浅谈油井的防偏磨技术
浅谈油井的防偏磨技术
浅谈油井的防偏磨技术
1、前言
随着水平井、斜井、高含水井、低产井等类型油井的日渐增多，抽油机井杆管磨损问题已经成为困扰油井生产的主要问题之一。以高升采油厂某地区为例，初步统计有近60口井存在较严重的偏磨问题。油井磨损主要表现在管杆偏磨严重、检泵周期明显缩短、生产成本显著上升等方面，现阶段管、杆磨损问题已成为我厂生产中急需解决的现实问题之一。由于对我厂抽油机井杆、管偏磨机理没有准确、清晰的认识，目前采取的各项防偏磨措施有效率偏低，措施有效期短。因此有必要开展油井杆管偏磨机理及防偏磨技术的研究与应用，以达到延长油井检泵周期、降低生产管理难度及生产成本并改善区块开发效果的目的。
2、存在的主要问题
某地区共部署油井107口，其中11块有油井67口，开井62口，64块有油井40口，开井39口。由于受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度大及狗腿度大，油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。生产过程中52%以上的油井存在着不同程度的偏磨，各井偏磨井段见附表1。另外，由于油藏埋藏深，油井下泵深度大（最深2130m，平均泵深1906m），导致油井负荷增加，增加了断脱的可能性。区块油井断脱平均免修期只有180d左右，因偏磨造成的检泵工作量占维护性作业工作量的54.2%，偏磨断脱已成为导致油井检泵的主要原因。
目前针对油井偏磨问题，主要使用尼龙防偏磨器和高强接箍，实施之后，取得了一定的防偏磨效果，但是尼龙防磨器使用寿命仅3个月，限制了防偏磨效果，另外磨损产生的碎片易导致卡泵，高强接箍使用之后，有效的解决了抽油杆接箍磨损问题，但对油管磨损较严重，出现了多次管漏问题，因此，目前尚缺乏有效的解决该地区油井偏磨问题的技术手段。
3、油井防偏磨技术研究
3.1偏磨机理分析
（1）井斜及狗腿度影响
受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度及狗腿度大，本地区油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。在油井井斜及狗腿度较大的井段会形成扭曲和拐点，使油管产生弯曲，在油井生产时，油管和抽油杆在“拐点”处接触，产生摩擦。“拐点”离井口越近，抽油杆柱对油管的水平分力也越大，磨损越严重。
（2）杆柱“失稳”对偏磨的影响
上冲程：杆柱每一点受力为：向上的拉力、该点以下杆柱的重力、杆柱与液体的磨擦力、活塞与泵筒的磨擦力。在此过程中，杆柱每一点的合力都是向上的，杆柱被拉直，不会发生偏磨现象。中性点以下油管受力如下：油管在液体中的重力、管内介质对油管的摩擦力、活塞对泵筒的摩擦力。在上述力的作用下，下部油管发生摆动与抽油杆接箍产生摩擦。这种偏磨较轻，通常为双面偏磨。
下冲程：油管每一点的合力都是向下，油管被拉直，不会发生偏磨现象。杆柱每一点的受力为：该点以下杆柱的重力，杆柱与液体向上的磨擦阻力，活塞与泵筒磨擦产生的向上的阻力，该点以上杆柱的重力作用于该点形成的向下的压力。在此过程中，中性点以上的抽油杆始终处于拉伸状态，不会弯曲变形并发生偏磨现象。
中性点以下的抽油杆由于重力较小，不足以克服其它各种向上的阻力，且该点以上杆柱的重力较大，作用于该点形成向下的压力较大，下部杆柱在强大的压力作用下完成下冲程，容易弯曲变形，发生偏磨现象。由于杆柱的塑性较强，上部的重力不会很快对下部形成压力，而下部杆柱在上冲程的惯性力作用下还在向上运动，大大增加了中下部杆柱的弯曲程度，杆柱发生弯曲的这种现象，称为“失稳”。
（3）井液的性能
油管与抽油杆间的相对运动是发生在冲程距离内的低速往复运动，在此范围内如果发生管、杆间的相对接触，将发生相对摩擦现象，若润滑不良，便会引发磨损。这种运动发生于充满井液的油管中，井
液的润滑特性决定了管、杆间的摩擦程度以及是否会发生磨损。如果井液的润滑性能良好，能够在摩擦副间形成良好的液体润滑膜，即使是在斜井与水平井中，摩擦与磨损在工程上也是一个能够容忍而加以忽略的问题。井液的润滑性质取决于其含水、含气、原油粘度等综合情况，水不能充当良好的润滑剂，磨损现象通常会随着含水增高而加剧，当含水高于80%时，杆管偏磨率较高。
另外，原油黏度越大，抽油杆与液体的摩擦阻力越大，磨损率越高。特别是原油黏度对油井温度敏感的井，当井温降低时，由于原油黏度增大，会加剧磨损。
3.2偏磨原因分析
据现场跟踪发现，偏磨油井平均泵深1900m，磨损井段平均为泵上600m至泵深处，利用软件对各偏磨井杆柱中性点进行了计算，发现中性点平均位于泵上265m处，这与现场跟踪的偏磨井泵上300m井段偏磨严重较为吻合，而300～600m井段偏磨程度相对较轻，主要原因为上行程时油管弯曲所致。
另外，部分油井偏磨井段较长，达到1000m以上，且井段上部及下部均有偏磨，这主要是受油井上部井段狗腿度大及中性点以下杆柱弯曲双重作用所致。以641714井为例，该井偏磨井段为800～1000m 和1300～1800m，经计算发现800～1000m为全井狗腿度最大的井段，达3.71°，该段偏磨主要原因为狗腿度较大，而1300～1800m最大狗腿度仅为1.15°，偏磨也很严重，该段偏磨主要原因为中性点以下杆柱弯曲，目前发现该类偏磨的油井共有4口。
通过上述分析发现，油井偏磨原因主要由两种：一是中性点以下杆柱弯曲导致偏磨；二是部分井段狗腿度及井斜角大导致偏磨。
5、结论
通过2010年各类清防蜡综合技术的研究与应用，得出如下结论：
1、在明确地区油井偏磨机理的基础上，通过研究、应用与完善，形成了油井防偏磨优化设计结合固体润滑抽油杆扶正器的油井防偏
磨配套技术，大幅提高了措施的针对性和有效率，显著的改善了防偏磨效果；
2、该技术的研究及成功应用，有效的解决了油井杆管偏磨难题，
延长了油井检泵周期，为降低油井生产管理难度及实现优质低耗生产提供了有力的技术手段，同时也为国内外其它区块类似问题的解决提供了参考和借鉴。
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龟甲网防磨施工技术规范
龟甲网防磨施工技术规范 一、材料简介及特点 1.材料简介 工程施工采用由特殊结构的龟甲网与工件基体焊接牢固，再把耐磨衬里涂料充分填充在龟甲网络中每个格间。自然固化以后形成一个坚实内衬耐磨整体。且在龟甲网的每个网格中有两个爪，每个网格又有四个爪孔与相邻的网格相通。使相邻网格里的耐磨衬料连成一体。网格中的爪可以牢固地锚定固化后的衬里材料。形成一个金属与非金属的复合体。兼具有非金属材料的高耐磨性和金属材料的抗冲击性。还能承受温度的剧烈变化。保证耐磨层在高温料、气强烈冲刷的工况环境中不碎裂、不掉块、不剥落。 2、材料特点 2.1抗冲蚀性：龟甲网防磨层采用焊龟甲网后填充耐磨衬里涂料；与基体焊牢后的龟甲网内正六角龟甲状钢格网能较牢固地扒住格内填充料，故内衬不易脱落、碎裂。抗冲蚀性优，抗腐蚀性（耐酸性）优，45度攻角时为铸石涂料的2-3倍。 2.2耐磨性能优：龟甲网耐磨层年磨损量<0.1g/m2；龟甲网与其他耐磨成份组合，具有非金属材料的高耐磨性和金属材料的抗冲击性，能经受固体颗粒的长期冲刷。 2.3粘结性强：龟甲网与管壁采用焊接固定，耐磨层与基体固定连接。 2.4使用寿命长：可用6年。 2.5耐高温性：龟甲网与耐磨材料复合层可耐700℃左右的温度；具有一定的耐高温性。 2.6厚度：龟甲网厚度：10mm,龟甲网与耐磨衬里涂料复合层的厚度：15mm。在磨损严重部位再相应增加耐磨涂层厚度。 3、防磨层技术参数应达到以下要求： 密度≥3000kg/m3 硬度HV ≥3000 耐磨度g/cm2 ≤0.09 抗拉强度（钢-钢）≥400千克力/cm2
抗压强度≥1000千克力/cm2 剥离强度（铝-铝，T型剥离）≥50N/cm 使用温度≤700℃ 二、工艺流程 清理管壁表面→焊接龟甲网（挂钢板网）→涂抹耐磨衬里涂料→检测厚度→自检→总体验收。 三、施工方案 1.施工部位的表面处理 设备内壁存在铁锈和松散的浮灰、油漆等杂物，先用扫帚和打磨机等工具将铁锈和浮灰等杂物清理干净，必要时，用溶剂（丙酮、汽油）清除油污，再用化学处理剂处理，提高表面活性。 2.焊接龟甲网 2.1根据烟道实际尺寸，先将金属网裁剪好。焊接时，将网紧紧贴靠管壁表面，并用木棍将网顶紧，不能留有空档及间隙。然后采用点焊方法焊接龟甲网，间距为100×100mm。焊接牢固，不能有松动或向外拱起弹动现象，以确保衬里材料涂抹上去后密实牢固。 2.2钢板网的规格为25×35×3mm，混凝土塔壁固定方法在混凝土上打膨胀螺栓。 2.3检测龟甲网厚度，达到施工质量要求后才能进行下一步工序施工。 3.涂抹耐磨衬里涂料 3.1清除点焊氧化层及尘灰、清除焊孔内的焊渣，并将凸出于金属片平面的焊肉磨平。 3.2将所需的耐磨衬里材料配好后在搅拌机中搅拌到均匀松散，掺入胶黏剂调和稀稠适当便于施工。 3.3将搅拌好的胶料，用泥桶装好，涂抹到网孔中覆盖整个网面且要拍打锤实紧
浅析聚合物驱油井杆管偏磨、断脱的影响因素与治理措施
浅析聚合物驱油井杆管偏磨、断脱的影响因素与治理措施 发表时间：2019-06-25T11:24:44.587Z 来源：《基层建设》2019年第7期作者：郭浩[导读] 摘要：一般来说杆管偏磨、抽油机杆、管断脱现象是聚驱开发时期的典型特征，见聚浓度越高偏磨、断脱现象、频率就越严重。 大庆油田第三采油厂第四油矿黑龙江大庆 163000摘要：一般来说杆管偏磨、抽油机杆、管断脱现象是聚驱开发时期的典型特征，见聚浓度越高偏磨、断脱现象、频率就越严重。同时，冲次、泵径、举升高度、沉没度、杆管柱匹配等都会对偏磨、断脱程度产生影响。401队共有聚合物驱井61口。2014、2015上半年401队聚合物驱抽油机、螺杆泵井检泵井次为60井次，其中杆管偏磨、断脱漏失造成的检泵有31井次，占52%。本文通过对杆管偏磨以及断脱 原因进行分析，提出针对杆管偏磨问题应采取“防治结合、组合应用”的原则，在杆柱设计时应充分考虑偏磨因素，重点开展保持合理沉没度、优化抽汲参数、推广变频器、优选扶正器、低磨阻泵等配套技术的应用与研究。另外建议对高含水井提液要慎重，也不宜盲目增加扶正器数量。对抽汲参数较合理的抽油机井，可考虑安装变频器后调整为上行快下行慢的段速运行状态，以减轻偏磨程度。通过制定并实施以上治理偏磨、断脱的措施，进一步提升采油队基采效果，为油田采油降本增效提供保障。 关键词：聚合物驱油井；杆管偏磨；杆管断脱；治理措施 1、现状 2015年以来，随着萨北油田北区注聚工作的不断深入，油井见聚浓度不断升高，杆管偏磨越来越严重。401队共有聚合物驱井61口。2014、2015上半年401队聚合物驱抽油机、螺杆泵井检泵井次为60井次，其中杆管偏磨、断脱漏失造成的检泵有31井次，占52%。由此可见，杆管偏磨、断脱是造成抽油机井维护性作业的主要因素，它严重影响了油井时率和采出效率，抬高了开采成本。 2、杆管偏磨原因及分析 对2014年、2015上半年偏磨井进行了分类统计，下面从冲次、沉没度、泵径、聚合物浓度这四个方面进行数据分析。 2.1冲次的影响 从冲次统计情况来看，冲次越高，检泵周期越短。冲次增加，抽油杆下行阻力增加，造成杆管偏磨加剧。 表1 2014年、2015上半年偏磨、断脱井冲次分级统计 2.2沉没度的影响 从沉没度情况统计来看，50m以下检泵周期最短，50-100m检泵周期较短，100m以上检泵周期较长。沉没度过低时，泵筒内会产生液击现象，活塞撞击液面，造成抽油杆突然弯曲从而产生杆管偏磨甚至断脱。 表2 2014、2015上半年偏磨井沉没度分级统计 2.3泵径的影响 从泵径情况统计来看，泵径越大检泵周期越短。 表3 2014、2015上半年偏磨井泵径分级统计 2.4聚合物的影响 含聚浓度的升高导致采出液粘度增加，加大了活塞下行的阻力，使下冲程抽油杆出现明显弯曲，从而引发偏磨、断脱。浓度越高，偏磨、断脱情况就越严重。 表4 2014、2015上半年偏磨、断脱井见聚浓度分级统计 3、杆断脱其他影响因素 从目前检泵井杆断的影响因素还有很多，首先是杆管偏磨，使杆径变细，不能承受正常生产载荷造成杆断；其次是扶正器磨杆，造成杆断；第三，抽油机井高负荷生产，抽油杆在交变载荷作用下产生疲劳，造成杆断；第四是抽油杆质量问题，部分油井更换全井新杆投产后短期内杆断。 4、偏磨、断脱井的治理
抽油井管杆防偏磨技术的现场应用
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/8a15024335.html, 抽油井管杆防偏磨技术的现场应用 作者：李彩云张睿王荣美 来源：《教育科学博览》2014年第03期 摘要：针对抽油井管杆偏磨现象，先后推广应用了内衬油管、镀新钨防腐蚀偏磨抽油杆、防偏磨抽油杆、抽油杆扶正器、抽油杆双向防偏磨接箍、电潜油泵、防偏磨旋转式悬绳器等工艺，该文系统分析了油井管杆偏磨腐蚀原因，对目前各种管杆偏磨腐蚀工艺进行论述比较，以期对管杆偏磨防治工作提供指导。 关键词：抽油杆油管防偏磨技术现场应用 1 抽油井管杆偏磨现状及危害 在有杆机械采油过程中，经常会发生抽油杆与油管的相互接触磨损，造成杆断、杆脱、管漏等事故，缩短油井免修期，影响油井正常生产，增大作业及材料成本投入。 据统计，孤岛油田90%以上的油井采用有杆机械采油工艺，因特高含水期，参数大，生产任务紧张等原因，50%的井存在管杆偏磨腐蚀的现象，随着斜井、侧钻井的增多，偏磨腐蚀现象越来越严重。管杆偏磨造成了频繁躺井和作业、油井免修期的降低和作业材料成本的大量投入，严重影响了油田的原油生产和经济效益的提高。 2 抽油井管杆偏磨原因分析 在有杆抽油系统中，抽油杆在油管中的运动及油管自身的运动情况非常复杂，这种运动会引起抽油杆与油管内壁的剧烈摩擦，致使抽油杆本体及接箍磨穿，油管磨损裂缝，造成杆管报废。 随着近年来油管泄油锚的应用，在高含水期，基本上是由于大泵和高参数的影响，致使了躺井的频繁，检泵周期的缩短，即使把泵上油管锚定，但在游动凡尔关闭，固定凡尔打开时，油管向上运动发生螺旋弯曲，抽油杆下行时螺旋弯曲上行摩擦，也会引起抽油杆接箍与油管内壁的摩擦。在油管锚定且处于拉伸状态下，柱塞下行中抽油杆螺旋弯曲也会造成管杆偏磨，而且这种弯曲、偏磨通常发生在泵以上几百米的管柱范围内。 孤一区该类井平均泵径80.8mm，平均泵深737.2m，平均液量102.8t/d，平均动液面659.5m，平均冲次7.6次（高于我队平均冲次6.8次），平均沉没度100.3m，平均检泵周期226d，平均矿化度9905mg/l。 3 抽油井管杆防偏磨技术的研究与应用情况分析 3.1 抽油杆扶正器与抽油杆双向防偏磨接箍工艺
黄63—1井防偏磨综合治理技术
黄63—1井防偏磨综合治理技术 黄63-1井为辽兴油气开发公司偏磨油井中的典型井，该井在800-1000m，1400-2400m存在严重的井斜造成狗腿度过大，先后进行过防偏磨扶正器、钢制连续抽油杆深抽配套，转捞油，提捞式抽油机等均未见到良好效果，该井的防偏磨综合治理技术的研究应用对于解决辽兴公司偏磨油井综合治理具有重要的指导意义。 标签：防偏磨；检泵周期；狗腿度 1 前言 黄63-1井生产层段2546.5-2690.9m，平均日产油日产液3.3吨，日产油1.4吨，含水57%，泵挂位置1500m。由于该井全角变化率大，800-1000m，1400-2400m 偏磨严重，有杆泵生产过程中造成该井检泵周期短，平均检泵周期在120天左右，主要检泵原因为偏磨造成的。 2 防偏磨综合治理技术研究 2.1 偏磨原因分析 黄63-1井平均检泵周期120天，检泵主要原因为偏磨造成的杆管、管漏、碎屑卡泵等，造成作业成本的上升，见表1。同时因杆管偏磨造成该井泵挂位置1500m，极大地影响了该井的生产能力的释放。 2.2 偏磨对策制定 黄63-1井油井偏磨造成频繁检泵的原因归结为以下三个方面。 ①井斜造成偏磨，主要集中在800-1000m，主要表现为抽油杆、油管偏磨严重，造成杆断、管漏； ②井斜、挠曲造成偏磨，主要集中在1400m以下，主要表现为抽油杆挠曲变形，造成抽油杆本体偏磨[1]； ③杆管磨损落物，造成抽油泵活塞磨损漏失、卡泵。 针对黄63-1井面临情况，制定了该井的防偏磨综合治理技术。在该井400-1000m采用自旋式刮蜡扶正器，在1000m-2000m采用注塑杆并配套长柱塞防砂泵。 自旋式刮蜡扶正器材质采用纳米高分子复合材料，实现扶正器模块与油管的软-硬接触，在起到扶正作用的同时不磨损油管；扶正器模块材质摩擦因子小，
水井调剖
第1章绪论 1.1 国内外低渗透裂缝性油藏发展现状 1.1.1发展现状 自1939年玉门油田开发以来，我国的石油工业取得了飞速的发展，截止2006年底，我国年产油量已达1.8368亿吨，居世界第五位。从投入开发的油气田类型来看，大致可以分为6种类型的油气藏：中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透裂缝性油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油藏、火成岩油藏、变质岩油藏。 低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型，他们广泛分布在我国各含油气盆地中，占目前已探明储盆和数量的1/3以上，随着各盆地勘探程度的不断提高，其所占比重还将会逐年增大，在这种储层中，由于岩石致密，脆性程度大，因而在构造应力作用下容易形成裂缝成为油气的主要渗流通道，控制着渗流系统，从而使其开发具有特殊的难度[1]。 国外关于裂缝性储层的研究和开发有上百年的历史，许多学者发表了大量的研究成果，从国外裂缝性油藏的研究情况来看，对井点裂缝的识别比较有把握，对裂缝分布规律预测还没有很成熟的技术，但大家都在从不同的角度对裂缝认识进行探索，并且他们还对裂缝性储层基质进行大量的研究，对裂缝性油藏的开发提出了许多突破性的认识。 国内关于低渗透裂缝性油藏的开发与研究也有几十年的历史，自四川碳酸岩盐和华北古潜山油藏发现并大规模投入开发以来，揭开了我国关于裂缝性储藏研究的序幕，石油工程师经过几十年的努力逐渐完善低渗透裂缝性油藏开发技术，解决油田开发过程中的一系列难题，近年来发现的大庆外围低渗透裂缝性储层、吉林裂缝性低渗透储层、玉门青云低渗透裂缝性储层等，地质状况非常复杂，开发难度也非常大。通过早期系统地综合研究，对这些油藏进行了合理的开发部署，确立正确的开发方案，使得开发效果和经济效益得到很大的改善[2]。 低渗透裂缝性油藏注水后，高低渗透区的吸水指数差异很大，裂缝的渗透率高，注入水很容易沿裂缝窜流，导致沿裂缝方向上的采油井过早水淹，而中低渗透区油层的动用程度很差甚至没有动用，动用程度非常不均衡，油田含水率上升速度快，在开发不久油井就进入高含水阶段，油井注水见效及水淹特征的方向性明显，注水井注入压力低，吸水能力强，这为油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率，提高低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。尤其随着
陶瓷片防磨技术
燃烧器及磨煤机贴陶瓷技术要求 一、陶瓷块的技术要求： 1 耐磨陶瓷产品性能应符合Q/OKVL001-2003耐磨陶瓷加工标准。 2 耐磨陶瓷块应为氮化硅、氧化铝、碳化硅等耐磨材质，表面硬度不低于HRA85。 3 耐磨陶瓷的固定型式为子母扣型（4038型），厚度为14mm。 4 陶瓷块有国家级签定测试报告。能适应0℃—750℃的温度变化范围；断裂韧性≥ 4.8MPa·m1/2；抗弯强度≥290MPa；冷压强度≥850MPa。体积密度≥3.6g/cm3。 5 使用耐高温型无机粘合剂，能承受350℃以上高温，并符合Q/F105-1990无机粘合剂技术要求。 二、陶瓷块安装技术要求： 1.陶瓷片之间采用燕尾槽镶嵌法成整块，再结合焊钉和粘合剂粘贴的方式贴在设备上。 2.陶瓷安装应紧贴内壁，光滑、平整、牢固、无突出部分，相邻陶瓷块之间高低位差应小于0.8mm。 3.陶瓷片与片之间不得有间隙。 三、施工步骤： 1表面预处理：对不符合粘接要求的表面应进行处理，有凹坑部位必须先修复平整。磨损较轻的凹坑用修补剂修补平整，磨损严重的先挖补后再处理。 2表面清理：用钢丝刷将钢板上的灰、锈刷干净，然后用砂布将钢板清扫并将灰用刷子扫去。 3表面除锈、粗化：用砂轮机将钢板打磨至金属本色。 4表面除油、脱脂：经打磨后，用干净砂布粘脱脂剂擦洗干净，擦洗后应保持干净，否则，需重新清洗。 5配胶：表面脱脂后进行配胶，配胶须在玻璃板或钢板上进行，严格按工艺比例配胶，保证二组成分完全混合均匀。当次使用尽量用完，A、B组未用部份不可继续使用。 6涂胶：涂胶时刮刀应朝一个方向移动，速度不能太快，保证无漏胶、不缺胶、无气泡、不堆积，涂胶厚度不超过0.5mm，避免空气混入，涂胶时只在瓷片与钢板接触面涂胶，钢板表面无陶瓷部分不充许粘胶，以免影响焊接效果。 7粘贴：瓷片涂胶后即进行粘贴，粘贴时稍微移动，以排除气泡，粘贴后应适当按压，密实胶层，如缺胶，应补满，对不规则的缝隙，应用瓷片或胶填补。所贴瓷片须平整，瓷片
有杆泵防偏磨技术研究与应用
有杆泵防偏磨技术研究与应用 工作总量的55%以上。 3 有杆泵防偏磨技术 3.1 偏磨机理分析 3.1.1 井斜及全角变化率的影响 不同程度的井斜及全角变化率会使整个井身结构形成多个扭曲和拐点，油管受重力作用在套管内产生弯曲，在油井生产时抽油杆上下冲程运动过程中，油管和抽油杆在“贴合处”处接触，发生反复摩擦。“贴合处”离井口越近，抽油杆柱对油管的重力垂向分力越大，磨损越严重。 3.1.2 原油的物性 原油的物性即润滑性，其取决于原油中所含水、氣和原油粘度等情况，原油中的水不是良好的润滑剂，通过长期观察发现，磨损通常会随着含水增高而加剧，当含水高于70%时，杆管偏磨率较高。 3.1.3 有杆泵井的工作制度 根据调研资料统计，泵径、沉没度、冲程、冲次均会对油井偏磨造成一定影响，泵径越大，沉没度越低，冲程、冲次越高油井偏磨就越严重。 3.1.4 材质及其他方法的影响 磨损与摩擦之间的材质有紧密联系，适当增加抽油杆接箍的强度，并使用与油管材质不互容的材料可以提高杆管的使用寿命。 3.2 防偏磨技术研究
3.2.1 固体涂层技术 固体涂层技术是采用镀、喷等方法将固体涂层附着在接箍表面形成固体涂层膜。涂层膜的摩擦系数很小，在摩擦过程中，接箍表面的涂层膜会转移到相对摩擦作用面，形成转移涂层，使摩擦发生在转移涂层和涂层膜之间，起到减小摩擦，降低磨损的作用。 3.2.2 油井固体涂层原料的选择 选择以镍铬类合金粉末为主的原材料作为固体涂层材料，添加少量的铬、硼、硅与铁复配而成，该固体涂层剂具有物理化学性质稳定、易于成膜、使用寿命长等特点。 3.2.3 固体涂层剂成膜方式研究 根据涂层剂的物理化学性质，选择氧-乙炔焰喷焊工艺，喷焊成膜以后再进行磨削。该种成膜技术所形成的固体涂层膜与基质的结合强度大，不宜剥落，且不受井液性质的影响。3.2.4 扶正器结构设计 为提高扶正器可靠性，增加减磨效果，对扶正器结构进行了改良设计。其结构如下图1所示，其结构圆润、稳定性高、减磨效果好等特点。扶正器的三个工作面曲率接近圆弧，这样做的目的是为了在运行过程中增加与油管内壁的接触面积，起到了降低磨损的作用。 3.2.5 试验情况 为证明固体涂层扶正器的性能，进行了摩擦与磨损试验。实验持续了40天，介质为水。试验结果显示，通过40天数百万次以上的摩擦之后，固体涂层扶正器自身的磨损量和油管的磨损量均较小，说明该技术能够对杆管起到良好的保护作用。 4 现场实施及效果分析 2015-2016年共实施安装固体涂层防偏磨接箍7口井，合计接箍232个。安装之后，明显降低了杆管偏磨程度，措施井平均检泵周期由54d延长至145d，延长了91d。通过观察油井作业起出杆管磨损情况发现，安装固体涂层防偏磨接箍之后，杆管磨损的问题明显降低，
堵水调剖技术在胜利油田的应用与发展
胜利油田有限公司2000年堵水调剖技术总结 胜利油田有限公司开发处 2001年7月
一、2000年堵水调剖工作量完成情况 2000年度在集团公司和管理局领导的关心指导下，我们在堵水调剖技术上加强管理、整体规划、科学运行，成立了胜利油田有限公司“堵水调剖项目组”，堵水调剖工 作实行目标化管理，由开发管理部有关科室协调运行。各采油厂成立相应项目组，项目 组下设“地质、工艺方案组”、“现场运行施工组”、“堵调质量监督组”、“堵后管理组” 和“效果分析评价组”共5个专业职能组，分工负责堵水调剖各方面工作。并不断进行 新技术、新工艺的研制与推广应用，使堵水调剖工作得以顺利开展，并取得了较好的 成果。 2000年各采油厂在控制成本上升、减少措施工作量以及随着油田含水逐渐上 升堵水难度越来越大、重复堵水效果逐渐变差的情况下，全局共实施油水井堵水调 剖900井次，当年累计增油38.71万吨，平均单井次增油364吨，取得了很好的效 果和效益，堵水调剖工作量完成情况详见下表： 2000年堵水调剖工作量及效果统计 2000年共实施堵水调剖900井次，累计增油38.71万吨，累计降水143.18万立方米。其中油井化学堵水（包括高效堵水和防砂堵水）实施217井次，对比165井次，有效129井次，有效率78.2%，累计增油8.49万吨，平均单井增油515吨；油井机械卡封堵水241井次，对比201井次，有效151井次，有效率75.1%，累计增油9.37万吨，平均单井增油
466吨；氮气调剖实施21井次，对比21井次，有效18井次，有效率83.0%，累计增油0.8857万吨，累计降水4.32万立方米；干灰堵水实施84井次，对比75井次，有效59井次，有效率78.6%，累计增油3.7万吨，累计降水17.6万立方米。水井调剖337井次，对比601井次，有效451井次，调剖有效率75.0%，对应油井累计增油16.27万吨，累计降水76.2万立方米，平均井次增油271吨,平均单井次降水1268立方米。 二、2000年堵水调剖技术的开展 1、制定了标准，为提高堵剂质量奠定了基础 编写制定了行业标准，“颗粒类堵水调剖剂性能评价方法”和管理局标准“冻 胶类堵水调剖剂性能评价方法”都已发布应用。管理局标准“颗粒类堵水调剖剂通 用技术条件”和“冻胶类堵水调剖剂通用技术条件”，已通过审查。 通过标准的制定，为规范我局堵水调剖剂市场和提高质量、把好源头奠定了基础。 2、深化油藏研究，优化制定堵调方案 胜利油区油藏类型复杂，含油层系多，经过多年高速开发，剩余油分布零散， 油层非均质程度高，层间、层内矛盾十分突出，由于长期强注强采，油层物性发生 了较大变化，普遍存在大孔道，增加了堵水调剖难度，因此加强油藏地质研究，深 化对油层的再认识，对提高堵水调剖成功率至关重要。主要加强如下几个方面的研 究工作： (1)、根据测井和地震的资料，综合分析，对油藏进行静态描述，进一步搞清层 系划分、油藏剖面、油层物理参数和井间连通情况、构造动态等。同时对油田开发 的动态进行历史性分析，进行油藏动态描述，进一步搞清分层采出程度、地下流体 饱和度，为堵水调剖方案的制定提供科学依据。 (2)、加强对油藏动、静态资料的监测和录取，增强对油藏的再认识，摸清剩余 油分布规律。树立油藏和工艺经营的观念，提高措施方案的准确性和经济性。 (3)、认真做好吸水剖面资料测试，充分利用吸水剖面资料，分析研究纵向渗透 率差异和吸水差异。采取有效措施，调整注水井本身的吸水剖面，提高了水驱波及 体积及纵向上油藏的动用程度。 (4)、PI决策技术和RE决策技术：积极推广应用PI决策技术和RE决策技术，对整体堵调区块进行优化决策，提高了方案的科学性，并与剩余油研究成果和油水
蓝泥防磨技术
蓝泥TM防磨技术 一、关于蓝泥TM 意大利瑟马公司生产的SIRPLAST PH 70 MU是一种高档耐火防磨塑性材料，它有着优异的耐磨性和超强的粘接性能，并能耐受1600℃的高温，广泛适用于电力、冶金、钢铁、等行业，尤其在循环流化床锅炉方面更是得到了很好的应用。因其呈现独有的蓝色，故称之为“蓝泥”。淄博意蓝表面工程有限公司的“蓝泥”名称已经申报国家注册商标。 二、蓝泥TM的应用特点 1、施工简单，安全、时间短。不像喷涂施工那样需要繁杂沉重的施工设备，适合长距离快捷施工。 2、施工不受天气、空气湿度等的影响，较为方便。 3、无需对壁管表面进行处理，施工不损伤基材，不改变基材的材质，不会导致基材热变形。 4、可在水冷壁管上做到任何高度，而在壁管前侧厚度不超过1cm，这是一般非金属防磨材料所不能达到的。 5、蓝泥施工面做成随壁管形状波动的起伏状，蓝泥上沿做成小的平台，在此形成积灰，使从上而下的煤粉在此形成软着陆，从而大大减少磨损的发生。 6、使用蓝泥在炉膛内做防磨梁式施工，可有效保护防磨梁下部的水冷壁管不受或延缓煤粉冲刷， 7、采用蓝泥施工，如有需要，每年可随停炉检修作适当修补，从而大大延长防磨周期，并且修补费用十分经济。
8、蓝泥还可用于浇注料脱落（如返料器、中心筒、尾部烟道、水冷屏等部位）的小面积修补，无需模板、模具，简单易行，补后无需烘炉，可直接点炉。由于其优异的粘接性能，效果远远好于用其它材料。 9、如采用淄博意蓝公司的专利技术——组合防磨施工方式，则会取得更为理想的效果。 三、蓝泥TM用于CFB锅炉密相区防磨 循环流化床锅炉磨损的重灾区在卫燃带浇注料以上部位，此部位是炉膛密相区，燃烧颗粒密度大，并且煤粉从上而下的流速在这里也较大，因此这个部位的磨损程度较之其他部位要严重得多，尤其是水冷壁是非让管的锅炉，由于浇注料平台的存在，燃烧物在此形成涡流，从而加剧对水冷壁管的冲刷磨损。 对于这种情况，传统的维护方式是实施超音速电弧喷涂修补，然而电弧喷涂的涂层厚度存在局限（小于1mm）；对于局部不均匀磨损的修补，喷涂实施困难且成本较高；在浇注料和水冷壁管的交界线上存在喷涂死角，而磨损区域恰恰在这个位置，这是喷涂的最大弱点。 因此，我们希望能有一种特殊的保护层能把这个磨损死角永远“屏蔽”。淄博意蓝公司独家引进的意大利防磨材料“蓝泥”，基本可以解决这个问题。通过蓝泥在水冷壁管与卫燃带处特殊的施工工艺，可以根据锅炉磨损情况，在水冷
抽油井管杆偏磨应力分析与治理措施
抽油井管杆偏磨应力分析与治理措施 发表时间：2014-10-31T14:46:12.547Z 来源：《科学与技术》2014年第9期下供稿作者：刘雪红 [导读] 随着油田不断深入开发,综合含水逐渐上升,油井的偏磨、腐蚀等情况不断加剧。 中石化胜利油田胜利采油厂采油二矿刘雪红 摘要：抽油机深井泵采油中,油管与抽油杆偏磨是造成抽油机井躺井的一项主要因素,通过对油管与抽油杆之间偏磨损伤机理的分析研究,找出了影响偏磨速度的因素,提出了减缓偏磨速度的方法,取得了较好的经济效益。 关键词：偏磨机理；应力分析；减缓；对策 随着油田不断深入开发,综合含水逐渐上升,油井的偏磨、腐蚀等情况不断加剧。有杆泵油井生产过程中,由于井身结构限制、管柱失稳和管杆弹性变形、产出液性质影响等因素,造成抽油杆与油管之间总是存在接触磨损现象,导致油井油管磨损漏失、抽油杆磨损断脱等问题,严重影响油井检泵周期。而且随着油田开发的进一步深入,低品位油藏相继投入开发,油井泵挂深度加大,同时,老油田高含水期开发产出液物性逐渐变差等因素都从不同程度上加剧了油井管杆偏磨问题的发生。消除或减缓抽油杆及油管的偏磨速度,延长检泵周期是提高油田开发效益的重要路径。 1抽油杆与油管偏磨损伤机理 偏磨损伤的成因是抽油杆与油管之间发生相对运动,相对运动在抽油杆与油管接触面产生的接触应力大于油管与抽油杆的表面接触疲劳强度,从而导致接触面的损耗,接触应力越大,油管与抽油杆的损耗越快。损耗的直接结果是导致油管裂缝或抽油杆接箍断或抽油杆脱。治理管杆偏磨损伤的核心是如何减小油管与抽油杆表面的接触应力,减缓管杆磨损的速度。 2偏磨影响因素分析 2. 1接触应力分析根据赫兹公式接触应力计算方法如下: 式中: m, n, s, r, ,fυ分别代表:抽油节箍质量,冲次,冲程,偏磨点拐弯半径,向心力,摩擦系数。由上式可以看出,在同一口井的同一偏磨点,偏磨接触面上的载荷的大小与冲次的平方成正比,冲次变小,作用在接触面上的载荷也随之变小,接触应力σH也将变小,偏磨减轻。 2. 3综合曲率半径分析在采油生产中,抽油杆是在油管内部来回做上下运动的,属于内接触,在公式ρ=ρ1ρ2/(ρ2±ρ1)中适用于负号,因此当抽油杆偏磨点外半径ρ1越接近于油管偏磨点内半径ρ2时,综合曲率半径ρ越大,接触应力σH则越小,偏磨将随之减轻。 2. 4综合弹性模量分析综合弹性模量E是指材料在外力作用下产生单位弹性变形所需要的应力,是反映材料抵抗弹性变形能力的指标,与材料的化学成分有关。 2.5接触长度分析从赫兹公式可以看出,接触应力的大小与接触长度呈反比,接触长度长度愈大,接触应力愈小。在油管和抽油杆偏磨的过程中,油管偏磨部位为油管内面,偏磨轨迹为线状,长度为抽油机冲程,在油田一般为4. 8米,而抽油杆偏磨部位通常为抽油杆节箍,长度一般为0.2米,其有效的接触长度为抽油杆节箍长度,对油管和抽油杆来说,接触应力是相同的,但由于油管和抽油杆偏磨行程的不同,会造成油管抽油杆偏磨速度的不同。在一个单向运动过程中,抽油杆节箍每一点的偏磨行程是4. 8米,而油管每一点的偏磨行程是0. 2米,油管偏磨面的接触应力属于脉动循环应力,与抽油杆节箍脱离接触后接触应力就等于零,因而在材质相同的情况下,油管的磨损速度要远远小于抽油杆节箍,在厚度相同的情况下,理论上要磨坏20个以上的抽油杆节箍才能使油管损坏，可以通过定期更换抽油杆节箍来实现检泵周期的延长。 3减缓管杆磨损速度,延长检泵周期 3.1降低作用在偏磨接触面上的载荷前面的公式已经指出,造成偏磨的摩擦力的大小与冲次的平方成正比,降低冲次可以降低作用在油管、抽油杆接触面上的载荷,减小接触应力,减缓磨损速度。现场应用：旋卡扶正器+普通抗磨副。加强新技术研究应用,引进弹力支撑定位扶正装置、弹力支撑抗磨副技术开展现场实验,并取得了显著效果。 3.2增大综合曲率半径接触应力的公式已经指出,综合曲率半径的大小与接触应力成反比,在油管内径不变的情况下,增大偏磨点处的抽油杆本体与节箍直径,可以有效地增大综合曲率半径,减小接触应力,减缓磨损速度。在现场生产中,可以通过调整抽油杆组合解决这个问题,在条件允许的情况下将偏磨部位的抽油杆提高一个级别使用,如将Φ19mm抽油杆改换为Φ22mm抽油杆,或者使用加大节箍,将原来的Φ19mm抽油杆节箍直径加大为Φ22mm抽油杆节箍。抽油杆节箍加大,一是增大了综合曲率半径,二是增大节箍厚度,延长了节箍完全损坏的时间。 3.3改变接触面材质,降低综合弹性模量减少摩擦系数。上部近井地带的偏磨可以通过定期更换抽油杆节箍来实现检泵周期的延长。针对采出液腐蚀严重,采取常规防偏磨技术效果差、生产周期短的井,选择内衬HDPE/EXPE油管+配套Ⅱ型接箍配套治理技术。该抗磨抗腐油管是在普通油管中内衬高密度聚乙烯材料,内衬层抗磨强度高,与钢的滑动磨擦系数为0·20,比钢对钢的磨擦系数降低0.13,能够有效减少杆管间的磨擦磨损,内衬材料的肖氏硬度为60~70m,耐磨性是金属的3~5倍;内衬材料耐腐蚀能力强:对酸、碱、盐等众多物质具有很好的耐腐蚀性。 3.4陀螺测斜。定向井在钻井过程中,录取了造斜曲线,给油井偏磨治理提供了依据,而对于地层蠕动和钻井过程中管柱失稳造成的弯曲变形,部分老井则没有录取井身轨迹资料,陀螺曲线的测试正好填补了这一资料空白。应用曲线测试数据,落实井斜角、方位角,变化明显处加以治理,可以使方案的设计更具有针对性,从而最大限度的提升治理效果。针对部分偏磨严重、采取治理措施效果不明显,井深轨迹不明确井，
浅谈油井的防偏磨技术
浅谈油井的防偏磨技术 浅谈油井的防偏磨技术 1、前言 随着水平井、斜井、高含水井、低产井等类型油井的日渐增多，抽油机井杆管磨损问题已经成为困扰油井生产的主要问题之一。以高升采油厂某地区为例，初步统计有近60口井存在较严重的偏磨问题。油井磨损主要表现在管杆偏磨严重、检泵周期明显缩短、生产成本显著上升等方面，现阶段管、杆磨损问题已成为我厂生产中急需解决的现实问题之一。由于对我厂抽油机井杆、管偏磨机理没有准确、清晰的认识，目前采取的各项防偏磨措施有效率偏低，措施有效期短。因此有必要开展油井杆管偏磨机理及防偏磨技术的研究与应用，以达到延长油井检泵周期、降低生产管理难度及生产成本并改善区块开发效果的目的。 2、存在的主要问题 某地区共部署油井107口，其中11块有油井67口，开井62口，64块有油井40口，开井39口。由于受地面条件和征地限制，大部分油井钻井时均利用老井场，井眼轨迹复杂、斜度大及狗腿度大，油井最大井斜97.1°，平均21.3°，最大狗腿度达12.21°/30m。生产过程中52%以上的油井存在着不同程度的偏磨，各井偏磨井段见附表1。另外，由于油藏埋藏深，油井下泵深度大（最深2130m，平均泵深1906m），导致油井负荷增加，增加了断脱的可能性。区块油井断脱平均免修期只有180d左右，因偏磨造成的检泵工作量占维护性作业工作量的54.2%，偏磨断脱已成为导致油井检泵的主要原因。 目前针对油井偏磨问题，主要使用尼龙防偏磨器和高强接箍，实施之后，取得了一定的防偏磨效果，但是尼龙防磨器使用寿命仅3个月，限制了防偏磨效果，另外磨损产生的碎片易导致卡泵，高强接箍使用之后，有效的解决了抽油杆接箍磨损问题，但对油管磨损较严重，出现了多次管漏问题，因此，目前尚缺乏有效的解决该地区油井偏磨问题的技术手段。
新技术对提升稠油开发效果的探讨
新技术对提升稠油开发效果的探讨 [摘要]开发稠油井低成本高效攀升新技术已成为各 油田稠油生产提质增效的一项重要研究课题。某油田提出了应用稠油开发新技术提升稠油开发效果，提升稠油井开发整体系统效率，实现稠油生产井低成本开发；介绍了泵下旋流降黏技术、氮气增能技术、稠油特超稠油区块配套注采一体化技术，保温技术，以及防砂注汽一体化工艺技术等5项稠油开发新技术的技术原理，使用条件和现场应用效果。实践证明，这些稠油开发新技术措施对稠油开发提质增效均十分有效。 [关键词]稠油；泵下旋流；氮气增能；高温起泡剂；一体化技术；效果 中图分类号：S525 文献标识码：A 文章编号：1009-914X （2018）28-0373-01 随着某油田开发整体进入特高含水期深度开发阶段，稠油开发已经成为重要产能接替阵地。目前，油田稠油资源探明地质储量6.6×108t，其中东部探明地质储量5.78×108t，动用4.86×108t，西部发现春风、春晖等油田，探明地质储量8209×104t，动用4139×104t。经过反复研究论证，探索出一套从油藏、井筒到地面的低成本配套新技术，大大提升了开发效果，降低了吨油操作成本，增加了稠油开发利润单
元，减少了无效稠油开发单元。随着稠油开发新技术的不断应用，稠油区块开发效益显著提高，提升了稠油井开发整体系统效率，实现稠油生产井低成本开发，并取得了良好的实践效果。 1泵下旋流降黏技术 1.1技术原理 稠油井存在井筒流体流动难、杆柱阻力大、泵效低等问题，开发难度大，在生产过程中，需要采取添加降黏剂等井筒降黏措施，才能正常生产。而现用的降黏剂由油套环空添加，无法实现泵下搅拌，导致降黏剂与原油混合均匀性差、降黏效果不稳定、泵效低等问题，既耗本又减效。在低油价形势下，为实现稠油降本增效开采，科研人员开展了稠油井过泵旋流降黏高效举升技术研究。 1.2使用条件 该技术适用于所有采用添加降黏剂、电加热等井筒降黏措施的稠油开发油井。 2氮气增能技术 2.1技术原理 氮气泡沫调剖技术在注蒸汽过程中注入氮气和泡沫剂，通过泡沫的“贾敏效应”，增加蒸汽流动阻力，达到减缓汽窜，提高注入蒸汽的波及效率和驱替效率的目的。泡沫剂具有很强的选择封堵性能，在残余油饱和度较高的地带发泡性
抽油井管杆防偏磨浅析解析
抽油井管杆防偏磨浅析 关键词：抽油杆；油管；防偏磨技术。文献标识码： A 文章编号：1671-7597(2011)0120170-01 胡庆油田由于多年的强注强采、自然井斜、定向斜井，加之不合理的工作参数，以及产出液的介质腐蚀等原因，造成井下管杆的工作条件日益恶劣，抽油杆在油管中的运动及油管自身的运动情况非常复杂，引起抽油杆与油管的内壁产生剧烈地摩擦，甚至将油管磨穿而造成油管漏失，或将抽油杆的节箍磨坏，造成抽油杆断脱，严重影响了抽油井的正常生产，缩短了抽油井的免修周期，加大了抽油井的维护工作量，并增加了石油开采的成本。 因此，油井的偏磨问题已经成为制约胡庆油田发展的重要因素，应用效果较好、行之有效的防偏磨技术和手段，延长管杆的使用寿命，延长油井免修期已显得尤为必要和迫切。以最大限度地解决胡庆油田油井偏磨的问题。 1影响偏磨的因素 1.1油井井身结构的影响。在抽油井正常生产时，抽油杆拉力和重力产生一个水平分力，在水平分力下油管和油杆接触产生磨擦。抽油井弯曲度越小，油管内壁与抽油杆接箍产生偏磨面积越大，磨损越轻；弯曲度越大，不仅油管内壁与油杆接箍偏磨，油管内壁与抽油杆本体也产生偏磨，油管偏磨面积较小，磨损较严重。在整个上下冲程期间，抽油杆柱只是在接触点附近的小块区域内发生磨损，而油管柱则在整个冲程范围内相对较宽的区域内发生磨损，这也是抽油杆较油管磨损严重的原因之一。 1.2生产参数的影响。冲次高，冲程短时，偏磨次数频繁，偏磨的部位相对较小，磨损较严重，并且过高的冲次将导致杆柱中性点上移，杆柱偏磨段加长。 1.3抽油杆在交变载荷作用下产生底部弯曲。在上、下冲程时抽油杆都会产生弯曲，缩短了杆管间距，从而增加了摩擦系数。特别在粘度大的稠油井环境里，不仅摩擦力较大，而且泵下行程阻力也大。一般情况，当泵径大于50m 时，并且抽吸速度较快时，泵阻力的影响较为突出。 1.4油管弯曲的影响。柱塞上冲程时，游动凡尔关闭，固定凡尔打开，此时泵筒及上部油管内测壁受油管内液体静水压力作用，外壁受一定沉没度液体压力作用，整根油管如同一根承受内压力的细长管，当内压达到一定值时，油管会出现弯曲，在弯曲点处，油管与抽油杆发生接触磨损，导致油管发生弯曲的力为虚拟轴向力，该力大小与泵径、泵挂深度及沉没度等
抽油机井防偏磨集成配套技术的研究与应用
云南化工Yunnan Chemical Technology Apr.2018 Vol.45，No.4 2018年4月第45卷第4期 1 项目主要内容 在有杆抽油系统中，抽油杆、接箍油管的磨损现象普遍存在，随着文中、文东油田三十多年的开发，尤其是已进入高含水开发阶段，井液含水较高，杆管偏磨愈演愈烈，甚至直井中杆管偏磨问题也相当严重，在我厂针对偏磨问题也配套研究了多种多样防偏磨工艺，虽然已取得了一定的效果，但随着定向斜井、侧钻井的增加，含水上升、油井泵挂加深导致振动载荷加大、管杆修复使用率上升等不利因素的上升，抽油井工作的环境日益恶化，抽油井偏磨状况随之加重。统计近5年的偏磨致躺数据，2017年因偏磨导致的躺井25口，偏磨因素导致的躺井数逐年上升。 目前油田开发阶段对抽油机井偏磨的影响：1）介质变化对管杆偏磨影响加剧。油田进入高含水期，含水不断上升，受产出介质的影响，一是使产出液由油包水→水包油，油管与抽油杆之间的接触面因失去润滑，摩擦力增大1~3倍；二是含水上升会导致产出液温度升高，同时含砂、结垢和CO2、H2S、H+、Cl-等腐蚀介质的产出水会使管杆摩擦力加大、接触面变得更加粗糙摩擦系数进一步增大；三是修复管杆使用率上升，高含水下井液对修复管杆更易腐蚀导致偏磨。2）有效提液稳油和深抽提液对偏磨技术提出更高的要求。高含水期，受投入成本的影响，采油方式进行优化，电泵和气举井转抽力度在加大，大排量的抽油泵使用增多，大泵提液和大泵深抽工作量增加，杆柱失稳和弯曲造成的偏磨增多。2 主要应用的工艺技术、工作量及创新点 2.1 主要应用的工艺技术及工作量 1）Wellinfo三维井身轨迹在防偏磨技术中的应用。前期在防偏磨技术的配套应用主要在井斜资料的基础上，依靠作业现场描述，通过作业现场中油管和抽油杆的偏磨情况，判断偏磨段和偏磨程度，验证前期配套的合理性，制定和调整防偏磨配套工艺。但是在防偏磨配套工作中发现前期的配套方法存在技术缺陷：一是井斜数据与现场描述差异性较大，井斜（或狗腿度）不大处却偏磨严重；二是电泵、气举转抽井，在没有抽油机生产史情况下如何防偏磨配套；三是新井仅依靠井斜数据不直观的反映出井身轨迹的变化，配套难度加大。 2）防偏磨集成配套技术应用。①内衬管+双向保护接箍集成应用技术。内衬管具有表面光滑、摩擦系数较低，优良弹性、柔韧性、耐磨性和耐腐蚀的技术特点，通常在管杆偏磨严重井使用。但在使用过程中发现，由于普通抽油杆接箍表面摩擦系数较高，对内衬管损伤较大，降低了防偏磨效果，严重时导致内衬管损坏脱落。针对这个问题，一是在内衬管内配套双向保护接箍，利用双向保护接箍表面AOC-160涂层的光洁度高、摩擦系数低的特点，进一步减少管杆之间的摩擦，同时起到延长内衬管使用寿命的作用，从而提高防偏磨效果。二是对双向保护接箍的端面进行改进，将平端面改进为倒角端面，避免在上下运动时由于端面对管壁造成的损伤。 ②“二旋”+抗磨类集成应用技术。偏磨较轻井：主要是指油井井斜和狗腿度不大，三维井身轨迹未见明显拐点，仅受杆柱失稳影响，作业现场只是发现杆本体和抽油杆接箍轻微偏磨井。主要应用旋转悬绳器+双向保护接箍或旋转悬绳器+注塑杆（单个注塑块）集成技术。双向保护接箍以油管厂修复为主。2015年应用45井次。 偏磨中度井：主要是指三维井身轨迹有拐点，作业现场管杆明显偏磨，历史上有偏磨致躺作业的井。主要应用旋转悬绳器+注塑杆（双注塑块）或旋转井口+注塑杆（双注塑块）集成技术。2017年应用78井次。 3 现场应用效果分析 2017年开展抽油机井防偏磨集成技术的研究与应用项目以来，现场应用防偏磨集成配套148井次，其中内衬管+双向保护接箍集成技术15井次，“二旋”+抗磨类集成应用技术133井次。与2016年对比，减少偏磨因素躺井10口，有效的提高了防偏磨技术配套工艺水平，效果显著。 4 结语 油田进入高含水期，抽油机井工作环境日渐恶化，特别是管杆修复使用率上升后，偏磨问题导致躺井数逐年上升。针对这个问题，开展油田抽油机井防偏磨集成配套技术的研究与应用项目，应用现有的防偏磨工艺技术特点，形成防偏磨集成化配套技术，提高防偏磨工艺技术水平，最终达到油田稳产的目的。 参考文献： [1] 杨海滨,刘松林.三维井眼抽油杆与油管防偏磨技术研究与应 用[J].钻采工艺,2008(36):94-97 [2] 赵子刚,褚英鑫.抽油杆管偏磨的综合分析与防治[J].大庆石油 学院学报,2002,26(3):22-25. 收稿日期：2018-03-16 作者简介：李艳丽、朱绍华、庞顺利、赵晓梅、朱红，中原油田分公司采油一厂。 doi：10.3969/j.issn.1004-275X.2018.04.042 抽油机井防偏磨集成配套技术的研究与应用 李艳丽，朱绍华，庞顺利，赵晓梅，朱 红 （中原油田分公司采油一厂，河南 濮阳 457001） 摘 要：文中-文东油田经过三十多年的开发，已进入注水开发中后期，含水不断上升使井下杆管工作状况逐年变差，油井偏磨程度不断加重，而目前现阶段单一的防偏技术适用性不强，因此在前期机采井防偏磨工艺技术的基础上，开展防偏磨集成技术的研究与应用，完善油田抽油机井防偏磨工艺技术，为油田稳产提供技术支撑。 关键词：防偏磨；集成技术；稳产；效益 中图分类号：TE355.5 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）04-056-01 ·56·
稠油井掺水升温工艺应用现状及分析
稠油井掺水升温工艺应用现状及分析 孤四区油藏经营管理区主要管理着渤89、渤76、渤21、孤南稠油、南区馆5-6稠油、南区东扩边等6个开发单元的稠油井，总井450口，开井386口，稠油掺水井118口。 由于稠油井粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。随着稠油开发规模逐年加大，储层条件越来越差，热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，原油粘度增大，出现低液量、低含水，光杆缓下的现象增多，严重影响了稠油井生产管理和稠油产量稳定。目前采用的稠油掺水工艺有有：地面掺水、泵上掺水、空心杆掺水以及泵下掺水方式。以地面掺水降粘伴送为主，只有少量油井采用泵下掺水和空心杆掺水。孤四区稠油井掺水主要采用孤五联低压独立掺水管网，由于管网涉及掺水间数量多，掺水管网流程长，到达掺水间水温平均在45℃左右，经过掺水间再次分配后，到达单井掺水温度平均在37℃左右，不能达到稠油井升温降粘的效果，为此，孤四区在稠油井单元实施了掺水升温的工艺技术，实施后，大大降低了稠油井冬季管理难度，创造了良好的经济效益。 一、在具备气源井站安装加热炉，提高掺水温度
1、在气量富裕的区块，掺水井与计量站比较集中区域，对计量站安装加热炉，已安装投用计量站加热炉11台。通过安装加热炉，大大提高了掺水干线来水温度，平均提高15℃左右，有效解决了70口油井因掺水温度低，导致井筒及地面输送困难的问题。 注采管理406站渤69-1站管理着5口稠油井，其中掺水井4口，平均原油粘度6208mPa?s，粘度较大，平均掺水温度40℃，平均井口温度21 ℃，每逢冬季，油井频繁出现烧皮带、光杆缓下、堵管线等问题，给生产带来较大困难。2013年4月，在渤69站安装加热炉，对掺水干线实行加热升温，并对单井实施单空心杆掺水，实施后，加热炉出口水温达到61℃左右，平均井口温度上升到42℃左右，解决了井筒及地面输送困难的问题，效果较好。 二、在不具备气源的井安装电加热装置 电加热杆采油是利用电加热杆内的电缆，通电后发热，传热给电热杆本体，加热油管内的液体，降低稠油粘度，达到降低稠油在井筒内流动阻力的目的。 四、结论 1、稠油的流动性取决于多种因素，其中温度和含水较为主要，掺水升温降粘是经济有效的稠油降粘措施，但要保证温度高于粘壁温度。稠油井管理中要既要做好升温，也要保温工作。