機(jī)械采油配套工藝

機(jī)械采油配套工藝 技術(shù)在文南油田的推廣應(yīng)用 目 錄 第一部分：技術(shù)來(lái)源及合同指標(biāo)完成情況 第二部分：泵效及躺井影響因素 第三部分： 2003 年機(jī)采配套技術(shù)存在的問(wèn)題 第四部分： 2004 年機(jī)械采油配套技術(shù)應(yīng)用及效果 第五部分：經(jīng)濟(jì)效益分析及評(píng)價(jià) 第六部分：結(jié)論與建議 機(jī)械采油配套工藝技術(shù)在文南油田的推廣應(yīng)用 第一部分：技術(shù)來(lái)源及合同指標(biāo)完成情況 一、技術(shù)來(lái)源 文南油田是一個(gè)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(diǎn)。 同時(shí) 隨著油田多年的 開(kāi)發(fā)，油井井況變差，油井出砂、套變逐漸增多，綜合含水越來(lái)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(jié)垢、結(jié)鹽、結(jié)蠟現(xiàn)象越來(lái)越普遍。其次由于成本緊張，管桿費(fèi)用投入不足，致使許多舊管、桿超期服役。以上因素嚴(yán)重影響了文南油田 抽油井泵效的提高，導(dǎo)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(duì)文南油田進(jìn)一步提高機(jī)采管理水平提出了更高的要求。因此推廣應(yīng)用抽油井綜合配套技術(shù)，解決抽油 井在生產(chǎn)中存在的各種問(wèn)題，提高抽油井泵效，延長(zhǎng)油井免修期就顯得尤為迫切。該問(wèn)題 提出后，得到了分公司的大力支持，于 2004 年按局級(jí)項(xiàng)目進(jìn)行了立項(xiàng)并簽定了技術(shù)合同。 二、合同指標(biāo)完成情況 合同規(guī)定各項(xiàng)指標(biāo)及工作量為： 1、全年計(jì)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(zhǎng) 35 天以上；4、平均單井泵效提高 3； 5、年創(chuàng)效 850 萬(wàn)元； 6、投入產(chǎn)出比大于 1：合同實(shí)施過(guò)程中始終堅(jiān)持以提高機(jī)采井管理水平為目標(biāo)，以提高抽油井泵效和控躺治躺為目的全面加強(qiáng)了機(jī)采井配套工作。經(jīng) 過(guò)近一年的努力，截止目前，實(shí)施各類(lèi)機(jī)采配套技術(shù) 18 項(xiàng) 211 井次，工藝成功率達(dá) 97%，形成了一定規(guī)模的技術(shù)集成，全年減少躺井 45 井次，平均檢泵周期延長(zhǎng)了50 天；平均單井泵效提高 百分點(diǎn)；年創(chuàng)效 895 萬(wàn)元，投入產(chǎn)出比 1：面完成了合同計(jì)劃工作量和各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)，現(xiàn)報(bào)請(qǐng)分公司科技部驗(yàn)收此項(xiàng)目，詳細(xì)指標(biāo)對(duì)比見(jiàn)表 1： 表 1：合同指標(biāo)與實(shí)際完成指標(biāo)情況對(duì)比表 指 標(biāo) 名 稱(chēng) 完 成 井 次 減少 躺 井 延長(zhǎng)檢泵 周期 提高 泵 效 年 創(chuàng) 效 （萬(wàn)元） 投 入 產(chǎn) 出 比 計(jì)劃完成 185 30 35 3 850 1： 際完成 211 45 50 895 1： 過(guò)該項(xiàng)目的實(shí)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(zhǎng)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(mǎn)程度。這主要是因?yàn)槲哪嫌吞镉蛯勇癫厣?、產(chǎn)能與液面較低 ,故在設(shè)計(jì)抽油泵深度時(shí)一般采用深泵掛（最 深泵掛達(dá) 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(dǎo)致光桿與柱塞的運(yùn)動(dòng)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(huì)使抽油泵承受較大的壓力從而導(dǎo)致抽油泵的漏失量進(jìn)一步加大。其次由于文南油田機(jī)采井氣液比較高（平均達(dá) 88m3/t），因此泵在抽汲過(guò)程中不可避免的將有一部分氣體從液體中分離出來(lái)，占據(jù)泵筒的一部分容積，降低了泵筒內(nèi)液體的充滿(mǎn)程度， 從而嚴(yán)重影響了機(jī)采井的泵效。 二、躺井影響因素 隨著文南油田二十年的開(kāi)采，造成躺井的因素愈來(lái)愈復(fù)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(zhì)量問(wèn)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(xì)情況見(jiàn)圖 1： 圖 1 磨 腐蝕 偏 磨 + 腐 蝕 結(jié)垢 結(jié)鹽 出砂、泥漿臟物 結(jié)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(cè)鉆井 38 口，并且在逐年增多，同時(shí)由于多年的強(qiáng)注強(qiáng)采，井下?tīng)顩r十分復(fù)雜，加之不合理的工作參數(shù)，以及產(chǎn)出液的介質(zhì)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(yùn)動(dòng)及油管自身的運(yùn)動(dòng)情況非常復(fù)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?qū)⒊橛蜅U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(kāi)發(fā)初期，含水率較低，油井的腐蝕并不嚴(yán)重，隨著綜合含水的升高，油井井下管、桿腐蝕日益嚴(yán)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(dāng)油井含有高礦化度鹽水且含水率達(dá)到 40，油井常呈腐蝕狀態(tài)，油管絲扣損壞是蝕的主要問(wèn)題來(lái)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(yīng)力腐蝕，使抽油桿在很短的時(shí)間內(nèi)發(fā)生斷裂。 （三）、偏磨、腐蝕的協(xié)同效應(yīng)：對(duì)于同時(shí)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(jìn)，具有的協(xié)同效應(yīng)加速了管桿損壞。當(dāng)管桿偏磨時(shí)，腐蝕介質(zhì)優(yōu)先腐蝕磨損處，而磨損處就作為電化學(xué)腐蝕的陽(yáng)極，局部形成了大陰極小陽(yáng)極的電化學(xué)腐蝕，同時(shí)產(chǎn)出液中的強(qiáng)電解質(zhì)，又對(duì)電化學(xué)腐蝕起到了一定的催化作用，腐蝕導(dǎo)致管桿表面粗糙度增加，從而造成了更為嚴(yán)重的磨損。當(dāng)油井產(chǎn)出液含水較高時(shí)，產(chǎn)出液開(kāi)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(rùn)滑作用，管桿磨損加劇，同時(shí)產(chǎn)出水 與管桿直接接觸，為腐蝕提供了條件。 （四）、結(jié)垢：油井結(jié)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(jié)垢，其離子含量與礦化度對(duì)比詳見(jiàn)下表 2： 表 2：入井液離子含量與礦化度對(duì)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(xué)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(duì)平衡而結(jié)垢。由于在泵的固定凡爾球座處溫度、壓力變化最大，故在結(jié)垢造成的躺井中，多為固定凡爾球座結(jié)垢嚴(yán)重造成的泵漏失。 （五） ,結(jié)鹽：文 72 塊沙三中為典型的出鹽油層， 含量高達(dá) 22 l ，所以在生產(chǎn)中經(jīng)常因?yàn)辂}卡而造成躺井。 （六）、出砂、泥漿臟物：由于多年的開(kāi)發(fā)，地層應(yīng)力發(fā)生變化，導(dǎo)致油井井況惡化，加上填砂壓裂、擠堵等大型措施的增加，對(duì)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(duì)這部分井如不進(jìn)行合理的機(jī)采配套， 僅用普通泵是無(wú)法滿(mǎn)足正常生產(chǎn)需要的。 （七）、結(jié)蠟：文南油田原油中含有較高的蠟質(zhì)（ 20 ），在生產(chǎn)過(guò)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(zhì)組份不斷逸出，蠟開(kāi)始結(jié)晶析出，并不斷沉積，從而導(dǎo)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(huì)造成蠟卡躺井。 第三部分： 2003 年機(jī)采配套技術(shù)存在的問(wèn)題 2003 年，文南油田在機(jī)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(wèn)題： 一、提高泵效配 套技術(shù)方面存在的不足： （一）、 在大面積配套防氣裝置的同時(shí)，對(duì)防氣技術(shù)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(méi)有較好的治理措施。 （三）、對(duì)低產(chǎn)能低液面井提高泵效問(wèn)題不夠重視，而此類(lèi)井占文南油田總井?dāng)?shù)的 50%以上，產(chǎn)量超過(guò) 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(duì)這部分井給予充分重視。 二、控躺治躺配套技術(shù)方面存在的不足： （一）、防偏磨技術(shù)： 1、對(duì)合理設(shè)計(jì)機(jī)采井沖次缺乏相應(yīng)的優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，而為了追求最大產(chǎn)液量，盲目上調(diào)沖次，導(dǎo)致油井偏磨加劇，躺井增多。 2、手動(dòng)旋 轉(zhuǎn)井口由于是人工操作，不能保證連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)，同時(shí)增加了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度，故在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，不能及時(shí)和經(jīng)常性旋轉(zhuǎn)，從而起不到應(yīng)有的防偏磨效果。 3、撞擊式旋轉(zhuǎn)光桿雖然為自動(dòng)旋轉(zhuǎn)方式，但由于其棘輪外露，容易繡蝕，加上工作時(shí)該旋轉(zhuǎn)光桿與井口頻繁撞擊，不僅噪音大，而且長(zhǎng)時(shí)間工作導(dǎo)致磨損也非常大，所以其運(yùn)行可靠性較差。 4、對(duì)大面積推廣應(yīng)用的注塑式尼龍扶正器材料性能沒(méi)有進(jìn)行深入研究，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(shù)：文南油田綜合含水越來(lái)越高，管桿腐蝕問(wèn)題變得日益嚴(yán)重。面對(duì)日益嚴(yán)重的腐蝕問(wèn)題，僅依靠井口加藥技術(shù)進(jìn)行防腐不能全面解決腐蝕問(wèn)題。 （三）、沒(méi)有行之有效的技術(shù)可以同時(shí)治理偏磨與腐蝕的協(xié)同效應(yīng)造成的躺井。 （四）、在油井結(jié)垢問(wèn)題上，多是采取除垢措施，而較少配套防垢技術(shù)。 （五）、對(duì)油井結(jié)鹽周期缺乏探索與研究，加抑鹽劑不及時(shí)而造成鹽卡躺井。 （六）、空心桿熱洗清蠟技術(shù)存在井下單流閥過(guò)流面積小，排量小，從而清蠟不夠徹底的問(wèn)題。 第四部分： 2004 年機(jī)械采油配套技術(shù)應(yīng)用及效果 2004 年，我們針對(duì)以上問(wèn)題進(jìn) 行了認(rèn)真分析和研究，確立了科技攻關(guān)思路，做了大量的工作，取得了較好的效果。 一、 改進(jìn)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(wèn)題； 2、優(yōu)選出了適合文南油田特點(diǎn)的防氣技術(shù)； 3、規(guī)范了防氣技術(shù)的適用范圍，加強(qiáng)了低產(chǎn)能低液面井提高泵效的技術(shù)配套。 （二）、在控躺治躺方面： 1、首先加大了防偏磨技術(shù)的配套力度并對(duì)防偏磨技術(shù)進(jìn)行了改進(jìn)：一是引進(jìn)了機(jī)采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，對(duì)機(jī)采井的參數(shù)采取大泵徑、低沖次的原則進(jìn)行了合理優(yōu)化，有效減緩了管桿的偏磨程度；二是引進(jìn)了自動(dòng)旋轉(zhuǎn)井 口與拉線式旋轉(zhuǎn)光桿，兩者在工作可靠性上均比手動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口和撞擊式旋轉(zhuǎn)光桿有了明顯提高；三是對(duì)注塑材料的性能進(jìn)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(shù)外，又引進(jìn)了新型的油井防腐技術(shù)即陰極保護(hù)器技術(shù)。 3、為了解決油井接箍偏磨與腐蝕嚴(yán)重的問(wèn)題，推廣應(yīng)用了雙向保護(hù)接箍技術(shù)。 4、在油井結(jié)垢問(wèn)題上除了對(duì)油井及時(shí)進(jìn)行除垢外，還在結(jié)垢油井上配套了固體防垢技術(shù)，防止垢物的形成。 5、對(duì)沙三中油井結(jié)鹽周期進(jìn)行了調(diào)查與研究，并制定了詳細(xì)的油井管理制度。 6、在解決油井結(jié)蠟問(wèn)題上一是對(duì)空心桿熱洗清蠟裝置的 單流閥進(jìn)行了改進(jìn)，增加了過(guò)流面積，提高了油井的清蠟效果；二是研制了投入較小的無(wú)傷害洗井管柱，減少了洗井對(duì)產(chǎn)量的影響。 二、提高泵效配套技術(shù)： 2003 年主要加強(qiáng)了高氣液比井提高泵效技術(shù)的配套， 2004 年不僅繼續(xù)抓好高氣液比井的技術(shù)配套，同時(shí)加強(qiáng)了低產(chǎn)能低液面井提高泵效的機(jī)采技術(shù)配套。 （一）高氣液比井提高泵效配套技術(shù) 2003 年在解決高氣液比井提高泵效問(wèn)題上應(yīng)用了多種氣錨與防氣泵，其中應(yīng)用的氣錨有螺旋氣錨、多功能分離器氣錨、內(nèi)罩式氣錨；應(yīng)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(diǎn)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(zhǎng)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(shí)為了解決高氣液比井出砂問(wèn)題，對(duì)內(nèi)罩式氣錨的結(jié)構(gòu)進(jìn)行了改進(jìn)，改進(jìn)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(guò)程分為三個(gè)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(jìn)行分離；第三階 段是在內(nèi)罩式防氣裝置的回流空間中進(jìn)行較為徹底的液氣分離。其優(yōu)點(diǎn)是將重力分離與螺旋分離相結(jié)合，并加長(zhǎng)了重力分離級(jí)的長(zhǎng)度，約為 70m。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 內(nèi)罩式氣錨在文南油田應(yīng)用效果顯著，如33004年 3月 18日檢泵時(shí)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(dòng)液面 1173m，產(chǎn)油 液比 187m3/t，動(dòng)液面 1697，泵效 39，泵效提高 9 個(gè)百分點(diǎn)，液面下降 524m，功圖面積明顯變大，詳見(jiàn)圖 3、圖 4： 圖 3 施前 示 功圖 油層絲堵排氣閥套管分離級(jí)吸入級(jí)排放級(jí)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(yīng)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(diǎn)，有效解決了高氣液比井泵效低的問(wèn)題。 2、防氣防砂一體化管柱 該管柱是在內(nèi)罩式氣錨結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)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(dāng)含砂的高氣液比混合物經(jīng)過(guò)防氣裝置的進(jìn)油閥組、消泡器、罩式分離腔后實(shí)現(xiàn)了液氣分離，分離后的含砂混合物進(jìn)入中心管時(shí)，首先激光割縫篩管對(duì)其進(jìn)行過(guò)濾，過(guò)濾后的液體沿中心管上行進(jìn)泵，由于過(guò)濾后的液體含砂粒外徑均小于 以不會(huì)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(shù)參數(shù) 見(jiàn)表 3。 表 3 防氣防砂一體化管柱技術(shù)參數(shù)表 閉式氣錨 重力式防氣裝置 激光割縫篩管 總長(zhǎng) 最大外徑 螺旋長(zhǎng)度 螺旋間距 總長(zhǎng) 最大外徑 中心管外 徑 中心管內(nèi)徑 進(jìn)液孔孔徑 進(jìn)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(chǎng)應(yīng)用 該管柱上半年研制成功后，下半年投入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 3 井次，首先在填砂壓裂轉(zhuǎn)抽井 297進(jìn)行了試驗(yàn)，由于消泡器的臺(tái)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(shí)遇阻，導(dǎo)致第一口井試驗(yàn)失敗。吸取失敗的教訓(xùn)后，對(duì)消泡器的臺(tái)階進(jìn)行了加工改進(jìn)，目前試驗(yàn) 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(diǎn)，解決了文南油田高氣液比井出砂問(wèn)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(diǎn)是：在泵體中間有 一液體補(bǔ)償腔能夠有效地補(bǔ)償位于該腔下部泵筒中的液體空缺，從而解決抽油過(guò)程中的氣鎖現(xiàn)象，提高泵效。 下死點(diǎn)抽吸過(guò)程上死點(diǎn) 抽油桿上泵筒換氣腔活塞游動(dòng)凡爾下泵筒固定凡爾圖 6 氣 液 混 抽 泵 示 意 圖 上沖程時(shí)，氣液混合物經(jīng)固定凡爾進(jìn)入泵筒；抽汲過(guò)程中，下泵筒氣體從液體中分離，當(dāng)柱塞到達(dá)上泵筒，換氣腔中的液體進(jìn)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(shí)，下泵筒中充滿(mǎn)液體。同時(shí)，油管中液體進(jìn)入換氣腔，將氣體替換到油管柱中，從而避免了氣鎖對(duì)抽汲效率的影響。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 2004 年氣液混抽泵主要應(yīng)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(dòng)液面 1636m，作業(yè)后日產(chǎn)液 產(chǎn)油 液比 96m3/t，動(dòng)液面 1882m，泵效 21，液面下降 246m，泵效提高 5 個(gè)百分點(diǎn)。 全年應(yīng)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(wèn)題，效果表見(jiàn)附表 4。 （二）低產(chǎn)能低液面井提高泵效配套技術(shù) 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(wèn)題，為了解決深抽井中抽油泵由于鼓脹效應(yīng) 而造成的漏失問(wèn)題，推廣應(yīng)用了超深抽泵技術(shù)；為了解決因供液不足而造成泵充滿(mǎn)程度差的問(wèn)題，推廣應(yīng)用了補(bǔ)償泵技術(shù)。 1、超深抽泵 （ 1）基本結(jié)構(gòu)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(dòng)凡爾罩、柱塞及下游動(dòng)凡爾總成組成，并配有專(zhuān)用拉桿。 該泵采用雙泵筒結(jié)構(gòu)，在抽油過(guò)程中能保證泵筒內(nèi)外壓差平衡，消除泵筒在抽汲過(guò)程中的鼓脹效應(yīng)，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(jié)構(gòu)，保證在上沖程時(shí)液柱負(fù)荷作用于 柱塞閥上，減輕了柱塞總成的拉應(yīng)力，可避免抽油泵凡爾罩?jǐn)嗝摗?（ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 全年應(yīng)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(diǎn)。如 33作業(yè)前后泵效提高了 4，累增油 152t，效果表見(jiàn)附表 5。 2、補(bǔ)償泵 （ 1）基本結(jié)構(gòu)、技術(shù)參數(shù)與工作原理 基本結(jié)構(gòu)：主要由泵筒、活塞、單向閥、中心管組成，補(bǔ)償泵連接在抽油泵的下方，補(bǔ)償泵活塞由錨定器固定在套管壁上。 技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表 6。 表 6 補(bǔ)償泵技術(shù)參數(shù)表 補(bǔ)償泵外徑 （） 補(bǔ)償泵內(nèi)徑（） 補(bǔ)償泵長(zhǎng)度（） 錨定器最 大外徑（） 錨定器最小通徑（） 錨定器長(zhǎng)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(jié)構(gòu)原理圖 套管 工作原理：柱塞通過(guò)錨定器固定在套管壁上，補(bǔ)償泵筒隨抽油泵管柱上下振動(dòng)。上沖程時(shí)，油管縮短，補(bǔ)償泵筒相對(duì)于補(bǔ)償泵活塞上行，抽油泵固定凡爾和補(bǔ)償泵單向閥打開(kāi)，油液進(jìn)入補(bǔ)償泵腔室和抽油泵腔室；當(dāng)下沖程開(kāi)始的一瞬間，油管伸長(zhǎng)，補(bǔ)償泵相對(duì)于補(bǔ)償泵活塞下行（這個(gè)動(dòng)作是突發(fā)的），使補(bǔ)償泵腔室內(nèi)的壓力增大強(qiáng)行打開(kāi)抽油泵固定凡爾（下沖程時(shí)本已關(guān)閉）對(duì)抽油泵腔室強(qiáng)制充液，提高抽油泵充滿(mǎn)程度。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 補(bǔ)償泵利用液柱載荷造成油管的彈性伸長(zhǎng)或縮短，來(lái)達(dá)到對(duì)抽油泵強(qiáng)制充液，提高泵效的目的。 全年應(yīng)用補(bǔ)償泵 5 井次，累增液 264t，累增油 121t，平均單井泵效提高 2 個(gè)百分點(diǎn)，效果見(jiàn)附表 7。 三、控躺治躺配套技術(shù) 為了搞好控躺治躺工作，延長(zhǎng)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(jìn)行了技術(shù)配套。 （一）防偏磨配套技術(shù) 在防偏磨技術(shù)配套方面，一是運(yùn)用機(jī)采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，合理設(shè)計(jì)機(jī)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(yùn)用自動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口與旋轉(zhuǎn)光桿，保證管桿的均勻磨 損；三是大面積推廣應(yīng)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(bǔ)償器活塞補(bǔ)償器錨定器圖 8 補(bǔ)償泵結(jié) 構(gòu)原理圖 1、機(jī)采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)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(zhǎng)短。尤其是沖次越高抽油桿的運(yùn)動(dòng)速度越大，慣性載荷和震動(dòng)載荷越大，抽油桿的使用壽命越短。同時(shí)對(duì)偏磨井來(lái)說(shuō)，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(shí)踐中，一方面需要較高的產(chǎn)量，另一方面也需要較長(zhǎng)的免修期。根據(jù)油井的供液能力，在滿(mǎn)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(mǎn)足了對(duì)較高產(chǎn)量的需求，而且延長(zhǎng)了油井的免修期。我們運(yùn)用機(jī)采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件對(duì)機(jī)采井參數(shù)進(jìn)行了合理的優(yōu)化設(shè)計(jì)。全年應(yīng)用 22 井次，其參數(shù)變化見(jiàn)表 8： 表 8 機(jī)采參數(shù)變化及效果表 工作制度 日 產(chǎn) 動(dòng)液面（ m） 沉沒(méi)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(dòng)液面下降（平均動(dòng)液面下降 521m）、沉沒(méi)度減?。ㄆ骄翛](méi)度減少 487m），功圖面積明顯變大?？梢?jiàn)優(yōu)化后，不僅滿(mǎn)足了產(chǎn)量需求，而且沖次降低 效減緩了管桿的磨損，延長(zhǎng)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(dòng)旋轉(zhuǎn)井口 （ 1）基本結(jié)構(gòu)與工作原理 為了克服手動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口的缺點(diǎn)，引進(jìn)了自動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口。該井口確保了油管柱的連續(xù)旋轉(zhuǎn)，從而保證了管桿的均勻磨損，延長(zhǎng)了管桿的使用壽命。其基本結(jié)構(gòu)分三部分： 旋轉(zhuǎn)部分：主要由渦輪、渦桿關(guān)聯(lián)實(shí)現(xiàn)油管的旋轉(zhuǎn)，油管掛固定在渦輪中，坐落在旋轉(zhuǎn)井口底部通過(guò)渦桿實(shí)現(xiàn)渦輪的轉(zhuǎn)動(dòng)，從而實(shí)現(xiàn)油管掛帶動(dòng)油管旋轉(zhuǎn)。 分度部分：分度是自動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口的關(guān)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(zhuǎn)動(dòng)，帶動(dòng)渦桿的轉(zhuǎn)動(dòng)。轉(zhuǎn)動(dòng)角度可調(diào)，分度越小，渦桿轉(zhuǎn)動(dòng)的越慢，渦輪轉(zhuǎn)動(dòng) 的更慢，這樣更好的滿(mǎn)足了油管低速轉(zhuǎn)動(dòng)的要求。 推力系統(tǒng)：超越離合器上裝有操縱桿，通過(guò)頂桿靠光桿下沖時(shí)的動(dòng)力撥動(dòng)超越離合器運(yùn)轉(zhuǎn)，當(dāng)光桿回程時(shí)，靠操縱桿下面的彈簧復(fù)位器的反彈力使撥桿恢復(fù)原位，并為下一步推動(dòng)做好準(zhǔn)備 。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 全年應(yīng)用 16 井次， 平均免修期 240 天，通過(guò)對(duì) 3 口偏磨嚴(yán)重的抽油井油管進(jìn)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(yán)重而造成管漏的問(wèn)題。 3、拉線式旋轉(zhuǎn)光桿 圖 9 自動(dòng)旋轉(zhuǎn)井口示意圖 （ 1）基本結(jié)構(gòu)與工作原理 為了解決撞擊式旋轉(zhuǎn)光桿運(yùn)行可靠性差的缺點(diǎn)，引進(jìn) 了拉線式旋轉(zhuǎn)光桿。其作用力源自連接在抽油機(jī)架上的一根拉線。其主要優(yōu)點(diǎn)一是抽油桿緩慢自動(dòng)旋轉(zhuǎn)，有效減緩偏磨井管、桿偏磨的危害，減輕振動(dòng)對(duì)拉桿的傷害，減少砂卡活塞的機(jī)率，延長(zhǎng)管桿的使用壽命和檢泵周期；二是旋轉(zhuǎn)方向始終朝著抽油桿的緊扣方向轉(zhuǎn)動(dòng)，防止脫扣事故的發(fā)生；三是裝置密封，起到了保護(hù)作用，防止惡劣天氣造成銹蝕影響其旋轉(zhuǎn)靈活性。 基本結(jié)構(gòu)：旋轉(zhuǎn)器主要由相互作用的蝸輪、蝸桿及拉動(dòng)蝸桿轉(zhuǎn)動(dòng)的拉桿組成，蝸桿上有防其倒轉(zhuǎn)的棘輪爪。 工作原理：在旋轉(zhuǎn)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(guò)細(xì)鋼絲繩連接在井架上，當(dāng)抽油機(jī)的驢頭上下運(yùn)動(dòng)時(shí)，拉桿 5 便隨之運(yùn)動(dòng)，蝸桿 3 在拉桿 5 的帶動(dòng)下轉(zhuǎn)動(dòng)，而裝在蝸桿 3 另一端上的棘輪爪 4 則防止蝸桿 3 倒轉(zhuǎn)，保證其始終朝順時(shí)針?lè)较蛐D(zhuǎn)，即抽油桿緊扣方向旋轉(zhuǎn)，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(zhuǎn)光桿工作原理圖 的轉(zhuǎn)動(dòng)，使相互作用的蝸輪 2 也隨之旋轉(zhuǎn)，從而達(dá)到使作用在蝸輪 2 上的抽油桿卡扣旋轉(zhuǎn)，抽油桿卡扣帶動(dòng)通過(guò)蝸輪 2 內(nèi)的中心孔的抽油桿旋轉(zhuǎn)的目的。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 全年在偏磨嚴(yán)重的頻繁檢泵井上應(yīng)用 8 井次，措施前平均檢泵周期 109天，措施后平均免修期達(dá) 285 天，延長(zhǎng)了 176 天，如 ， 2003 年共檢泵 3 次，其中有 2 次因?yàn)槠?yán)重導(dǎo)致抽油桿接箍磨穿脫扣，平均檢泵周期 114 天， 2004 年應(yīng)用拉線式旋轉(zhuǎn)光桿后生產(chǎn) 290 天，后由于補(bǔ)孔起出，跟蹤發(fā)現(xiàn) 19接箍磨損均勻，磨損約 1見(jiàn)，使用旋轉(zhuǎn)光桿，可以使抽油桿均勻磨損，延長(zhǎng)管桿的使用壽命，延長(zhǎng)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(jià)格低、制造工藝簡(jiǎn)單的特點(diǎn)而在文南油田得到大面積推廣應(yīng)用，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(chǎng)應(yīng)用的三個(gè)廠家的產(chǎn)品進(jìn)行了性能檢測(cè)，并對(duì)試樣進(jìn)行了編號(hào)， 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(lái)自三個(gè)生產(chǎn)廠家，詳見(jiàn)表 9： 表 9 不同廠家扶正器各項(xiàng)參數(shù)對(duì)比表 試樣名稱(chēng) 生產(chǎn)廠家 試樣編號(hào) 使用單位 型號(hào) 價(jià)格 （萬(wàn)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(yàn)是與武漢理工大學(xué)摩擦學(xué)研究所聯(lián)合進(jìn)行的，該試驗(yàn)應(yīng)用 盤(pán)摩擦磨損試驗(yàn)機(jī)及其數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)對(duì)三種試樣以相同的工況條件進(jìn)行了試驗(yàn)，相同材料的試樣進(jìn)行二次試驗(yàn)，取其平均值作為耐磨性和摩擦系數(shù)的評(píng)定值，試驗(yàn)結(jié)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(hào)試樣的 ，是 3 號(hào)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(hào)試樣低 根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析與現(xiàn)場(chǎng)要求，應(yīng)首選耐磨性好，同時(shí)磨擦系數(shù)應(yīng)盡量小的材料，而從試驗(yàn)數(shù)據(jù)看，沒(méi)有能同時(shí)滿(mǎn)足這兩個(gè)條件的產(chǎn)品。而僅從耐磨性考慮，應(yīng)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(yīng)現(xiàn)場(chǎng)的需要還需進(jìn)一步對(duì)扶正器的材料改進(jìn)，開(kāi)發(fā)出既耐磨、磨擦系數(shù)又低的產(chǎn)品。 2004 年 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(diǎn) 以下位置造成的偏磨，在轉(zhuǎn)抽井桿柱中性點(diǎn)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(zhǎng)了管桿的使用壽命。 5、加重桿 當(dāng)采用大直徑抽油泵抽油或原油粘度較大時(shí)，抽油泵柱塞在下沖程時(shí)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(diǎn)以下）縱向彎曲，使抽油桿柱承受附加彎曲應(yīng)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(shù)。使用加重桿一方面可以增加底部抽油桿的抗彎強(qiáng)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(guò)游動(dòng)閥的阻力，幫助柱塞下行和打開(kāi)游動(dòng)閥，同時(shí)可以減少對(duì)底部抽油桿的壓力。 目前，我們?cè)诖笥?50抽油泵上普遍設(shè)計(jì) 45重桿 100m，與未下加重桿的抽油井相比，平均檢泵周期延長(zhǎng)了 62天，斷脫事故下降了 效果對(duì)比詳見(jiàn)表 10。 表 10 下加重桿井與未下加重桿井效果對(duì)比 項(xiàng)目 統(tǒng)計(jì)井?dāng)?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(duì)比 62 （二）防腐蝕配套技術(shù) 隨著油井腐蝕問(wèn)題越來(lái)越嚴(yán)重，除配套常規(guī)的井口連續(xù)加藥泵技術(shù)外，又引進(jìn)推廣了陰極保護(hù)器技術(shù)與雙向保護(hù)接箍技術(shù)。 1、井口加藥泵 全年應(yīng)用井口加藥泵技術(shù) 20 井次，進(jìn)行腐蝕掛片監(jiān)測(cè)對(duì)比 3 井次，對(duì)起出掛片進(jìn)行分析后發(fā)現(xiàn)，油井平均腐蝕速率為 a，較不加藥時(shí)的腐蝕速率 a 下降了 80以上，延長(zhǎng)檢泵周期 140 天，詳見(jiàn)下表： 表 11 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果對(duì)比表 井 號(hào) 7229 驗(yàn) 前 腐蝕速率 mm/a 驗(yàn) 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(zhǎng)檢泵周期 112 186 140 2、陰極保護(hù)器 （ 1）工作原理 腐蝕的本質(zhì)是從金屬的表面原子發(fā)生電離開(kāi)始的，犧牲陽(yáng)極是在腐蝕電池體系中接入一個(gè)負(fù)電極，這一電極是新電池的陽(yáng)極，原腐蝕電池即成為陰極。油管陰極保護(hù)器，是在油管上安裝一個(gè)較活潑的陽(yáng)極合金（ 從陽(yáng)極體上通過(guò)電源提供一個(gè)陰極電流，隨著電流不斷流動(dòng)，陽(yáng)極不斷消耗掉，使油管極化，得到保護(hù)。 （ 2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 全年在管桿腐蝕嚴(yán)重的抽油井上配套油管陰極保護(hù)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(cè)腐蝕速率分別為： a、 a、 a，均屬于腐蝕較為嚴(yán)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(hù)器被嚴(yán)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(hù)器比泵上腐蝕嚴(yán)重，而管桿均無(wú)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(dá) 168 天，延長(zhǎng)免修期 56 天。由上可知，在腐蝕井上配套油管陰極保護(hù)器，可以有效地保護(hù)油管、油桿，從而節(jié)約管桿投入費(fèi)用，延長(zhǎng)油井免修期。 3、雙向保護(hù)接箍 油管陰極保護(hù)器（陽(yáng)極） 油管 (陰極 ) 油管接箍 油管接箍 油管 e 圖 11 油管陰極保護(hù)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(guò)特殊表面處理工藝加工而成（見(jiàn)下圖）。采用雙向保護(hù)接箍既能保護(hù)接箍又能保護(hù)油管，防止 和減緩它們的磨損與腐蝕。雙向保護(hù)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(xué)原理設(shè)計(jì)，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(jié)構(gòu)、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(guò)程中，以片狀形式轉(zhuǎn)移到油管表面，保護(hù)和減緩了油管表面的磨損。同時(shí)接箍和油管摩擦過(guò)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(diǎn) 雙向保護(hù)接箍的特點(diǎn)：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(hù)接箍后對(duì)油管的磨損降低了倍；三是接箍尺寸沒(méi)有大的變化，對(duì)下井操作沒(méi)有任何附加要求，接箍裝卸按正常操作即可；四是延長(zhǎng)免修期，降低修井（檢泵）成本，提高油井的生產(chǎn)時(shí)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(hù)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(jiàn)表 12。 表 12 涂層性能參數(shù) （ 4）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 該技術(shù)在文南油田已成功應(yīng)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(cè)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(hù)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(hù)接箍均未發(fā)現(xiàn)偏磨腐蝕痕跡，如圖 14（ 1），對(duì)應(yīng)油管略有偏磨，而與 22向保護(hù)接箍相毗鄰的普通接箍已被腐蝕成蜂窩狀，且接箍一側(cè)接箍被磨去 2如圖 14（ 2），免修期達(dá) 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(cè)視圖片。 圖 14（ 1）為 下雙向保護(hù)接箍后，在井下工作了 254 天的圖片；圖 14（ 2）為 下雙向保護(hù)接箍后，在 井下工作了 254 天與普通接箍腐蝕情況對(duì)比圖片。 光潔度（ 10度 65 結(jié)合強(qiáng)度（ 483 厚度（ 隙率 2 圖 13（ 1） 圖 13（ 2） 圖 14 雙向保護(hù)接箍與普通接箍對(duì)比圖 圖 14（ 1） 圖 14（ 2） 屬于腐蝕偏磨現(xiàn)象非常嚴(yán)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(diǎn)下壓縮而出現(xiàn)嚴(yán)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(zhǎng)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(hù)接箍，同時(shí)設(shè)計(jì)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(hù)接箍與普通接箍對(duì)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(bǔ)孔作業(yè)時(shí)有效期已達(dá) 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(zhǎng)了 174 天，除設(shè)計(jì)換大泵降低沖次減少管桿的偏磨頻度外，雙向保護(hù)接箍起到了關(guān)鍵性的作用。 圖 15 雙向保護(hù)接箍與普通接箍對(duì)比圖 圖 15（ 1） 圖 15（ 2） 圖 15（ 1）為 于 2003 年 5 月 7 日檢泵時(shí)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(shí)起出的雙向保護(hù)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(hù)接箍與普通接箍對(duì)比圖 圖 16（ 1） 圖 16（ 2） 圖 16（ 1）為 于 2003 年 8 月 1 日檢泵時(shí) 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(shí)起出的雙向保護(hù)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(shù)已成功應(yīng)用 5 井次，延長(zhǎng)免修期 160 天，在文南油田已顯示出其 獨(dú)特的防腐蝕防偏磨的優(yōu)點(diǎn)。目前隨著注水開(kāi)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(shì)，為更好地治理抽油井的腐蝕與偏磨問(wèn)題，下步?jīng)Q定大面積推廣應(yīng)用雙向保護(hù)接箍。 （三）固體防垢技術(shù) 文南油田油井結(jié)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(zhì)。井筒內(nèi)的垢質(zhì)是一種結(jié)構(gòu)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(duì)井筒油套管的傷害較大，而采用防垢手段則相對(duì)成本較低且對(duì)地層、油套管均不會(huì)產(chǎn)生傷害。 1、工作原理 防垢是在垢晶形成之前采用化學(xué)防垢劑控制垢結(jié)晶、晶核長(zhǎng)大和沉積，主要手段有： a 防止晶核化或抑制結(jié)晶長(zhǎng)大； b 分離晶核，控制成垢陽(yáng)離子，主要是螯合二價(jià)金屬離子； c 防止沉積，保持固相顆粒在水中擴(kuò)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(fù)配而成， 為多元有機(jī)膦酸鹽，防垢效果好。 為三元高分子聚合物。復(fù)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(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)，對(duì)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(shí)加入少量活性劑和干擾離子，對(duì)于成垢晶體具有阻止粘附管壁和破壞晶體結(jié)構(gòu)的作用。 2、技術(shù)參數(shù)：見(jiàn)表 13。 表 13 固體防垢劑技術(shù)參數(shù)表 耐溫等級(jí) 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(chǎng)應(yīng)用 全年應(yīng)用固體防垢技術(shù) 5 井次，其中 188現(xiàn)場(chǎng)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(wú)結(jié)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(zhǎng)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(dá) 199 天，免修期延長(zhǎng) 87 天，有效防止了油井結(jié)垢，減少了因結(jié)垢導(dǎo)致的躺井。 （四）文 72 塊沙三中防鹽配套技術(shù) 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(yán)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(huì)有部分油井因結(jié)鹽而泵卡。因此我 們對(duì)沙三中油井結(jié)鹽的周期進(jìn)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(zhǎng)尾管至油層中深。 2、剛轉(zhuǎn)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(qiáng)對(duì)抑鹽劑定期檢測(cè)，尤其是入庫(kù)前的檢測(cè)，保證每批抑鹽劑都有一個(gè)準(zhǔn)確的化驗(yàn)結(jié)果，為采油區(qū)和技術(shù)管理部門(mén)提高科學(xué)合理的配置濃度提供了參考依據(jù)。 嚴(yán)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(shù) 常規(guī)的熱洗清蠟會(huì)造成地層傷害，因此推廣應(yīng)用了空心桿清蠟防 污染技術(shù)，并對(duì)其單流閥進(jìn)行了改進(jìn)，同時(shí)試驗(yàn)應(yīng)用了無(wú)傷害洗井管柱。 1、空心桿熱洗清蠟技術(shù)及改進(jìn) （ 1）工作原理 高溫水蒸氣經(jīng)過(guò)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(diǎn)： 使洗井液不與地層接觸，因此洗井時(shí)不會(huì)傷害地層。 熱洗時(shí)不停井，不會(huì)影響產(chǎn)量。 （ 2）改進(jìn)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 洗井單流閥的改進(jìn)：原空心桿洗井單流閥在生產(chǎn)中存在以下問(wèn)題： 34底部洗井單流閥洗井孔眼過(guò)流面積僅為 153.9 而截流現(xiàn) 象較明顯，從而導(dǎo)致了空心桿洗井時(shí)進(jìn)口壓力比較高，一般高達(dá) 8洗井排量較小，約為 5m3/h。針對(duì)這一生產(chǎn)問(wèn)題，我們對(duì)洗井單流閥的結(jié)構(gòu)進(jìn)行了改進(jìn)與設(shè)計(jì)。 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(jié) 構(gòu) 圖為減小截流對(duì)洗井壓力的影響，我們將原來(lái)回流型球閥式洗井單流閥(見(jiàn)上圖 )設(shè)計(jì)為直流型壓縮彈簧式洗井單流閥（見(jiàn)改進(jìn)后的空心桿洗井單流閥結(jié)構(gòu)圖），與原來(lái)洗井單流閥相比較，過(guò)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(lái)明顯提高?？招臈U 洗井時(shí)，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(yùn)動(dòng)，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(dāng)油井正常生產(chǎn)（不洗井）時(shí)，彈簧便自動(dòng)彈開(kāi)， 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(jìn)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(jìn) 后 的 空 心 桿 洗 井 單 流 閥（ 3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 改進(jìn)后共應(yīng)用 15 井次，其中在卡封井上應(yīng)用 5 口井，與改進(jìn)前相比，洗井壓力由 8低為 3洗井排量由原來(lái)的 5m3/m3/h，熱洗周期由原來(lái)的 10 天延長(zhǎng)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(jié)構(gòu)及工作原理 該裝置的結(jié)構(gòu)主要由洗井封隔器、半脫節(jié)式丟手接頭、過(guò)流固定凡爾組成。洗井封隔器（ 345）主要用于杜絕洗井液對(duì)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(dòng)及熱伸縮對(duì)洗井封隔器的傷害，又不會(huì)使封隔器落井造成事故，作業(yè)時(shí)一并起出；過(guò)流凡爾將流體傳遞