚴重。面對日益嚴重的腐蝕問題，僅依靠井口加藥技術進行防腐不能全面解決腐蝕問題。 （三）、沒有行之有效的技術可以同時治理偏磨與腐蝕的協(xié)同效應造成的躺井。 （四）、在油井結垢問題上，多是采取除垢措施，而較少配套防垢技術。 （五）、對油井結鹽周期缺乏探索與研究，加抑鹽劑不及時而造成鹽卡躺井。 （六）、空心桿熱洗清蠟技術存在井下單流閥過流面積小，排量小，從而清蠟不夠徹底的問題。 第四部分： 2004 年機械采油配套技術應用及效果 2004 年，我們針對以上問題進 行了認真分析和研究，確立了科技攻關思路，做了大量的工作，取得了較好的效果。 一、 改進與提高： （一）、 在提高泵效方面： 1、研制了防氣防砂一體化管柱，解決了高氣液比井出砂的問題； 2、優(yōu)選出了適合文南油田特點的防氣技術； 3、規(guī)范了防氣技術的適用范圍，加強了低產(chǎn)能低液面井提高泵效的技術配套。 （二）、在控躺治躺方面： 1、首先加大了防偏磨技術的配套力度并對防偏磨技術進行了改進：一是引進了機采參數(shù)優(yōu)化設計軟件，對機采井的參數(shù)采取大泵徑、低沖次的原則進行了合理優(yōu)化，有效減緩了管桿的偏磨程度；二是引進了自動旋轉井 口與拉線式旋轉光桿，兩者在工作可靠性上均比手動旋轉井口和撞擊式旋轉光桿有了明顯提高；三是對注塑材料的性能進行了研究。 2、在油井腐蝕的防治上，除了繼續(xù)配套井口連續(xù)加藥技術外，又引進了新型的油井防腐技術即陰極保護器技術。 3、為了解決油井接箍偏磨與腐蝕嚴重的問題，推廣應用了雙向保護接箍技術。 4、在油井結垢問題上除了對油井及時進行除垢外，還在結垢油井上配套了固體防垢技術，防止垢物的形成。 5、對沙三中油井結鹽周期進行了調(diào)查與研究，并制定了詳細的油井管理制度。 6、在解決油井結蠟問題上一是對空心桿熱洗清蠟裝置的 單流閥進行了改進，增加了過流面積，提高了油井的清蠟效果；二是研制了投入較小的無傷害洗井管柱，減少了洗井對產(chǎn)量的影響。 二、提高泵效配套技術： 2003 年主要加強了高氣液比井提高泵效技術的配套， 2004 年不僅繼續(xù)抓好高氣液比井的技術配套，同時加強了低產(chǎn)能低液面井提高泵效的機采技術配套。 （一）高氣液比井提高泵效配套技術 2003 年在解決高氣液比井提高泵效問題上應用了多種氣錨與防氣泵，其中應用的氣錨有螺旋氣錨、多功能分離器氣錨、內(nèi)罩式氣錨；應用的防氣泵有氣液混抽泵、環(huán)閥式防氣泵。根據(jù)文南油田氣液比高的特 點及現(xiàn)場應用效果得出：在氣液比為 100t 的油井上配套內(nèi)罩式氣錨，在氣液比為 60t 的油井上配套氣液混抽泵可以顯著提高油井泵效。這是由于內(nèi)罩式氣錨與其它氣錨相比具有較大的氣液分離空間和較長的氣液分離距離，而氣液混抽泵的使用壽命與可靠性均優(yōu)于環(huán)閥泵。同時為了解決高氣液比井出砂問題，對內(nèi)罩式氣錨的結構進行了改進，改進后的裝置具有防氣、防砂的雙重功效。 1、內(nèi)罩式氣錨 （ 1）工作原理 該裝置液氣分離過程分為三個階段：第一階段是氣泡在套管環(huán)空的分離；第二階段是在裝置吸入口處進行分離；第三階 段是在內(nèi)罩式防氣裝置的回流空間中進行較為徹底的液氣分離。其優(yōu)點是將重力分離與螺旋分離相結合，并加長了重力分離級的長度，約為 70m。 （ 2）現(xiàn)場應用 內(nèi)罩式氣錨在文南油田應用效果顯著，如33004年 3月 18日檢泵時配套內(nèi)罩式氣錨，作業(yè)前日產(chǎn)液 產(chǎn)油 液比 200m3/t，泵效 30，動液面 1173m，產(chǎn)油 液比 187m3/t，動液面 1697，泵效 39，泵效提高 9 個百分點，液面下降 524m，功圖面積明顯變大，詳見圖 3、圖 4： 圖 3 施前 示 功圖 油層絲堵排氣閥套管分離級吸入級排放級抽油泵圖 2 內(nèi) 罩 式 氣 錨 原 理 圖 圖 4 內(nèi)罩式氣錨后 示 功圖 全年共應用內(nèi)罩式氣錨 21 井次，累增液 3877t，累增油 2034t，平均單井泵效提高 百分點，有效解決了高氣液比井泵效低的問題。 2、防氣防砂一體化管柱 該管柱是在內(nèi)罩式氣錨結構的基礎上，增加了激光割縫篩管后形成的，所以主要由防氣裝置和激光割縫篩管兩部分組成。 （ 1）工作原理 當含砂的高氣液比混合物經(jīng)過防氣裝置的進油閥組、消泡器、罩式分離腔后實現(xiàn)了液氣分離，分離后的含砂混合物進入中心管時，首先激光割縫篩管對其進行過濾，過濾后的液體沿中心管上行進泵，由于過濾后的液體含砂粒外徑均小于 以不會造成泵卡。 套管2 油 管 絲 堵3 油 管 公 堵激光割縫篩管內(nèi)罩式氣錨螺旋分離器抽油泵圖 5 防 氣 防 砂 一 體 化 管 柱 示 意 圖（ 2）技術參數(shù) 見表 3。 表 3 防氣防砂一體化管柱技術參數(shù)表 閉式氣錨 重力式防氣裝置 激光割縫篩管 總長 最大外徑 螺旋長度 螺旋間距 總長 最大外徑 中心管外 徑 中心管內(nèi)徑 進液孔孔徑 進液孔孔密 孔 / 最大外徑 內(nèi)通徑 濾砂范圍 08 1800 100 70 107 48 38 5 30 60 50 3）現(xiàn)場應用 該管柱上半年研制成功后，下半年投入現(xiàn)場試驗 3 井次，首先在填砂壓裂轉抽井 297進行了試驗，由于消泡器的臺階較大，而防砂管的外徑又與之相差很小，故在安裝防砂管時遇阻，導致第一口井試驗失敗。吸取失敗的教訓后，對消泡器的臺階進行了加工改進，目前試驗 2 口井均取得了成功，其中累增液 251t，累增油 166t，平均單井泵效提高 百分點，解決了文南油田高氣液比井出砂問題。 3、氣液混抽泵 （ 1）工作原理 該泵與常規(guī)泵相比其顯著特點是：在泵體中間有 一液體補償腔能夠有效地補償位于該腔下部泵筒中的液體空缺，從而解決抽油過程中的氣鎖現(xiàn)象，提高泵效。 下死點抽吸過程上死點 抽油桿上泵筒換氣腔活塞游動凡爾下泵筒固定凡爾圖 6 氣 液 混 抽 泵 示 意 圖 上沖程時，氣液混合物經(jīng)固定凡爾進入泵筒；抽汲過程中，下泵筒氣體從液體中分離，當柱塞到達上泵筒，換氣腔中的液體進入下泵筒，將下泵筒液體上部的氣體替換到換氣腔處，柱塞再次下行時，下泵筒中充滿液體。同時，油管中液體進入換氣腔，將氣體替換到油管柱中，從而避免了氣鎖對抽汲效率的影響。 （ 2）現(xiàn)場應用 2004 年氣液混抽泵主要應用于氣液比為 60t 的抽油井，其中33于 2004 年 5 月 5 日配套氣液混抽泵， 作業(yè)前該井日產(chǎn)液 產(chǎn)油 液比 97m3/t，泵效 16，動液面 1636m，作業(yè)后日產(chǎn)液 產(chǎn)油 液比 96m3/t，動液面 1882m，泵效 21，液面下降 246m，泵效提高 5 個百分點。 全年應用 18 井次，累增液 2180t，累增油 1440t，平均泵效提高 效解決了高氣液比油井抽油泵容易氣鎖的問題，效果表見附表 4。 （二）低產(chǎn)能低液面井提高泵效配套技術 要提高全廠泵效，則必須解決好如何提高低產(chǎn)能低液面井的泵效問題，為了解決深抽井中抽油泵由于鼓脹效應 而造成的漏失問題，推廣應用了超深抽泵技術；為了解決因供液不足而造成泵充滿程度差的問題，推廣應用了補償泵技術。 1、超深抽泵 （ 1）基本結構與原理 超深抽泵屬管式泵，由上接頭、扶正環(huán)、內(nèi)泵筒、外泵筒、下接頭、固定閥總成和柱塞總成組成。柱塞總成由上柱塞閥、柱塞閥座、游動凡爾罩、柱塞及下游動凡爾總成組成，并配有專用拉桿。 該泵采用雙泵筒結構，在抽油過程中能保證泵筒內(nèi)外壓差平衡，消除泵筒在抽汲過程中的鼓脹效應，減小了深抽井泵筒和柱塞間隙的漏失量，從而提高泵效；柱塞總成增加了柱塞閥結構，保證在上沖程時液柱負荷作用于 柱塞閥上，減輕了柱塞總成的拉應力，可避免抽油泵凡爾罩斷脫。 （ 2）現(xiàn)場應用 全年應用超深抽泵 14 井次，累增液1988t，累增油 791t，平均單井泵效提高 百分點。如 33作業(yè)前后泵效提高了 4，累增油 152t，效果表見附表 5。 2、補償泵 （ 1）基本結構、技術參數(shù)與工作原理 基本結構：主要由泵筒、活塞、單向閥、中心管組成，補償泵連接在抽油泵的下方，補償泵活塞由錨定器固定在套管壁上。 技術參數(shù)見表 6。 表 6 補償泵技術參數(shù)表 補償泵外徑 （） 補償泵內(nèi)徑（） 補償泵長度（） 錨定器最 大外徑（） 錨定器最小通徑（） 錨定器長度 （） 110 95 2500 114 62 1500 1 2 1 3 4 5 6 1、 上接頭 2、扶正環(huán) 3、外泵筒 4、柱塞總成 5、下接頭 6、固定閥總成 圖 7 超深抽泵結構原理圖 套管 工作原理：柱塞通過錨定器固定在套管壁上，補償泵筒隨抽油泵管柱上下振動。上沖程時，油管縮短，補償泵筒相對于補償泵活塞上行，抽油泵固定凡爾和補償泵單向閥打開，油液進入補償泵腔室和抽油泵腔室；當下沖程開始的一瞬間，油管伸長，補償泵相對于補償泵活塞下行（這個動作是突發(fā)的），使補償泵腔室內(nèi)的壓力增大強行打開抽油泵固定凡爾（下沖程時本已關閉）對抽油泵腔室強制充液，提高抽油泵充滿程度。 （ 2）現(xiàn)場應用 補償泵利用液柱載荷造成油管的彈性伸長或縮短，來達到對抽油泵強制充液，提高泵效的目的。 全年應用補償泵 5 井次，累增液 264t，累增油 121t，平均單井泵效提高 2 個百分點，效果見附表 7。 三、控躺治躺配套技術 為了搞好控躺治躺工作，延長油井免修期，我們主要從防偏、防腐、防垢、防鹽、防蠟、防污染、防砂等七方面進行了技術配套。 （一）防偏磨配套技術 在防偏磨技術配套方面，一是運用機采參數(shù)優(yōu)化設計軟件，合理設計機采井參數(shù)，降低沖次，減少管桿的偏磨次數(shù)與頻率；二是運用自動旋轉井口與旋轉光桿，保證管桿的均勻磨 損；三是大面積推廣應用注塑桿，減緩油井偏磨井段處管桿的磨損。 抽油泵活塞抽油泵補償器活塞補償器錨定器圖 8 補償泵結 構原理圖 1、機采參數(shù)優(yōu)化設計軟件 油井生產(chǎn)參數(shù)主要包括：泵徑、泵深、沖程和沖次。參數(shù)是否合理不僅決定了油井產(chǎn)量的高低，而且決定了油井免修期的長短。尤其是沖次越高抽油桿的運動速度越大，慣性載荷和震動載荷越大，抽油桿的使用壽命越短。同時對偏磨井來說，沖次越高管桿偏磨頻度也就越高，偏磨加劇，加快了管桿的失效，因此沖次是影響油井免修期的主要因素。在生產(chǎn)實踐中，一方面需要較高的產(chǎn)量，另一方面也需要較長的免修期。根據(jù)油井的供液能力，在滿足供采匹配的前提下，盡可能采用 “三大一小”的原則，這樣不僅滿足了對較高產(chǎn)量的需求，而且延長了油井的免修期。我們運用機采參數(shù)優(yōu)化設計軟件對機采井參數(shù)進行了合理的優(yōu)化設計。全年應用 22 井次，其參數(shù)變化見表 8： 表 8 機采參數(shù)變化及效果表 工作制度 日 產(chǎn) 動液面（ m） 沉沒度（ m） 泵徑（ 沖程 （ m） 沖次（ 泵徑（ m） 液（ t） 油（ t） 含水（） 優(yōu)化前 030 7 1125 905 優(yōu)化后 064 646 418 差值 + 34 +521 數(shù)的變化特征為：泵徑變大（平均增加 沖次變低（平均沖次降低 泵掛加深（平均泵掛加深 34m）、動液面下降（平均動液面下降 521m）、沉沒度減?。ㄆ骄翛]度減少 487m），功圖面積明顯變大?？梢妰?yōu)化后，不僅滿足了產(chǎn)量需求，而且沖次降低 效減緩了管桿的磨損，延長了管桿的使用壽命， 而且由于沖次下調(diào)，理論排量變小，從而也提高了泵 效。 2、自動旋轉井口 （ 1）基本結構與工作原理 為了克服手動旋轉井口的缺點，引進了自動旋轉井口。該井口確保了油管柱的連續(xù)旋轉，從而保證了管桿的均勻磨損，延長了管桿的使用壽命。其基本結構分三部分： 旋轉部分：主要由渦輪、渦桿關聯(lián)實現(xiàn)油管的旋轉，油管掛固定在渦輪中，坐落在旋轉井口底部通過渦桿實現(xiàn)渦輪的轉動，從而實現(xiàn)油管掛帶動油管旋轉。 分度部分：分度是自動旋轉井口的關鍵，分度的主要系統(tǒng)是超越離合器的組合。超越離合器裝在渦桿軸上，超越離合器轉動，帶動渦桿的轉動。轉動角度可調(diào)，分度越小，渦桿轉動的越慢，渦輪轉動 的更慢，這樣更好的滿足了油管低速轉動的要求。 推力系統(tǒng)：超越離合器上裝有操縱桿，通過頂桿靠光桿下沖時的動力撥動超越離合器運轉，當光桿回程時，靠操縱桿下面的彈簧復位器的反彈力使撥桿恢復原位，并為下一步推動做好準備 。 （ 2）現(xiàn)場應用 全年應用 16 井次， 平均免修期 240 天，通過對 3 口偏磨嚴重的抽油井油管進行切割觀察，油管內(nèi)壁的磨損程度明顯變好，偏磨較為均勻，有效的降低了油管磨損，減少了因油管磨損嚴重而造成管漏的問題。 3、拉線式旋轉光桿 圖 9 自動旋轉井口示意圖 （ 1）基本結構與工作原理 為了解決撞擊式旋轉光桿運行可靠性差的缺點，引進 了拉線式旋轉光桿。其作用力源自連接在抽油機架上的一根拉線。其主要優(yōu)點一是抽油桿緩慢自動旋轉，有效減緩偏磨井管、桿偏磨的危害，減輕振動對拉桿的傷害，減少砂卡活塞的機率，延長管桿的使用壽命和檢泵周期；二是旋轉方向始終朝著抽油桿的緊扣方向轉動，防止脫扣事故的發(fā)生；三是裝置密封，起到了保護作用，防止惡劣天氣造成銹蝕影響其旋轉靈活性。 基本結構：旋轉器主要由相互作用的蝸輪、蝸桿及拉動蝸桿轉動的拉桿組成，蝸桿上有防其倒轉的棘輪爪。 工作原理：在旋轉殼體 1 內(nèi)裝有相互作用的蝸輪 2 與蝸桿 3，蝸桿 3 的一端固定有拉桿 5，拉桿 5 通 過細鋼絲繩連接在井架上，當抽油機的驢頭上下運動時，拉桿 5 便隨之運動，蝸桿 3 在拉桿 5 的帶動下轉動，而裝在蝸桿 3 另一端上的棘輪爪 4 則防止蝸桿 3 倒轉，保證其始終朝順時針方向旋轉，即抽油桿緊扣方向旋轉，從而起到防止抽油桿脫扣事故的發(fā)生。蝸桿 31、殼體 2、蝸輪 3、蝸桿 4、 棘輪爪 5、拉桿 圖 10 拉線式旋轉光桿工作原理圖 的轉動，使相互作用的蝸輪 2 也隨之旋轉，從而達到使作用在蝸輪 2 上的抽油桿卡扣旋轉，抽油桿卡扣帶動通過蝸輪 2 內(nèi)的中心孔的抽油桿旋轉的目的。 （ 2）現(xiàn)場應用 全年在偏磨嚴重的頻繁檢泵井上應用 8 井次，措施前平均檢泵周期 109天，措施后平均免修期達 285 天，延長了 176 天，如 ， 2003 年共檢泵 3 次，其中有 2 次因為偏磨嚴重導致抽油桿接箍磨穿脫扣，平均檢泵周期 114 天， 2004 年應用拉線式旋轉光桿后生產(chǎn) 290 天，后由于補孔起出，跟蹤發(fā)現(xiàn) 19接箍磨損均勻，磨損約 1見，使用旋轉光桿，可以使抽油桿均勻磨損，延長管桿的使用壽命，延長了油井的免修期。 4、注塑式抽油桿 注塑式抽油桿因具有耐磨、不易破碎、價格低、制造工藝簡單的特點而在文南油田得到大面積推廣應用，在現(xiàn)場應用中發(fā)現(xiàn)注塑式扶正器磨損消耗很快，因此我們抽取我們現(xiàn)場應用的三個廠家的產(chǎn)品進行了性能檢測，并對試樣進行了編號， 三種試樣分別取自采油二廠、采油三廠和采油四廠，其原材料分別來自三個生產(chǎn)廠家，詳見表 9： 表 9 不同廠家扶正器各項參數(shù)對比表 試樣名稱 生產(chǎn)廠家 試樣編號 使用單位 型號 價格 （萬元 /噸） 單位磨損體積 （ 磨擦系數(shù) 尼龍扶正器 浙江海安塑料廠 1 采油四廠 龍扶正器 平頂山神馬工程 塑料有限公司 2 采油三廠 龍扶正器 上海十八塑料廠 3 采油二廠 驗是與武漢理工大學摩擦學研究所聯(lián)合進行的，該試驗應用 盤摩擦磨損試驗機及其數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)對三種試樣以相同的工況條件進行了試驗，相同材料的試樣進行二次試驗，取其平均值作為耐磨性和摩擦系數(shù)的評定值，試驗結果表明耐磨性最好的為上海十八塑料廠，單位磨損體積為 次為平頂山神馬工程塑料有限公司，單位磨損體積為 磨性最差的為浙江海安塑料廠，單位磨損體積為 2 號試樣的 ，是 3 號試樣的 。 摩擦系數(shù)最小的是浙江海安塑料廠的試樣為 2 3 號試樣低 根據(jù)試驗數(shù)據(jù)分析與現(xiàn)場要求，應首選耐磨性好，同時磨擦系數(shù)應盡量小的材料，而從試驗數(shù)據(jù)看，沒有能同時滿足這兩個條件的產(chǎn)品。而僅從耐磨性考慮，應首選上海十八廠生產(chǎn)的產(chǎn)品，其次為平頂山神馬工程塑料有限公司生產(chǎn)的產(chǎn)品。因此為了更好地適應現(xiàn)場的需要還需進一步對扶正器的材料改進，開發(fā)出既耐磨、磨擦系數(shù)又低的產(chǎn)品。 2004 年 現(xiàn)場應用 186 井次， 不僅在偏磨井的偏磨井段處配套了注塑桿，而且為了克服抽油桿中性點 以下位置造成的偏磨，在轉抽井桿柱中性點以下位置均配套了注塑式抽油桿，有效減緩了油井偏磨井段處的偏磨，并延長了管桿的使用壽命。 5、加重桿 當采用大直徑抽油泵抽油或原油粘度較大時，抽油泵柱塞在下沖程時將受到阻力，且阻力隨著泵徑和原油粘度的增大而增大，引起抽油桿柱下部（中性點以下）縱向彎曲，使抽油桿柱承受附加彎曲應力，引起抽油桿的早期斷裂。為了防止抽油桿柱的下部發(fā)生縱向彎曲，減少抽油桿的斷脫事故，在抽油桿柱的下部采用加重桿技術。使用加重桿一方面可以增加底部抽油桿的抗彎強度，減少因彎曲造成的偏磨；另一方面可以克 服泵筒與柱塞的半干摩擦力及流體流過游動閥的阻力，幫助柱塞下行和打開游動閥，同時可以減少對底部抽油桿的壓力。 目前，我們在大于 50抽油泵上普遍設計 45重桿 100m，與未下加重桿的抽油井相比，平均檢泵周期延長了 62天，斷脫事故下降了 效果對比詳見表 10。 表 10 下加重桿井與未下加重桿井效果對比 項目 統(tǒng)計井數(shù) 檢泵周期 斷脫井次 斷脫事故率 未下加重桿 20 256 8 下加重桿 27 318 3 對比 62 （二）防腐蝕配套技術 隨著油井腐蝕問題越來越嚴重，除配套常規(guī)的井口連續(xù)加藥泵技術外，又引進推廣了陰極保護器技術與雙向保護接箍技術。 1、井口加藥泵 全年應用井口加藥泵技術 20 井次，進行腐蝕掛片監(jiān)測對比 3 井次，對起出掛片進行分析后發(fā)現(xiàn)，油井平均腐蝕速率為 a，較不加藥時的腐蝕速率 a 下降了 80以上，延長檢泵周期 140 天，詳見下表： 表 11 現(xiàn)場試驗效果對比表 井 號 7229 驗 前 腐蝕速率 mm/a 驗 后 腐蝕速率 mm/a 蝕 率 % 檢泵周期 d 180 50 70 現(xiàn)檢泵周期 d 292 236 210 延長檢泵周期 112 186 140 2、陰極保護器 （ 1）工作原理 腐蝕的本質是從金屬的表面原子發(fā)生電離開始的，犧牲陽極是在腐蝕電池體系中接入一個負電極，這一電極是新電池的陽極，原腐蝕電池即成為陰極。油管陰極保護器，是在油管上安裝一個較活潑的陽極合金（ 從陽極體上通過電源提供一個陰極電流，隨著電流不斷流動，陽極不斷消耗掉，使油管極化，得到保護。 （ 2）現(xiàn)場應用 全年在管桿腐蝕嚴重的抽油井上配套油管陰極保護器共 10井次，其中因措施起出 3 井次，分別為 18495184 3 口井的水樣監(jiān)測腐蝕速率分別為： a、 a、 a，均屬于腐蝕較為嚴重的油井。 2004 年 8 月 27 日卡封措施起出，免修期 199 天，管桿未發(fā)現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象； 2004 年 9 月 1 日檢泵起出，免修期 131 天，陰極保護器被嚴重腐蝕掉，而管桿均未發(fā)現(xiàn)有腐蝕 現(xiàn)象； 2004 年 8 月 30 日檢泵，免修期 281 天，起出發(fā)現(xiàn)泵下兩根陰極保護器比泵上腐蝕嚴重，而管桿均無腐蝕現(xiàn)象。其余 7 口井繼續(xù)有效，作業(yè)前平均免修期 112 天，作業(yè)后平均免修期達 168 天，延長免修期 56 天。由上可知，在腐蝕井上配套油管陰極保護器，可以有效地保護油管、油桿，從而節(jié)約管桿投入費用，延長油井免修期。 3、雙向保護接箍 油管陰極保護器（陽極） 油管 (陰極 ) 油管接箍 油管接箍 油管 e 圖 11 油管陰極保護器原理圖 （ 1）工作原理 雙向抽油桿接箍是在普通接箍上涂覆一層 160 耐磨耐蝕減磨層， 經(jīng)過特殊表面處理工藝加工而成（見下圖）。采用雙向保護接箍既能保護接箍又能保護油管，防止 和減緩它們的磨損與腐蝕。雙向保護抽油桿接箍具有耐磨損、耐腐蝕、減磨阻三大功能。 160 涂層耐磨耐蝕減摩原理：一是 160 涂層根據(jù)金屬合金學原理設計，確保了涂層在井下工況中的耐腐蝕性能；二是涂層的成分、組織結構、硬度與油管相差很大，阻止和延遲了最初粘著磨損的發(fā)生；三是涂層的高硬度減緩了接箍本身磨損的程度；四是 160 涂層中特有的成分在涂層（接箍硬表面）與油管（軟表面）摩擦過程中，以片狀形式轉移到油管表面，保護和減緩了油管表面的磨損。同時接箍和油管摩擦過程匯總該片狀物的存在降低了接箍和油管之間 的摩擦系數(shù)，起到了片狀減磨的作用。 （ 2）特點 雙向保護接箍的特點：一是雙向抽油桿接箍耐磨性比普通接箍大大提高，在惡劣條件下提高尤其顯著，使用壽命提高了 20 倍；二是使用雙向保護接箍后對油管的磨損降低了倍；三是接箍尺寸沒有大的變化，對下井操作沒有任何附加要求，接箍裝卸按正常操作即可；四是延長免修期，降低修井（檢泵）成本，提高油井的生產(chǎn)時率和利用率；五是摩擦阻力降低15 35，節(jié)約地面電耗，提高了作業(yè)安全性，減少事故發(fā)生率；六是接圖 12 雙向保護接箍外觀圖 箍磨損后，可以重新涂覆，接箍可以循環(huán)使用。 （ 3）性能參數(shù) 見表 12。 表 12 涂層性能參數(shù) （ 4）現(xiàn)場應用 該技術在文南油田已成功應用 5 井次，其中 曾因偏磨腐蝕僅于 2003 年就上作業(yè)兩次，兩次作業(yè)的檢泵周期分別為 73 天和 78 天，起出發(fā)現(xiàn)接箍一側被完全磨平，如圖 13（ 1）、 13（ 2），0縫。 2004 年 1 月 6 日配套雙向保護接箍后該井載荷由措施前的 為 流由措施 前的 24/20 變?yōu)?18/22。后該井于 2004 年 9 月 20 日裝偏心井口，起出后發(fā)現(xiàn) 19 22向保護接箍均未發(fā)現(xiàn)偏磨腐蝕痕跡，如圖 14（ 1），對應油管略有偏磨，而與 22向保護接箍相毗鄰的普通接箍已被腐蝕成蜂窩狀，且接箍一側接箍被磨去 2如圖 14（ 2），免修期達 254 天。 圖 13（ 1）為 下普通接箍在井下工作了 78 天的圖片，圖 13（ 2）為圖 1 的側視圖片。 圖 14（ 1）為 下雙向保護接箍后，在井下工作了 254 天的圖片；圖 14（ 2）為 下雙向保護接箍后，在 井下工作了 254 天與普通接箍腐蝕情況對比圖片。 光潔度（ 10度 65 結合強度（ 483 厚度（ 隙率 2 圖 13（ 1） 圖 13（ 2） 圖 14 雙向保護接箍與普通接箍對比圖 圖 14（ 1） 圖 14（ 2） 屬于腐蝕偏磨現(xiàn)象非常嚴重，該井因產(chǎn)出液中含有 由于接近泵上部的抽 油桿中性點下壓縮而出現(xiàn)嚴重的管桿偏磨現(xiàn)象。僅 2003 年因腐蝕偏磨造成斷脫 6 次，最長檢泵周期也僅為 81天，最短檢泵周期只有 28 天，更換新油管 6700m，新油桿 7900m，作業(yè)占產(chǎn) 256t。 2004 年 1 月 31 日下入雙向保護接箍，同時設計大泵徑，通知采油區(qū)下調(diào)沖次后初期日產(chǎn)液量由 至 產(chǎn)油量由 3 雙向保護接箍與普通接箍對比圖 升至 荷由措施前的 為 流由措施前的32/25 降為 16/17，目前產(chǎn)液量為 油量為 荷 流 12/14，截至補孔作業(yè)時有效期已達 148 天，且生產(chǎn)正常；起出發(fā)現(xiàn)該井拉桿已被磨成三棱狀，最大直徑只有 14油桿油管均未發(fā)現(xiàn)偏磨腐蝕現(xiàn)象現(xiàn)象，如圖 15（ 2），該井檢泵周期延長了 174 天，除設計換大泵降低沖次減少管桿的偏磨頻度外，雙向保護接箍起到了關鍵性的作用。 圖 15 雙向保護接箍與普通接箍對比圖 圖 15（ 1） 圖 15（ 2） 圖 15（ 1）為 于 2003 年 5 月 7 日檢泵時起出的普通接箍，該接箍是 2003 年 4 月 1 日下入井內(nèi)，在井下工作了 36 天的圖片； 圖 15（ 2）為 于 2004 年 9 月 26 日時起出的雙向保護接箍，該接箍是 2004 年 1 月 11 日下入井內(nèi)，在井下工作了 255 天的圖片； 圖 16 雙向保護接箍與普通接箍對比圖 圖 16（ 1） 圖 16（ 2） 圖 16（ 1）為 于 2003 年 8 月 1 日檢泵時 起出的接箍，該接箍是于 2003 年 5 月 10 日下入井內(nèi)，在井下工作了 83 天的腐蝕情況； 圖 16（ 2）為 于 2004 年 9 月 26 日時起出的雙向保護接箍，該接箍是 2004 年 1 月 11 日下入井內(nèi)，在井下工作了 255 天的情況； 目前該技術已成功應用 5 井次，延長免修期 160 天，在文南油田已顯示出其 獨特的防腐蝕防偏磨的優(yōu)點。目前隨著注水開發(fā)的不斷深入，含水不斷上升，管桿腐蝕偏磨現(xiàn)象呈上升趨勢，為更好地治理抽油井的腐蝕與偏磨問題，下步?jīng)Q定大面積推廣應用雙向保護接箍。 （三）固體防垢技術 文南油田油井結垢多是 在近井地帶和泵的固定凡爾球座處，這不僅污染油層而且易造成泵卡。除垢是采用酸式除垢劑清除沉積在井筒上的垢質。井筒內(nèi)的垢質是一種結構致密的沉積物，一旦形成垢要清除掉垢需要用大量的除垢劑，不僅投入成本高且除垢劑對井筒油套管的傷害較大，而采用防垢手段則相對成本較低且對地層、油套管均不會產(chǎn)生傷害。 1、工作原理 防垢是在垢晶形成之前采用化學防垢劑控制垢結晶、晶核長大和沉積，主要手段有： a 防止晶核化或抑制結晶長大； b 分離晶核，控制成垢陽離子，主要是螯合二價金屬離子； c 防止沉積，保持固相顆粒在水中擴散并防止在金屬表面沉積 。 效防垢劑，主要由防垢劑 和 高效防垢劑復配而成， 為多元有機膦酸鹽，防垢效果好。 為三元高分子聚合物。復配成的防垢劑 服了單一防垢劑的低效，其防垢效果大大高于使用單一的防垢劑。結構物為 高分子聚合物，是一種良好的防蠟劑與防垢劑，其具有高分子網(wǎng)狀結構，對成垢晶核具有分散作用，使其懸浮于水中不沉積，不粘附在金屬表面生成垢，與防垢劑混和干燥成型，在水中起到支撐防垢劑使其緩慢溶解的作用。溶解速度調(diào)整劑 為一種高分子聚合物，因其使用量的大小，可改變防垢塊中 高效防垢劑在不同溫度下的溶出速率。同時加入少量活性劑和干擾離子，對于成垢晶體具有阻止粘附管壁和破壞晶體結構的作用。 2、技術參數(shù)：見表 13。 表 13 固體防垢劑技術參數(shù)表 耐溫等級 密度 溶漲率 防垢率 適用套管 防垢器最 大外徑 單節(jié)防垢器推薦適 用排量范圍 70、 90、 100 8 95 51/2 1020d 3、現(xiàn)場應用 全年應用固體防垢技術 5 井次，其中 188現(xiàn)場跟蹤發(fā)現(xiàn)固定凡爾被大量垢片堵死， 作業(yè)配套固體防垢劑，后 于 措施起出，管桿均無結垢現(xiàn)象。該井配套前免修期 117 天，配套后正常生產(chǎn)272 天，延長免修期 160 天。截止目前其它 4 口井仍繼續(xù)有效。未配套防垢劑 5 口井平均免修期為 112 天，配套后平均免修期已達 199 天，免修期延長 87 天，有效防止了油井結垢，減少了因結垢導致的躺井。 （四）文 72 塊沙三中防鹽配套技術 文 72 塊沙三中油井主要生產(chǎn)層位為 7均礦化度在 17鹽十分嚴重，只有采取周期性摻水或連續(xù)摻水才能維持生產(chǎn)，即便如此，每年也會有部分油井因結鹽而泵卡。因此我 們對沙三中油井結鹽的周期進行了調(diào)查研究并制定了以下管理措施： 1、下懸掛泵并配套長尾管至油層中深。 2、剛轉抽的油井一月內(nèi)每 5 天摻水一次，水量 450鹽劑，然后根據(jù)生產(chǎn)情況和礦化度變化調(diào)整摻水周期和摻水量。 3、加強對抑鹽劑定期檢測，尤其是入庫前的檢測，保證每批抑鹽劑都有一個準確的化驗結果，為采油區(qū)和技術管理部門提高科學合理的配置濃度提供了參考依據(jù)。 嚴格遵照此規(guī)定執(zhí)行后，沙三中油井未出現(xiàn)一例鹽卡造成的躺井。 （五）防污染清蠟技術 常規(guī)的熱洗清蠟會造成地層傷害，因此推廣應用了空心桿清蠟防 污染技術，并對其單流閥進行了改進，同時試驗應用了無傷害洗井管柱。 1、空心桿熱洗清蠟技術及改進 （ 1）工作原理 高溫水蒸氣經(jīng)過高壓耐溫軟管泵入光桿內(nèi)腔，經(jīng)空心桿至單流閥，空心桿受熱，桿體與油管環(huán)空的蠟被溶解，隨著上返的油流返至地面流程。 優(yōu)點： 使洗井液不與地層接觸，因此洗井時不會傷害地層。 熱洗時不停井，不會影響產(chǎn)量。 （ 2）改進及現(xiàn)場應用 洗井單流閥的改進：原空心桿洗井單流閥在生產(chǎn)中存在以下問題： 34底部洗井單流閥洗井孔眼過流面積僅為 153.9 而截流現(xiàn) 象較明顯，從而導致了空心桿洗井時進口壓力比較高，一般高達 8洗井排量較小，約為 5m3/h。針對這一生產(chǎn)問題，我們對洗井單流閥的結構進行了改進與設計。 1 - 下 接 頭 2 - 中 間 接 頭 3 - 限 位 接 頭 4 - 閥 座 5 - 閥 球 6 - 承 接 接 頭 7 - 上 接 頭 1 32 546 7圖 1 7 空 心 桿 洗 井 單 流 閥 結 構 圖為減小截流對洗井壓力的影響，我們將原來回流型球閥式洗井單流閥(見上圖 )設計為直流型壓縮彈簧式洗井單流閥（見改進后的空心桿洗井單流閥結構圖），與原來洗井單流閥相比較，過流面積增加為 226 井壓力降低為 3井排量增大為 7m3/h，清蠟效果較原來明顯提高。空心桿 洗井時，洗井液從空心桿內(nèi)流入彈簧扶正套上端面，并壓縮扶正套和彈簧向下運動，從而使中心管上的洗井孔眼露出，使中心管外筒和空心桿內(nèi)部連通，形成洗井通道；當油井正常生產(chǎn)（不洗井）時，彈簧便自動彈開， 密封了中心管和彈簧扶正套（帶密封圈），從而封隔了油管和空心桿之間的液流通道，防止油流和臟物進入空心桿內(nèi)造成堵塞。 1 - 下 接 頭 2 - 彈 簧 3 - 中 心 管 4 - 彈 簧 扶 正 套 5 - 上 接 頭1 2 43 5圖 1 8 改 進 后 的 空 心 桿 洗 井 單 流 閥（ 3）現(xiàn)場應用 改進后共應用 15 井次，其中在卡封井上應用 5 口井，與改進前相比，洗井壓力由 8低為 3洗井排量由原來的 5m3/m3/h，熱洗周期由原來的 10 天延長為目前的 15 天， 15 口井全年洗井 119 次，減少產(chǎn)量損失 630t，清蠟效果明顯提高 。 2、防污染洗井管柱 （ 1）基本結構及工作原理 該裝置的結構主要由洗井封隔器、半脫節(jié)式丟手接頭、過流固定凡爾組成。洗井封隔器（ 345）主要用于杜絕洗井液對地層的傷害；半脫節(jié)式丟手接頭主要用于封隔器與抽油泵體連接，既能消除油管蠕動及熱伸縮對洗井封隔器的傷害，又不會使封隔器落井造成事故，作業(yè)時一并起出；過流凡爾將流體傳遞