螺杆泵井杆管偏磨治理方法探讨

螺杆泵井杆管偏磨治理方法探讨

卢福生，杜丙录，孟萍

(大庆油田有限责任公司第二采油厂)

摘要：针对螺杆泵井杆管偏磨现状，从杆柱的运行特点和受力状况进行了原因分析，并制定和实施了解决办法，最后对偏磨治理方案提出了建议。

关键词：螺杆泵；抽油杆；偏磨

近几年，螺杆泵举升工艺以其投资小、能耗低、便于管理等优势，在新井投产、聚驱采油等领域应用广泛，在油田应用总井数逐年扩大，截至2004年12月底，第二采油厂螺杆泵井数达到258口。统计作业井情况，因偏磨造成抽油杆断或油管漏失的有12口井，占作业总井数的29%，平均检泵周期为489d，作业时更换磨损杆管带来的材料费用支出比较大，增加了后期维护性作业费用。可见，偏磨治理对延长螺杆泵井检泵周期，进一步降低采油成本具有重要意义。

1 偏磨原因分析

根据对螺杆泵井杆管偏磨情况的跟踪、调查，发生偏磨的井段主要集中在400m以下，且杆体、接箍都有磨损，12口井具体偏磨情况见表1。

表1 12口井偏磨井段统计表

从抽油杆的运行状态和受力状况分析，认为造成杆管偏磨主要有2个因素：

一是螺杆泵在运转过程中，理想状态下，杆柱在中心轴线位置做自旋转运动，但是受井下螺杆泵偏心距作用和杆柱所受的扭矩作用，高速旋转杆柱将产生离心力，促使杆柱偏离中心线位置，造成抽油杆与油管内壁的接触、摩擦。越靠近转子，偏心距作用越明显，杆柱震动更强烈，也更容易发生偏磨。

二是为了防止油管脱扣，需要横向固定螺杆泵，防止定子旋转，因此，在泵的下端要连接一个油管锚，目前常规采用的油管锚是支撑卡瓦，这种卡瓦采用上提下放坐封，在作业施工坐支撑卡瓦时，通常将油管挂下压进法兰10mm左右，结果造成油管在套管内呈弯曲状态。经过计算，对于φ73mm或φ89mm油管在φ140mm套管内，如果油管一端接触套管，则油管另外一端内壁距离套管中心线只有5.5mm和20.5mm，这一点将与处于垂直状态下的抽油杆接触，从而产生磨擦，作业操作时压进的高度越大，油管在套管的弯曲点越多，抽油杆与油管的摩擦点越多。

2 措施和效果

根据以上对造成杆管偏磨得两个原因的分析，制定了以下两项措施。

(1)针对杆柱偏离中心线造成的偏磨，通过合理地设计加装抽油杆扶正器，来保证抽油杆在中心轴线位置做旋转运动。

假定井眼轴线与铅垂线重合，根据动力学分析理论，扶正器之间的抽油杆以扶正器的中心线为轴做旋转运动（图1），那么对于任一微小侧向位移r 将产生的离心力为：

900

2

2n m r

F c π=

轴向力的横向分量为P i sin θ。将相邻两扶正器之间的一段杆柱简化为铰支链的等刚度弹性基础梁，两个力对杆柱的弯矩为：

)](sin 2

1

[)](21[)(x L P x L F x M i c -?--?=θ

杆柱弯曲挠度方程可以表示为：

??++?

??

??????-?-?????????-?=

D Cx dxdx x L P x L F EI y i c )(sin 21)(211θ 积分整理后得：)43(48sin 22x L x EI

P F y i c +?-=

θ

杆柱变形的最大挠度：3

max 48sin L EI

P F y i c ?-=

θ

两扶正器的间距ΔL 为：322max

sin 90043200θ

πi P n mr EIy L -=?

式中：ΔL ——扶正器间距，cm

E ——钢体杆的弹性模量，21×106N/cm 2； I ——惯性矩，cm 4；

y max ——杆柱变形的最大挠度，cm ； r ——旋转半径，取螺杆泵的偏心矩，m ； n ——杆柱的转速，r/min ； P i ——底端轴向拉力，N ；

C 、

D ——为两个积分常数；

θ ——为杆柱任一横截面的转角。

利用上述模型，通过编程处理，绘制了转速180r/min 下φ25和φ38空心抽油杆扶正器布置图（图2）。从图上可以看出，扶正器应按照从上至下，由疏到密的不均匀布置。为方便现场操作，结合偏磨井的实际情况，制定了扶正器的优化布置方法（表2）。

表2 扶正器的布置方法

（2）针对油管在套管内弯曲问题，首先试验应用了扭矩翻板锚来替代支撑卡瓦，该油管锚坐封时不用下压油管，使油管处于自由垂直状态。但是在应用时发现，该锚存在锚定效果不稳定的问题，容易造成油管脱扣，因此要选择锚定力大，性能稳定的翻板器。在继续使用传统的支撑卡瓦的基础上，对作业施工进行更严格的要求，限制卡瓦坐封高度必须小于10mm ，尽量保证油管不弯曲。

从2月份开始按照上述方法实施扶正器优化设计和施工要求，共实施76口井，目前只发现1口偏磨井，最长的井已经正常运转10个月，初步取得比较好的防偏磨效果。

3 认识

（1）杆管偏磨需要更换偏磨部位的抽油杆及管，大大增加了螺杆泵的后期维护性作业费用，增加了螺杆泵的采油成本。

（2）杆柱在高速旋转时产生离心力，使杆柱偏离中心轴，造成偏磨。另外，作业施工勒油管锚造成油管在套管内弯曲，也是造成偏磨的一个原因。

（3）通过对抽油杆扶正器进行优化设计，并应用扭矩翻板锚或严格规范支撑卡瓦的坐封操作，是解

决螺杆泵井杆管偏磨的有效方法。

技审：王凤山编辑：汪玉华

萨南油田油水井套损原因分析及修复技术

萨南油田油水井套损原因分析及修复技术 发表时间：2018-06-05T15:12:03.760Z 来源：《基层建设》2018年第10期作者：郑朝辉王胜福[导读] 摘要：现阶段，油田生产事业的发展一直呈上涨趋势，是我国的社会经济和国民经济发展的重要来源。大庆油田有限责任公司第二采油厂作业大队十八队摘要：现阶段，油田生产事业的发展一直呈上涨趋势，是我国的社会经济和国民经济发展的重要来源。但是在实际的油田开采过程中，由于油水井的套管容易出现问题而影响了油气的开采。随着油田进入开发中后期，油水井套管由于工程因素、地质因素、生产因素等造成套管损坏，严重限制了油水井方案措施的制定和开发方式的转换。利用工程测井技术确定套管损坏程度来制定修补措施。本文主要针 对油水井套管破损问题提出正确的应对措施，根据不同的破损情况而采取不同的应对措施，提高油气的采收率。关键词：套管损坏修复方法一、套管损坏原因分析导致油水井套管损坏的原因很多，也很复杂。从资料统计分析中可以将套管损坏因素概括为工程因素、地质因素、生产因素等，而绝大多数套管损坏是多种因素共同作用的结果。 1、工程因素工程因素主要包括套管材质问题，如：使用的套管强度不够或存在缺陷；井眼狗腿度过大（斜井），常规修井过程中造成的套管磨损；设计井身结构不合理，如水泥返高不够、固井质量差、完井方式不合理等问题造成的。 2、地质因素地质因素包括地层的非均质性、地层倾角、岩石性质、断层活动、地面腐蚀等作用造成。萨南油田{南二、三区、四区西}区块多为较为松软的砂岩地层，它们在上覆地层压力、构造压力、岩石自重等因素的作用下易变形，对套管产生非均匀外挤。在地下高温、高压及外界压力波动较大的条件下，蠕变而发生塑性流动，导致套管塑性变形破坏。在断层附近地应力相对集中的地区，产生断层滑移，剪切套管，当达到或超过套管抗压或剪切极限值时，会发生套管错段。 3、生产因素生产因素造成的套损 1、油层出砂：油层出砂会引起上覆岩体下沉和下覆岩体上冲联合作用。使油藏层段缩短，影响套管的横向支撑，使其形成变形。 2、长期注水引起泥岩膨胀造成的套管缩径、错段、弯曲、化学腐蚀正常的套管穿孔。 3、高温热采：高温导致套管变形或损坏的主要因素，在热采的过程中，受热应力的作用而套管材质发生变化，应力集中区域在地层外力作用下，发生微变——甚至错段。 二、套管损坏后的修复 1、修复时机的选择套损井治理的目标是获得最佳的经济效益，而在优化套损井治理措施中，唯一的衡量标准是经济效益达到最高，因此，目标函数定义V=V1+D 该式中 V 为目标经济效益 V1 油井增产或复产后的价值 D 为大修投入要获得满意的经济效益，首先必须选择的修井策略，应选择修复难度小，复产后油井产量高，水井注入量对周围影响大的井。其次，采用先进的、成熟的修复技术降低修井风险。 2、套损后的修复工艺对于径向凹变较小，变形不严重，可采用较为传统的方法处理： 1、机械法整形机械整形是利用钻杆及配重钻铤传递动力，通过下施工钻具产生的冲击力；转盘带动钻具的扭转力；通过整形工具作功并克服地应力套管的挤压力和套管本身的弹性应力，对变形部位进行逐级作用，完成对套管变形的修复。因操作简单、安全可靠，是目前常用的套管整形方法，套管整形工具有胀管器，如：梨形胀管器、滚珠整形器、偏心胀管器、长锥面胀管器等。 2、爆炸法整形爆炸整形适用于机械整形无法实现的套管修复工艺，该方法施工周期短、费用低、效果好，但存在的主要问题是必须在弄清套损情况的前提下，同时解决好药性的选择、要亮的控制、引爆方式的确定等关键问题，才能获得理想的修复效果。由于药量及药性选择难度大相应存在的风险也较高。 3、铣锥处理法采用铣锥打通套管通道，在采取套管加固或套管补贴等技术手段完善套管的完好性。机械整形和爆炸整形是通过碾压和冲击作用改变套管塑性变形程度，尽可能在套管弹性区内未破坏屈服条件下完成，但在上述施工作业成功率比较低，即使整形成功，在未来在次进行注水或生产的情况下极易重复发生变形。 4、套管破裂（漏洞）处理对于套管损坏部位存在的漏洞或破裂采取以下方法：管柱（机械）封堵法、挤灰封堵法、套管补贴封堵法、加固衬管完井法、修复加固工艺。 套管补贴封堵法、加固衬管完井法的施工原理主要应对于套管错断。套管补贴是比较成熟的工艺，原理就是将低碳钢波纹管下入套管损坏部位，通过水力补贴工具产生轴向力，使胀头上行，将波纹管胀圆，借助粘结剂将波纹管紧紧挤贴在损坏的套管内壁上，形成不渗漏密封层。此施工较为繁琐、风险与施工难度大。但修复后能较好的达到油井复产、水井复注的效果。 三、结束语：

螺杆泵使用及现场说明书相对详尽

单螺杆抽油泵 说明书 一、工作原理 地面驱动单螺杆抽油泵（以下简称螺杆泵）适用于稀 油、稠油、高凝油及高含砂、高含气、含水油井的开采。因其具有一次性投资少、泵效高、能耗低、结构简单、占地面积小、安装、作业、维修方便等一系列优点，成为石油开采业势在必行的更新换代产品。 螺杆泵主要由驱动装置、传动轴、泵转子和定子四大部分组成。驱动装置为泵提供动力源；传动轴把地面的动力传递给井下的泵转子；泵转子是截面为圆形的单螺杆；泵定子是具有双螺旋线的内腔；在螺旋转子和定子之间有多个“ S”形封闭空腔。工作时驱动装置通过传动轴带动井下抽油泵的转子在定子衬套内作行星运动，转子和定子之间的“ S”形空腔随转子的旋转面不间断地螺旋上升，由泵下面新形成的空腔完成液体的吸入，经转子的螺旋举升在泵上端排出，从而达到不间断连续采

油目的。因螺杆 泵没有吸排液阀，具有抗砂卡、防气锁的功效。 二、产品的结构和组成 地面驱动单螺杆抽油泵由驱动头、控制柜、泵体、油 管锚、限位器、井下配件等组成。 三、产品的规格型号说明 G LB CZp — ________________ 泵的总级数 -------------------------- 泵每转公称排量抽油杆传动 ---------------------------------- 螺杆泵 型号表示示例： GLB120-36 即为每转公称排量120m，36级的单螺杆抽油泵 四、螺杆泵的性能特点 1、地面装置结构简单，体积小，重量轻。 2、泵效高、节能、管理费用低。泵效可达60% ~ 95%, 是现 有机械采油设备中运动阻力最小、能耗最省、效率最高的 机械设备之一，是石油行业的更新换代

关于抽油机杆井管杆偏磨原因及对策分析

关于抽油机杆井管杆偏磨原因及对策分析 发表时间：2018-11-14T20:14:34.780Z 来源：《基层建设》2018年第28期作者：邢永军 [导读] 摘要：随着油田开发时间的延长，大庆油田己进入高含水期，原油粘度逐渐增大，井筒管理难度越来越大。 大庆油田第二采油厂第三作业区维修队 摘要：随着油田开发时间的延长，大庆油田己进入高含水期，原油粘度逐渐增大，井筒管理难度越来越大。由于偏磨致使油井出现管漏、管脱、杆断、杆脱而检泵，需投入很高作业费用。因此搞清油杆井管偏磨原因，积极采取有效措施，从根本上预防和治理油井偏磨，降低油井偏磨频率，延长油井检泵周期，对油田有效开发和可持续发展具有重要的意义。 关键词：抽油机管杆便磨防治 引言 随着油田进入高含水开发后期，由于高含水、低沉没度井数不断增加，杆管偏磨井数逐年上升，因杆磨断检泵的井比例也逐年上升，增加了维护性井下作业工作量，也增加了检泵费用及换杆管的费用，严重影响油田生产和检泵周期，及时诊断杆管是否偏磨，并及早采取防治措施，能够取得较好经济效果。 一、抽油井管杆偏磨的概述 随着我国经济和社会的发展，石油的需求量逐年的增加，而大庆油田已经处于开发的后期，油田呈现出高含水性、低渗透性，产油量逐年的减少，面对日益紧张的石油资源的需求的形式，大庆油田提高了采油科学技术的要求，也正是由于大庆油田长期使用"水驱法"产油，大量的注水以及不合理的开采，自然井斜、定向斜井，以及产出液的介质腐蚀等原因的影响，就造成了油田井管杆的工作条件逐渐的恶化，抽油杆在油管中的运动以及油管自身的运用是联系紧密而且关系复杂，引起抽油杆和有关的内壁长生强烈的摩擦，有时会把油管磨穿而造成油管漏失，或者是把抽油杆的节箍磨坏，造成抽油杆的损坏，严重的影响了抽油油井的正常生产。 二、抽油机井杆管偏磨的主要危害 抽油机井杆管偏磨的主要危害有以下三方面：第一，偏磨会致使抽油杆接箍的磨损，严重时造成抽油杆断脱。若偏磨部位在抽油杆本体上，严重时会造成杆断。第二，偏磨会致使油管以及油管丝扣的磨损，严重时，造成油管的漏失。第三，偏磨会致使抽油杆断脱以及油管漏失双重因素导致的油井停产。 三、管杆偏磨原因分析 3.1 井身结构的影响 生产油井有直井和斜井两种，对斜井来讲，油管在造斜点附近范围是弯的，一般抽油泵在造斜点以下安置，这样一来抽油杆与油管在造斜点处必然发生大面积的摩擦，致使杆管严重磨损。 3.2工作载荷的影响 抽油机井在生产过程中，由于抽油杆柱受到往复的交变载荷影响，纵向上会发生拉伸变形，造成磨损。当抽油杆上冲程阶段时，液柱的重量完全作用在杆柱上，杆柱由于受到纵向上的拉伸，油管承受其自身的重量、衬套与柱塞间的摩擦力、固定阀的进液液流阻力、油管与液柱间的摩擦力，在这四个力的综合作用下，大大加剧了油管的变形程度，继而发生摩擦；当抽油杆下冲程阶段时，液柱的重量完全作用在油管之上，致使油管在纵向上被拉伸，抽油杆柱受到自身重力，衬套与柱塞间的摩擦力、液柱与抽油杆柱之间的摩擦力、固定阀的进液液流阻力四个力的综合作用下发生偏磨。 3.3 油井生产参数的影响 抽油机井的冲次和冲程对管杆偏磨影响极大。抽油机冲程越小，发生偏磨的部位越小；抽油机的冲次频率越高，在单位工作时间内，偏磨发生的次数就越大，磨损的相对速度也越大，缩短了杆管的使用寿命。 3.4 产出液介质的影响 当油井产出液含水较高，产出液换相，即由油包水型转换为水包油型。也就是说，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，油管内壁和抽油杆磨损速度加快，偏磨严重。 3.5地下原油粘度的影响 开采地下的原油，如果粘度较大，会导致抽油杆运行的阻力加大，使得管杆加重变形程度。导致抽油杆和油管偏磨的位置增多、发生偏磨的范围加大，发生偏磨的摩擦力也会相应增加，从而加大了磨损力度。 3.6含砂量的影响 采油井的采出液中，通常含有地层砂。采出液中砂子的存在，加剧了抽油杆与油管发生磨损，采出液含砂量越多，抽油杆与油管的磨损越严重。 四、管杆偏磨防治措施 4.1优化管柱组合设计 根据不同采油井的实际井况，建立合理的力学模型。通过对管柱的各个受力点的分析计算，优化杆柱组合设计，在容易出现受力变形大的部位，使用具有高强度、耐腐蚀材料的杆材，尽量减小抽油杆和油管的受力变形幅度，以减小偏磨几率。 4.2加装抽油杆扶正器 在抽油杆上加装抽油杆扶正器来防治管杆偏磨。抽油杆扶正器采用尼龙为原料，它不仅价格低、容易安装，并具有耐热、耐磨、耐腐蚀、耐低温的优点，在控制抽油机井油管本体与抽油杆接箍的偏磨方面起到了较好的预防作用，适于大范围推广。 4.3 加缓蚀剂 加缓蚀剂是解决油井井简和地面集输系统腐蚀的一种常用、有效方法。其原理是通过缓蚀剂加入到产出介质中，在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。另外，通过油井缓蚀剂在油管内壁形成的保护油膜，起到润滑作用，达到减少磨损的目的。 4.4 加强日常管理、制定合理工作参数 在能满足正常生产的前提下，尽量控制井口回压，回压过高不仅加大悬点载荷，而且会加剧杆、管的磨损；确定合理的泵径以及冲

螺杆泵井管理办法

第九采油厂 螺杆泵井管理办法 第一章总则 1、为充分发挥螺杆泵井采油低成本、低能耗的优势，保证螺杆泵井采油规模化应用的顺利实施，延长检泵周期，确保安全生产，结合第九采油厂螺杆泵井的实际应用情况，制定本办法。 2、本办法适用于第九采油厂所属各采油作业区。 第二章资料录取 1、螺杆泵井录取资料全准系指油压、套压、动液面、静液面、产量、转速、电流、油气比、原油含水化验、扭矩及轴向力全准。 2、油压、套压：正常情况下，油压、套压每天录取一次，每月至少录取20次，对气大井要求加密观察，合理控制套压。 3、动液面：正常情况下，每10天录取1次动液面，每月至少录取3次，并同步录取油压、套压、产量、转速、电流资料。若沉没度大于500m或小于200m，需加密液面测试，

及时诊断泵况，查找原因。 4、转速：正常生产井，每10天录取1次转速。 5、电流：正常生产井每天录取１次电流，每月至少录取20次。电流波动超过1.5A要核实产量、泵况等情况，应加密录取，及时查明原因。 6、扭矩及轴向力：根据各作业区具体情况，要求螺杆泵井每两月至少进行1次扭矩及轴向力测试，必须同步测得油压、套压、动液面、产量、转速、电流、系统效率，并形成测试资料台帐。 7、产量、静液面、原油含水化验、油气比的资料录取要求与抽油机井相同。 8、对新投产井、作业井、调参井、热洗井等特殊井，必须及时测试。要求在开井生产7天内，每天录取油压、套压、动液面、产量、转速、电流、扭矩等资料，并及时上报工程技术大队。 第三章日常管理与维护 1、扭矩测试 1.1现场扭矩测试的具体操作步骤参照《螺杆泵井扭矩现场测试操作规程》。 1.2螺杆泵井扭矩测试要求，螺杆泵井在正常生产情况

临南油田油水井套损分析及治理对策

2009年6月 第28卷第3期 大庆石油地质与开发 Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing June,2009 Vol.28No.3 　收稿日期:2009?05?04 　作者简介:王　伟,男,1972年生,工程师,从事石油开发工作三 E-mail:ww133********@https://www.wendangku.net/doc/3c15714190.html, DOI :10.3969/J.ISSN.1000?3754.2009.03.021 临南油田油水井套损分析及治理对策 王　伟1　宋桂芳1　石　勇2　刘玉功1　李新平1 (1.胜利油田临盘采油厂,山东临邑　251507;新疆油田公司第二采油厂,新疆克拉玛依　834000) 摘要:临南油田日趋严重的套损状况,严重破坏了油田的注采平衡关系,制约着油田注采结构的进一步调整,造成大批治理资金被迫投入,成为影响油田开发效果的反面典型三分析了临南油田油水井套管弯曲二缩径二错断二破裂二穿孔及渗漏六种主要类型,介绍了套管损坏在开发时间二生产区块二井别二构造位置及井深剖面上的分布规律,论述了套管腐蚀穿孔和变形损坏的主要作用机理,提出了 预防为主,防治结合”的总方针,并提出了 套损井治理必须优选经济二有效二合理的修井方案,确保治理工艺的合理优化组合,以实现经济效益的最佳化”的方案,总结了近年来临南油田在预防和治理套损井方面的主要对策及措施,为今后临南油田的高效益开发提出了宝贵建议,值得其他油田借鉴三关 键 词:套损类型;分布规律;套损机理;防治对策;临南油田 中图分类号:TE358+ .4 文献标识码:A 文章编号:1000?3754(2009)03?0093?06 ANALYSIS ON CASING DAMAGE IN PRODUCERS AND INJECTORS IN LINNAN OILFIELD AND ITS TREATMENT WANG Wei 1,SONG Gui?fang 1,SHI?yong 2,LIU Yu?gong 1,LI Xin?ping 1 (1.Linpan Oil Production Company ,SINOPEC Shengli Oilfield Company ,Linyi 251507,China ; 2.NO .2Oil Production Plant of Xinjiang Oilfield Company ,Karamay 834000,China ) Abstract :Casing damage in Linnan Oilfield seriously breaks injection /production balance and prevents further ad? justment of injection /production structure ,resulting in much cost for treatment and becoming obstacle for oilfield development.In this paper ,six types of casing damage in Linnan Oilfield are analyzed including casing buckling ,hole shrinkage ,bad break ,breaking ,perforating and leakage in producers and injectors.Distribution rules of cas?ing damage in respects of development period ,production block ,well type ,structural location and well depth sec?tion are introduced.Main mechanisms of corrosion and deformation damage of casing are discussed ,and the general principle prevent is primary combined with treatment ”is proposed.Meanwhile ,this paper suggests that casing damage treatment must optimize economic ,effective and reasonable workover plan to guarantee reasonable opti?mized combination of treatment techniques so as to realize maximum economic effect.Finally ,it summarizes signifi?cant treatments of preventing and treating casing damage wells in Linnan Oilfield in recent years ,providing experi?ence for high-effective development of Linnan Oilfield in the future and reference for other oilfields.Key words :casing damage type ;distribution rules ;casing damage mechanism ;treatment ;Linnan Oilfield

螺杆泵最佳洗井方法研究

螺杆泵最佳洗井方法研究 发表时间：2014-05-09T16:35:12.653Z 来源：《中国科技教育·理论版》2014年第3期供稿作者：靳云鹏祁伟 [导读] v对于最大排量小于72方/日的井，必须在洗井最后2个小时把转子提出泵筒，进行大排量排蜡。 靳云鹏祁伟大庆油田第一采油厂第三油矿 163000 摘要洗井是油井管理中的重要一环。目前现行的热洗制度都是针对抽油机井制定的，在螺杆泵上应用抽油机井的热洗方法存在很大不适应性。主要由于螺杆泵是一种容积泵，在正常抽汲过程中，不会出现抽带喷的现象。在热洗过程中，化蜡、排蜡、巩固各个阶段要求的排量都远大于大部分螺杆泵井的理论排量，这样在热洗过程中热洗液会有很大一部分洗入地下，一方面造成洗井液的热量浪费，另一方面洗井液大量压入地层，造成含水恢复时间大幅度延长，影响了洗井质量。因此摸索最佳螺杆泵洗井参数，尽量减少因洗井液控制不好对单井造成的负面影响势在必行。 关键词热洗排量洗井时间 1 前言 截止2014年3月，大庆油田采油一厂第三油矿共有螺杆泵井241口，145口为空心转子小泵井。为了解决螺杆泵井热洗过程中的问题，相关技术部们和厂家，陆续试验了多种洗井装置，在实验过程中，压控洗井器、温控洗井器由于存在部分问题，目前大部分已被淘汰，目前在用的主要为空心转子。但空心转子技术没有对能够达到的热洗排量设置相应的指标和数据。这就导致我们在进行螺杆泵井热洗时，无法做到合理的排量控制。另一方面，对于转排量800和800以上的螺杆泵，由于没有空心转子的存在，导致洗井过程中最大抽汲液量不会超过理论排量，这部分井在热洗时采用怎样的参数才能达到热洗的要求，也成为了螺杆泵井热洗工作中一个迫切需要解决的问题。 2 洗井实验跟踪总结 第三油矿利用2个月对21口井进行洗井实验，分别对不同洗井方式（车洗或站洗）、不同泵型、不同沉没度、不同产液量的井进行洗井试验，记录站、计量间、洗井现场的相关数据。 2.1液量的变化规律 中81-P016井基本参数如下： 泵型KGLB400-20，转数46n/min，理论排量26.5m3/d，泵效84.01%，日产液量22 m3/d，沉没度160.76m，油压0.49MPa ，套压0.38MPa。进行5小时热洗实验，热洗温度82度。该井热洗过程中量油变化可以分为四个部分： 第一部分为40分钟地面替液阶段，该阶段量油与转油站计量数值基本相同。 第二部分为60分钟导入地下阶段，由于油套环空中液面的存在，导致洗入地下的水，不能够及时被螺杆泵抽出，使计量间量油产量逐步上升，直到达到该井理论排量加上空心转子水量。 第三部分为30分钟化蜡、排蜡阶段，该阶段导入地下水量和采出液量变化均不明显，热洗液在井筒中循环，将热场向井下推动，直到结蜡点附近达到化蜡温度，井筒内的蜡开始融化并随采出液抽汲到地面。 第四部分为90分钟巩固阶段，该阶段井筒内蜡基本融化，由于流动阻力下降，导致导入地下水量小幅度增加，而采出液量由于达到最大值，所以仍然保持稳定。 通过中81-P016井的采出液量变化情况，可以看到该井空心转子在热洗过程中能够起到增加洗井液返回井筒内的速度，增加采出液化蜡能力，减少含水恢复时间的作用。为此，第三油矿又对12口空心转子井和8口非空心转子洗井过程中洗井液排量和采出液量变化进行计量。可以初步估算出不同泵型的井建议洗井排量。如表1所示。 表1 不同泵径洗井排量建议值 2.2压力的变化规律 压力变化选取中81-P016井进行分析，该井套压压力变化可以分为三个部分： 第一部分时长100分钟，开始向油套环空导入热洗液，热洗液在井筒中循环，将热场向井下推动，直到结蜡点附近达到化蜡温度。所以压力波动较大。 第二部分时长180分钟，该阶段井筒内的蜡开始融化并随采出液抽汲到地面。压略有升高，且比较稳定。 第三部分时长60分钟，该阶段井筒内蜡基本融化，由于流动阻力下降，导致压力再次下降，并保持稳定。 通过以上论述可以看出，正常洗井过程中压力保证在2.0兆帕以上即可以达到正常洗井要求。 3 更换洗井方法后的效果分析 为验证上述洗井方式是否符合生产实际，第三油矿对20口井热洗进行跟踪，并录取洗井前后主要数据进行对比，分析热洗效果。

浅谈螺杆泵采油工艺技术应用

浅谈螺杆泵采油工艺技术应用 工艺和技术是企业生产中的必要条件，能够在工艺技术上得到革命性的发展是企业前进的根源动力，也是衡量一个企业先进程度和发展水平的重要标准。近几年来随着我国经济的飞速发展，对于能源领域的需求越来越大，石油作为其中最为主要的组成部分，其开采、储运、使用等环节越来越受到重视。但长期以来，采用大泵提液、小泵探油等传统开采手段的效率一直受到诟病，新的采油工艺一直都在开发和探究当中，直到螺杆泵技术在近几年得到应用，不仅效率得到了提升，积累的原油增产量也十分可观。根据以往实际工作中得到的经验，对螺杆泵采油系统的优越性和不足和进行了总结的基础上，对螺杆泵配套设施的进行了浅要的分析。 标签：螺杆泵；采油工艺；技术；应用 1 螺杆泵采油工艺的特点 地面驱动的动态螺杆泵采油是一门新兴起的机械采油技术，起源于二十世纪八十年代。是借鉴了离心泵液流的平稳性和容积泵效率等多方面优势于一身的新型工艺，凭借自身的优势和广泛的应用近年来得到了良好的发展前景。螺杆泵采油系统主要由三个大的部分构成，即地面驱动设备、抽油杆柱、井下螺杆泵。其中负责驱动的装置主要集中在地上，多处于井口位置，主要功能在于减速、变速、提供原动力和承受轴向荷载。抽油杆柱一方面将上部的驱动系统和井下的螺杆泵进行连接，另一方面，将动力传递给螺杆泵。井下部分主要有定子和转子两个部分组成。转子是具有强度高、精度强、表面有镀层等特性的螺杆，定子则是坚固、抗腐蚀、抗油性比较强的橡胶材料，位于钢制硬壳内的泵筒上。电动机将电网系统提供的电能转化成机械能，通过皮带、齿轮等传输工具传递给驱动头，完成变速过程，驱动头能够将产生的动力通过抽油杆柱传递给井下螺杆泵的转子，使其高速旋转，使得从油藏进入油筒的原油能够连续不断的升出地面，达到开采的目的，这也是螺杆采油工艺的基本原理。 2 螺杆泵采油工艺的优势与不足 螺杆泵之所以能够在近几年得到突飞猛进的发展，和其众多的优势有着密不可分的关系，和传统的机械采油设备相比，主要的优势有很多。首先是节省资金预算，投资较少。这主要是由于和以往的电动潜油泵、水利活塞泵和游梁式抽油机相比，螺杆泵的结构相对简单，耗能也比较少，所以在价格成本上比较节约。其次，地面安装程序比较简单方便。直接坐在井口套管四通之上，占地面积比以往减少了很多，除了井口之外，很少占有公用面积，在防盗井口房的建设方面提供了便利的条件。第三，螺杆泵的效率高、管理费用比较低。螺杆泵是螺旋抽油的容易泵，流量脉动几乎没有，轴向流动连续稳定性强，这也和游梁式的抽油系统形成了鲜明的对比，节约下了液柱和机械传动的惯性損失，因而泵容积效率得到了很大的提升。螺杆泵是机械采油设备中能耗最小，效率最高的机械采用系统之一。第四，螺杆泵采油的粘度大和高含沙井方面表现十分出色。在稠油领域的

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，

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

含水与沉没度对杆管偏磨的影响研究

收稿日期:2006204213 作者简介:郭晓忠(1969-),男,陕西高陵人,工程师,从事采油工程研究工作。 文章编号:100023754(2006)0420082203 含水与沉没度对杆管偏磨的影响研究 郭晓忠,刘洪举,崔雅桂,潘建军 (大庆油田有限责任公司第五采油厂,黑龙江大庆　163513) 摘要:通过对抽油机井最小载荷随含水和沉没度变化规律及杆管摩擦磨损规律的实验研究,找出了含 水、沉没度对杆管偏磨的影响规律。高含水抽油机井在低沉没度条件下运行时,抽油泵因严重供液不 足而产生液击,会加剧抽油杆柱振动,降低抽油机悬点最小载荷,从而减少抽油杆柱的轴向分布力与杆管产生偏磨的临界轴向压力,加大了下冲程时抽油杆柱下部受压段的长度,容易造成抽油杆柱屈曲而导致杆管偏磨。高含水是导致杆管偏磨速度加快的主要原因。关键词:含水;沉没度;杆管偏磨;影响规律 中图分类号:TE35515 文献标识码:A 近几年来,由于杆管偏磨井数逐年上升,增加了维护性井下作业费用及杆管更换费用,严重地影响了油田开采的经济效益。“八五”期间杏南油田抽油机井检泵井2149口,杆管偏磨造成检泵井仅为13口井,占检泵井数的0161%;到“九五”期间抽油机井检泵井4288口,因抽油杆磨断造成检泵井数就达到195口井,占检泵井数的4155%,特别是从1998年开始,年磨断率平均以3%的速度上升。随着抽油机井含水的逐年升高以及油井生产流压的逐渐降低,高含水或特高含水、低流压抽油机井的数量将逐年增加,杆管偏磨井数也将逐年增加,因此,对抽油机井杆管产生的偏磨原因进行研究,并有效地采取预防措 施,具有重要的实际意义[123] 。 1　杆管偏磨情况分析 111　不同含水区间杆管偏磨率的分布规律 统计了1998—2002年杆管偏磨井529口,按不 同含水区间分类(表1),从统计数据看出:随着含水的上升杆管偏磨率呈明显上升趋势,含水大于85%的偏磨井占总偏磨井数的7518%。112　不同沉没度区间杆管偏磨率的分布规律 统计1998—2002年杆管偏磨井529口,按不同沉没度区间分类(表2),从表中统计结果看:随着沉没度的降低杆管偏磨率明显上升,沉没度低于200m 的偏磨井占总偏磨井数的7616%,其中沉没度低 表1　不同含水区间杆管偏磨率的分布情况统计 年　度 项 目 含 水 /% [0,100] [0,70)[70,75)[75,80)[80,85)[85,90)[90,95)[95,100] 1998 总井数 /口238285316420830634142486偏磨井数/口672371115218偏磨率/%218121341183313731594140419591301999 总井数/口2543793161196300408557128偏磨井数/口1041291729379偏磨率/%41090131124415951677111616471032000 总井数/口2754892119211312427629164偏磨井数/口12021216334816偏磨率/%410701220184019551137173716391762001 总井数/口2859899133198294464242129偏磨井数/口14033620366210偏磨率/%41901332126310361807176813671752002 总井数/口2905829135172294493818164偏磨井数/口986357214511偏磨率 /% 3137 0172 2122 2191 2138 4126 515 6171 ·28·第25卷 第4期 大庆石油地质与开发　P 1G 1O 1D 1D 1 2006年8月

对杆管偏磨问题的和解决介绍

对杆管偏磨问题的研究和解决 第一章国内外管杆偏磨现状概述 在有杆泵抽油系统中，油管和抽油杆的偏磨普遍存在，这不仅降低抽油杆的强度，造成抽油杆断裂，还会磨穿油管壁，造成油管漏失，影响油井正常生产。 大港油田第三采油厂1048口生产井中，抽油机井有788口，占生产井的75.2%。由于井斜和综合含水的上升，抽油杆的偏磨腐蚀现象日趋严重。偏磨腐蚀井占频繁作业井的74%，占抽油机生产井的53.7%，因偏磨腐蚀而造成油井检泵作业的工作量占全年检泵作业工作量总和的46.5%，管杆的使用寿命也因偏磨腐蚀而缩短了40～60%。 胜利油田822口抽油井中，年生产时间少于200天的作业井有216口，其中管杆偏磨造成杆断和油管漏失井有70口，占32.4%。 每年由于油管和抽油杆偏磨腐蚀造成的直接经济损失近千万元，间接经济损失3000万元以上，偏磨腐蚀已成为影响该油田正常生产的重要因素。因此，应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀，是降低采油成本的有效措施之一。 第二章偏磨原因分析 管、杆偏磨的发生与有杆泵抽油系统所处的井筒状况、工作参数、产出液性质等工作环境密切相关。归纳起来，造成抽油井管、杆偏磨主要有两方面的原因：一是机械磨损；二是腐

蚀磨损。 2.1 机械磨损 2.1.1 井身结构引起的管杆偏磨 对于斜井或水平井，其井身结构存在一定的井斜角，如果抽油泵下到造斜点以下，泵上油管会随着套管一起弯曲，生产时，抽油杆的综合拉力产生了一个侧向分力，导致油管和抽油杆发生偏磨。弯曲段或造斜点的角度越大，抽油杆与油管之间的磨损越严重。这种磨损发生在抽油杆的上、下两个冲程的全过程，磨损较严重。即使对于直井，目前的钻井技术很难保证井身完全垂直，这样套管在某一段就会出现弯曲现象，其后下入的油管也会随着套管弯曲，且当弯曲段出现在泵以上时，由于抽油杆在油管中的上下往复运动，也会造成管杆之间的摩擦。 2.1.2 封隔器座封造成油管弯曲引起管杆偏磨 一方面，由于分层采油、卡堵水等需要，很多油井带封隔器生产；另一方面由于管柱上使用油管锚。而多数型号的封隔器、油管锚的座封和锚定都需要一定的座封重力，会导致油管弯曲；并且座封重力愈大，油管弯曲程度愈大，弯曲的管柱越长，管、杆偏磨也就愈严重。 2.1.3交变载荷造成杆柱弯曲变形引起管杆偏磨 抽油井正常工作时，抽油杆柱在上、下冲程过程中的受力情况是不同的。上冲程整个抽油杆处于受拉状态，整个杆柱基本呈直线状态；下冲程时，抽油杆主要受上下两个方向的作用力，一个是自身向下的重力，另一个就是活塞和抽油杆下冲程

螺杆泵井管理制度

螺杆泵井管理制度 本制度执行Q/SY DQ0919-2003标准，适用于采油队螺杆泵井管理。 3.2.1 设备管理 3.2.1.1 井口设备铭牌清晰，各部件达到紧固、润滑、清洁、 防腐。阀门无缺损、不松、不锈、不渗、不漏，灵活好用。 3.2.1.2 螺杆泵保养 一级保养：螺杆泵运行720小时，由采油队维修班保养。 保养内容为：紧固、润滑、清洁、调整。 二级保养：螺杆泵运行半年，由采油队维修班进行保养。保养内容为：紧固、润滑、清洁、调整、检查及更换机油、更换已损配件。 3.2.2 仪器仪表管理 3.2.2.1 电流表规格、精度、性能满足现场运行保护及录取资 料要求。 3.2.2.2 压力表在规定量程中使用并定期校对，保证压力数据 准确录取。 3.2.3 地面设施及井场管理 3.2.3.1 井号标志喷写在统一制定的标牌上。 3.2.3.2 采油树按标识规范防腐，黄油咀见本色，加有塑料套。 设备管阀安装必须横平竖直，仪表安装正对视线。 3.2.3.3 井场面积为3米×2米，配电箱场地面积为2米×2米， 变压器场地面积为2米×2米，高出地面0.15米以上。 场地四周有2米宽安全防火带（井场外为耕地井除外）。 3.2.3.4 场地平整清洁、无积水、无杂草、无油污、无散失器 材。 3.2.3.5 放气阀定压合理，灵活好用。 3.2.4 安全环保管理 3.2. 4.1 井场内电缆，用埋地电缆或12.7毫米（1/2"）、19.1 毫米（3/4"）白铁管铠装，埋入地下30厘米，并标有走

向标志，电缆线接地紧固。 3.2. 4.2 配电箱有门有锁，箱门应喷醒目的“小心有电”、“有 电危险”标识，距离井口5米以上，与皮带轮侧平面夹角﹥45o。 3.2. 4.3 配电箱、变压器有接地线并符合要求。 3.2. 4.4 驱动头以上外露光杆长度不得超过60厘米，光杆上 不得安装金属装饰物，必须有规范的防松脱警示线和旋转标识。 3.2. 4.5 皮带、皮带轮及方卡子必须安装防护罩。 3.2. 4.6 闹市区井必须安装安全围栏，配电箱、安全围栏有门 有锁，并有安全警示语。

螺杆泵井转速对泵效影响研究与应用

螺杆泵井转速对泵效的影响研究与应用 作者 (单位) 摘要：螺杆泵井转速对油井的容积泵效影响较大，但其影响关系各方面的意见却不尽一致。本文全面阐述螺杆泵井转速对泵效的影响机理，并通过分别分析转速对泵漏失、泵充满度的影响关系，拟合出其理论计算公式，得出了转速越高泵效越低的最终结论，并通过室内试验与现场应用的验证，为通过合理增大泵排量、降低转速方式来提高泵效与系统效率提供理论指导。 主题词：螺杆泵采油；转速；泵效 1 引言 随着国内各油田各螺杆泵采油的广泛应用，如何提高泵效成为采油技术人员的重要研究课题之一，在影响泵效的各相关因素中，只有转速是可以在油井的工作中可根据井况灵活调整，所以研究转速对泵效的影响，确定合理的转速，对螺杆泵井的产量提高与节能增效具有重要的实际意义。 许多人认为螺杆泵井转速与泵效的关系是正比的关系，即转速越高，泵效越高，而高转速又会加速泵与杆柱的磨损，所以对于转速的高与低存在两难的选择。其实转速越高泵效越高仅仅是在对螺杆泵进行地面水力测试试验得出的结论，而在井下泵的实际工作中，在综合油井的各项影响因素后，结论正好相反，即转速越低，泵效越高。 2 螺杆泵生产井泵效和转速的关系数据统计与分析 为了明确螺杆泵井转速对泵效的影响关系，通过螺杆泵生产的月度数据报表中的相关数据进行了统计工作，以下为以具体实例： 统计数据来源：随机选取单月生产数据。 统计条件：

符合统计条件的螺杆泵井共374井，数据统计结果如下： 统计结论：转速越高，泵效越低。 统计结论分析：在螺杆泵井的工作过程中，转速主要通过两个方面对泵效的施加影响，即泵的漏失与泵的充满程度，且影响结果相反：一方面是转速越高，漏失越少，致使泵效越高；另一方面是转速越高，泵的充满程度越差，致使泵效越抵。井下泵工作中的泵效综合了这两种影响，但其中漏失的影响程度小于泵充满程度的影响，所以转速越高，泵效越低。 3 泵的漏失与转速的关系分析 3.1 转速对漏失的影响定性分析验证 在螺杆泵的地面水力测试中，只有漏失影响泵效，所以研究转速与漏失的影响只需研究地面水力测试中泵效随转速的的变化。下图为某泵的不同转速下的水力测试泵效曲线，从曲线中可获得两点认识，一是转速越高，泵效越高；而是泵压差越大，转速对泵效的影响越显著。