H油田丛式井偏磨综合治理技术研究

摘  要 丛式井在油田开采过程中面临诸多难题，井眼轨迹复杂致使管杆偏磨严重，影响油井生产和经济效益。本文聚焦H油田丛式井偏磨问题，剖析偏磨原因，介绍针对性治理技术、现场试验及效果评价，为解决类似问题提供参考。

关键词：丛式井；偏磨；综合治理

引言

在石油开采领域，丛式井凭借诸多优势得到了广泛应用。但丛式井的管杆偏磨问题，却成为阻碍油井正常生产的一大难题。因此，深入研究并有效解决H油田丛式井偏磨问题，对保障油田高效生产、提升经济效益意义非凡。

1 油田井筒偏磨现状分析

H油田2024年可对比检泵312井次，其中存在偏磨179井次，占检泵总井数的57.4%（见图1-1），与2023年对比偏磨因素下降11.6%，长期治理成效初显。2024年偏磨共计160口井，总液量445m3/d、油量180t/d，占检泵井总产油量的49%。

图1-1：2023—2024年检泵影响因素占比统计

图1-2：2023—2024年偏磨因素分布（%）

经分析发现，偏磨在不同区域呈现出明显差异。以侏罗系为主的Y区偏磨情况最为严重高达64%，是重点治理区域（见图 1-2）。通过统计大量井数据，偏磨严重的位置主要集中在井斜、方位角变化较大的“C型井段”（见图 1-3）。依据C井段的特征参数和数量，可将偏磨井细致划分为三类：Ⅰ类井含有1个C 型井段，偏磨程度一般；Ⅱ类井含有2个C型井段，偏磨较为严重；Ⅲ类井含有3个及以上C型井段，偏磨极其严重。这种分类方式有助于更精准地评估偏磨状况，为后续制定针对性治理措施提供有力依据。

 图1-3：“C型井段”示意图

2 偏磨原因深度分析

2.1 井眼轨迹影响

井眼轨迹复杂是导致管杆偏磨的关键因素之一。在定向井和水平井中，管杆在井内会受到重力、摩擦力、侧向力等多种力的共同作用。尤其是在“C型井段”，井斜和方位角的急剧变化会使管杆受到的侧向力显著增大，从而加剧管杆之间以及管杆与井壁之间的磨损。在H油田丛式井中，大部分定向井的造斜段由于井眼弯曲，使得杆管偏磨问题更加严重。

2.2 油管失稳弯曲

抽油机下冲程时，油管上任意一点所受合力向下，油管处于拉伸状态，此时一般不会出现杆管偏磨现象。而上冲程时，油管内部压力作用是导致油管失稳的主要原因，致使油管产生弯曲。具体说，活塞上行过程中，油管下端受力方向向上，对于动液面低或者供液不足的井，柱塞两端的压差较大。若油管没有锚定或尾管加重配比不合理，油管中和点以下的管段会因卸载而发生弹性收缩，从而引发杆管偏磨现象。轴向载荷受泵径、生产参数影响较大，在轴向力的作用下，中和点以下的油管极易发生弯曲。根据最大轴向油管载荷计算公式（2-1）可知，降低冲程与冲次的乘积（S×n）、或者减小泵径D，能够减小这种轴向力的作用，有效降低油管弯曲程度，减轻偏磨问题。

最大轴向油管载荷为：

Fmax=              （2-1）

式中：D—抽油泵柱塞直径，mm；

δ—柱塞与衬套半径上的间隙，mm；

S—冲程，m；

n—冲次，min-1。

g—重力加速度，g=9.807m/s2；

µ—流量系数，无量纲。

2.3 抽油杆柱失稳弯曲

机采井上冲程时抽油杆上任意一点所受合力方向向上，抽油杆处于拉伸状态，不存在螺旋弯曲，不会出现杆管偏磨现象，其受力分析见公式（2-2）。但在下冲程时，抽油杆上各点受力情况复杂且不断变化，见公式（2-3），中和点以上抽油杆处于拉伸状态，中和点以下抽油杆受向上的阻力作用，处于受压弯曲、螺旋打扭状态。下冲程运动刚开始时，抽油杆上存在向上的惯性力，受此影响杆柱变形与偏磨现象常出现在抽油杆中性点以下，这也是抽油杆断脱事故多发生在底部的原因。对于快冲次的高产井、低含水井、三次采油的聚合物见效井、结蜡井、结垢井等，由于摩擦阻力和采出液粘度等多种因素的影响，柱塞泵在下冲程时阻力逐渐增大，抽油杆弯曲变化程度增加，进而加剧了杆管偏磨程度。因此，降低冲次，采取长冲程、慢冲数的工作参数可以降低偏磨；同时根据不同产状、含水、是否下内衬管等状况，有针对性的优化加重杆配比也可以起到降低偏磨的作用。

抽油杆上、下冲程所受合力分析：

上冲程：                             （2-2）

下冲程：                                 （2-3）

G：抽油杆柱重力，，m是抽油杆柱质量，g是重力加速度；

F_f：液体对抽油杆柱的浮力，，ρ是井内液体密度，V是抽油杆柱排开液体的体积；

F_p：活塞上的液柱压力，，p是泵口处液体压力，Ap是活塞截面积；

F_f1：抽油杆柱与液体的摩擦力，，μ是抽油杆与液体间的摩擦系数，S是抽油杆与液体间的接触面积，υ是抽油杆与液体间的运动速度；

F_f2：抽油杆柱与油管的摩擦力，,μ′是抽油杆与油管间的摩擦系数，N是抽油杆柱对油管的正压力，其大小与井斜角、抽油杆柱的弯曲程度等因素有关。

2.4 振动效应

机采井正常生产时，抽油杆柱变速运动过程中存在纵向、横向和扭转振动，振动使抽油杆柱与油管柱的接触力增大，接触点数增多，加剧杆管偏磨。泵挂相同的情况下，冲程、冲次较大的情况下，振动幅值和频率增加，偏磨问题会更加严重。

3 偏磨综合治理技术

综合研究管、杆、机、液等影响因素，针对不同偏磨原因采取针对性治理措施，秉持“以防为主、防治结合”的技术理念，全面考虑抽油机工况对偏磨的影响，最大程度降低油管受压弯曲、油杆失稳变形、采出液量变化对偏磨的影响。形成了一套以高分子内衬管为主的防偏磨技术体系，涵盖“内衬管+斜筋扶正器 +喷焊接箍+导向接头+加强改良泵”、精细注采调控和智能间抽技术等。

3.1 内衬油管技术优化

应用杆管偏磨机理3D模型，深入研究机采井运行规律。采用多因素综合法确定中和点的位置变化，以此为依据优化防偏磨方案（见图 3-1）。优选耐磨性为普通油管4-7倍，且具备良好防垢、耐腐蚀性的“高分子内衬油管”。该油管能有效减少管杆之间的摩擦，平均使用寿命可达5年，可将偏磨严重、高频检泵井的检泵周期从3个月延长至1年以上。对于井斜较大的油井，采用加长尾管完井方式，也可降低油管的伸缩弯曲度。

图3-1：上、下冲程轴向力分布图

3.2 扶正器与接箍技术改进

Ⅰ类偏磨井实施杆间扶正器、优化注塑抽油杆技术，2024年实施475井次，其中杆间扶正器280个、三扶杆3.6万米、二扶杆6.9万米；Ⅱ类偏磨井除实施高分子内衬油管累计3.6万米外，配套防偏磨接箍等57口井；Ⅲ类井偏磨井实验无杆泵采油技术1口。

斜筋扶正器与轴线成倾斜夹角15°，与直筋扶正器相比和油管的接触面积大幅增加，能更好地解决油管被磨成直槽的问题。抽油杆喷焊接箍采用喷焊工艺，在基体外表面制备一层镍基合金涂层，利用几种金属颗粒良好的自润滑性能、耐腐蚀性和耐磨性，更好地保护油管内壁；喷焊后的接箍硬度高、表面光洁度高，端面导角为R3，在上下冲程过程中，通过油管连接处的导向性良好；喷焊接箍增强了管杆的连接强度和耐磨性（见图 3-2），导向接头则有助于管杆在井内顺利下入并稳定运行。同时调整二级、三级扶正杆的配比组合，进一步提高扶正效果；每隔一次修井，添加一根抽油杆短节，调整抽油杆接箍位置，使油管磨损更加均匀，可延长油管使用寿命2倍以上。

图3-2：喷焊接箍耐磨性能对比

3.3 加强改良泵技术

加强改良泵针对偏磨井的特殊工况进行了优化设计，有效提高了泵的可靠性和稳定性（见表 3-1）。一方面，对活塞结构进行改进，将活塞三叉处凡尔下移为双游动凡尔串联，并增大上部壁厚，同时将拉杆公扣改为母扣，连接强度大幅提升，柱塞上部疲劳周期从10-15个月提高至20个月，提升了1.3-2倍。另一方面，专用泵油流通道表面及附件经过纳米高分子喷涂处理后，防垢防腐能力增强，还具备一定的防蜡能力。

表3-1：抽油泵改良前后对比

3.4 生产参数优化技术

精细注采调控技术依据油井的生产动态和地层能量补充情况，合理调整注采参数，优化间抽制度。对于低液量（0-1m3/d）供液差的油井，改为间开生产，并对D区、Y区等区域的油井进行控产，减少开井天数，降低管杆接触次数，避免干磨。同时，下调抽油机参数，M区部分低液量井换φ28小泵生产，增加泵沉没度，利用原油的润滑保护作用降低油管内壁磨损速度。应用智能间抽技术，实现系统提质增效工程“产量不降、能耗最低”的总体目标，选取单井日产液小于3m³、泵效低于30%的60口油井积极推广“云控智能间抽技术”。该技术借鉴边缘井智能控制模块的算法，编制间抽制度辅助决策程序，形成平台整体下发间抽策略的智能间抽模式，实现间抽井的群控智能间抽。通过优化生产参数，降低抽油杆的受力和磨损，有效减轻杆管偏磨。实施60口井平均节电32.9%，泵效提高8.1%，系统效率提高4.3%。

4 现场试验与效果评估

在H油田挑选了多个具有代表性的区块开展现场试验，重点应用高分子内衬油管、优化后的扶正器和接箍等治理技术。共应用高分子内衬油管39口，规格为φ28mm加强型抽油泵225台。在试验过程中，对油井的生产数据进行实时监测和分析，包括产液量、产油量、含水、泵效、管杆磨损情况等。同时，密切关注油井的运行状况，根据现场反馈的问题，及时调整和优化技术方案，确保治理技术的有效性和可靠性。

5 实施效果评价

实施综合治理技术后，取得了显著成效，2024年检泵偏磨井次占比同比下降11.6%就是最好的佐证。检泵周期延长了42天，有效减少了因管杆偏磨、结垢腐蚀和结蜡导致的检泵作业次数40井次，降低了维护成本，提高了油井的生产时率，减少了隐形降产、修井占产。累计降本控费 588 万元，其中包括节约的检泵费用、设备维修费用以及因提高生产效率带来的经济效益（其中单井检泵作业费用、更换管杆泵节约7.96万元；每口井隐形降产及修井占产10天，产量2.5t/d；原油价格按最新72美元/桶、人民币汇率按最新7.2计算）。

此外，综合治理技术的应用提升了油井的生产稳定性，减少了因设备故障导致的停产时间，为油田的持续稳定生产提供了有力保障。

6 结论与展望

本研究针对H油田丛式井偏磨问题进行了深入探究，通过优化偏磨综合治理技术，取得了良好的治理效果。然而，随着油田开发的持续推进，油井生产条件可能发生变化，新的问题也可能出现。因此，需要持续关注油井生产动态，不断优化和完善综合治理技术，以适应油田发展的需求。

未来，可进一步加强对管杆材料、表面处理技术以及智能监测系统的研究，提升管杆的性能和可靠性，实现对油井偏磨问题的实时监测和精准治理。同时，结合大数据、人工智能等先进技术，对油井生产数据进行深度挖掘和分析，为综合治理技术的优化提供更科学的依据，推动油田开采技术不断进步，实现油田的高效、可持续开发。

参考文献

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樊金侠等. 抽油柱塞开口阀罩断裂原因分析及改进措施.石油矿场机械，2011年。

中国国家标准化管理委员会. 石油天然气工业 钻井和采油设备 往复式整筒抽油泵： GB/T18607-2017，北京：石油标准出版社，2017年。

郑宏婧，基于华北油田机采井内衬油管技术的应用与评价，工程硕士论文，2017年。

第一作者简介：邢杨梅（1975-），女，汉族，西南石油学院（现西南石油大学）石油工程专业，现任环庆采油厂油田开发高级工程师。