抽油杆柱（精选6篇）
抽油杆柱 篇1
目前, 随着油田生产的规模化和系统化, 大多数油井都采用管线输送原油, 以及高粘度稠油的开采, 导致井口回压增大。井口回压增大, 会导致抽油泵柱塞上的受到的载荷增大, 可能导致抽油杆柱中和点位置改变, 造成杆管偏磨位置改变, 对扶正器的计算和加重杆长度的计算造成干扰, 还可能会使抽油杆柱载荷增大而增大杆柱的拉伸形变。
1 影响井口回压的因素
各种研究表明, 影响井口回压大小的因素有管线直径、管长、气液流量、含水率和原油粘度等。通过用多相流模拟软件Pipesim, BBR (Beggs&Brill Revised)
计算方法, 计算分析上述各个参数对井口回压的影响, 得出下列结论。
(1) 井口压力与原油粘度成正相关, 即原油粘度越大, 井口压力越大;
(2) 井口压力与管线长度成反相关, 即管线越长, 井口压力相对降低;
(3) 井口压力与含水率成反相关, 即含水率越大, 井口压力越小;
(4) 井口压力与流量成正向相关, 即产液量越高, 井口压力会越高。
(5) 井口压力与管线直径是成反相关的。
从上述结论分析, 粘度是影响井口压力最敏感的因素, 因此, 在含水油井中, 当水为连续相时, 井口回压相对较小, 当水为分散相时, 井口回压相对较大, 接下来依次是管线内径、管线长度、气体或液体的流量对井口回压的影响。
2 井口回压对抽油杆柱载荷的影响
如诸多文献中研究的一样, 我们也假设在直井中, 油井和油管都是铅直的, 抽油杆柱在上下冲程中也是沿着铅垂方向上进行往复运动的, 也忽略接箍突出部分在运动中所受的阻力。则抽油杆柱在一次往复运动中, 不同部位受到的应力将有所变化, 下面绘制出了简化的抽油杆柱在上、下冲程中的杆柱受力分析图。
根据动力平衡, 可得到抽油杆柱下冲程时距泵上端x处的轴内力为:
上冲程时距泵上端x处的轴内力Nu为:
假定轴内力等于零, 即Nd=0, Nu=0, 可以求出上、下冲程时抽油杆柱的中和点位置x, 即:
上冲程:
下冲程:
其中, P阀:原油通过游动阀时阻力;f浮:单位长度抽油杆柱在原油中的浮力;P回为井口回压;P干摩为抽油泵柱塞与衬套之间的摩擦力;P惯性为单位长度抽油杆柱的惯性载荷;P抽汲为上冲程泵筒内的虚拟抽汲力;Plr为原油与单位长度抽油杆之间的摩擦力;Fmg为单位长度抽油杆柱的自重力;P液击为在泵充满程度低的情况下会存在的一个液击力;P阀为原油通过游动阀时的阻力;P静液为上冲程中柱塞上部原油的静液柱压力。
3 井口回压对抽油杆中和点的影响
由计算公式可以得出, 井口回压在上、下冲程中对杆柱中和点位置的影响, 假设由井口回压引起的中和点位置变化为Δxu和Δxd, 则
另外根据胡克定律, 抽油杆柱在弹性变形范围之内, 应力与应变成正比, 即:
其中, K为常数, 是抽油杆柱的倔强系数;Δx为应变量;
由此分析, 在上冲程中Δxu>0, 下冲程中Δxd<0, 且在上冲程中, 井口回压还会使抽油杆柱发生弹性变形而伸长。因此, 在上冲程中, 抽油杆柱中和点会因井口回压的存在而下移;下冲程中, 虽然井口回压不会引起抽油杆柱发生形变, 但会导致中和点发生相对上移。为了减小井口回压对杆柱造成的影响, 应该尽量减小井口回压。
4 降低井口回压的方法
通过上述对影响井口回压的因素分析, 可以知道, 降低的井口回压的方法有:
(1) 降低产出液的粘度;
(2) 增大管线直径, 即增大过流面积, 减小流动阻力;
(3) 缩短原油的进站距离, 即缩短管线长度。
5 总结
井口回压对抽油杆柱的影响, 包括对抽油杆柱的应力变形及中和点位置的影响。就是说, 在上冲程中由于井口回压的存在, 会使抽油杆柱中和点相对下移, 上冲程中会使抽油杆柱中和点位置相对上移。那么, 在一个往复运动中中和点的移动距离就是两者之和, 即。另外, 在上冲程中, 抽油杆柱还会因井口回压而发生拉伸形变, 对杆柱强度造成一定的影响。
参考文献
[1]王海斌, 韦学臣.井口回压对油井工况影响及对策分析[J].石油天然气学报.2005, 27 (4)
[2]张文, 王克亮, 马士平.井口回压对抽油井泵效影响规律研究[J].科学技术与工程, 21 (8)
抽油杆柱 篇2
关键词：抽油杆柱,阻力
1 抽油杆柱受压段分析
抽油杆柱下部在下行过程中受到的阻力被一定长度的杆柱重量抵消, 杆柱上出现一个中和点, 中和点以下杆柱处于受压状态。自中和点向下抽油杆压应力逐渐增大, 在其下端达到最大。受压应力变化的影响, 受压杆段发生三种形态的过渡。靠近中和点部分由于杆柱的刚度和较小的压应力, 杆柱保持挺直, 不会弯曲。向下随着压应力的增大, 抽油杆发生弹性弯曲变形。再向下, 当压应力超过弹性极限后, 杆柱将发生不可恢复的塑性弯曲变形。当然, 如果下行时阻力不够大, 或者抽油杆的材料、结构性能较好, 杆柱就可能不存在塑性变形段或弹性变形段。由于杆柱最下端压应力最大, 所以靠近下端是杆柱最容易受到失稳弯曲变形破坏的薄弱部分。这部分的螺旋状弯曲变形最大, 螺距最短。以前, 人们认为, 杆柱下行时, 下端受到的阻力主要包括, 液流通过游动阀的阻力和柱塞与泵筒间的摩擦力。但是, 通过分析, 阻力并不仅此两项, 在杆柱下端面还受到向上的浮力。
1.1 液流阻力
液流阻力来源于液流通过游动阀时发生的水头损失作用于柱塞和阀座孔间的环行面积的力。
其中, Δpv=hv·ρl·g
分析以上关系式, 可以看出:
1.1.1随着νl值增大, Re减小, μ减小, hv减小, Pv增大, 即液流阻力Pv与液体的运动粘度νl成正比。
1.1.2随着F增大, 一方面 (F-fo) 增大 (对于标准游动阀, F/fo的值近似常数, 为 (D/do) 2≈22=4) , Pv增大;另一方面do增大, Re增大, 使Pv减小。通过实例计算表明, 随着泵径D的增大, 液流阻力Pv静增大。泵组度
1.1.3随着S*n值增大, Vo增大, hv增大, 但同时Re增大, μ增大, 使hv减小, 通过实例计算表明, 随着抽汲速度 (由冲程S和冲次n决定) 的增大, 通过游动阀的局部水力损失hv静增大, 进而使液流阻力Pv增大。
1.2 柱塞摩擦力
柱塞和衬套间的半干摩擦力采用文献[1]推荐公式计算。
1.3 浮力
可以证明, 一端插入液体中的圆杆所受的浮力是作用在下端面中心、方向向上的力, 其大小为该中心点位置所受液体压力与圆杆横截面积的乘积。如果把包括柱塞在内的抽油杆柱下端面简化为抽油杆的横截面进行分析, 断面所受的浮力就是断面处液体的压力与抽油杆横截面积的乘积。
1.4 向上合力
下冲程时抽油杆柱下部承受的通过端面向上集中作用的合力就是上述三种力之和。
显然, 合力主要受下泵深度的影响, 其次受下部抽油杆直径的影响, 还与泵径、液体粘度、冲程和冲次等有关。
2 使用加重杆防治抽油杆柱失稳
防治抽油杆柱失稳弯曲变形的基本方法有两种, 即使用扶正器或加重杆。扶正器可修正杆柱弯曲变形, 增强稳定性, 但受到井下工具使用的限制, 一般不使用。最好的方法是使用加重杆来防治这种弯曲变形。
抽油杆柱下行程中, 受压段呈螺旋状弯曲, 并且螺距是向下逐渐减小的。
假设当螺距不小于一定的长度 (如一根抽油杆长度, 约8米) 时, 杆柱失稳弯曲产生足够小的危害 (此时抽油杆接箍能起到一定的扶正作用) , 当抽油杆的某点压力超过Pcr时, 则可将此点以下杆柱换为较粗的加重杆, 以克服下行阻力, 增大抗弯强度, 再以不小于dz的数值确定标准杆径dz'。最后根据
得到加重杆长度
3 计算实例
[例1]有某抽油井下泵深度为720m, 抽油泵直径为70mm, 柱塞有两个游动阀, 抽油杆柱组合为φ25.4mm×400m+φ22mm×320m, 冲程长度为2.7m, 冲次是11次/分, 采出液体的运动粘度为5×10-6m2/s, 问下冲程时抽油杆柱下端所受到的阻力, 并进行加重杆设计。
通过计算, 得到:Pv=88N, Pf=1102N, Pb=2607N, Pu=3797N, dz=23.5mm, 选dz'=25.4mm则Lz=25.7m。
[例2]有某抽油井下泵深度为1800m, 抽油泵直径为38mm, 柱塞有两个游动阀, 抽油杆柱组合为φ25.4mm×720m+φ22mm×540m+φ19mm×540m, 冲程长度为5m, 冲次是6次/分, 采出液体的运动粘度为5×10-6m2/s, 问下冲程时抽油杆柱下端所受到的阻力, 并进行加重杆设计。
通过计算, 得到:Pv=325N, Pf=534N, Pb=4861N, Pu=5721N, dz=26.0mm, 选dz'=28mm, 则Lz=99.1m。
从上面两例可以看出, 下冲程时抽油杆柱下端所受到的阻力主要来自浮力, 分别占68.7%和85.0%。
4 结论
4.1 抽油杆柱下行过程中受到阻力, 在其下部处于受压状态, 发生螺旋状弯曲变形。
4.2抽油杆柱下行时, 下端受到的阻力包括, 液流通过游动阀的阻力、柱塞与泵筒间的摩擦力和下端面受到向上的浮力, 其中浮力是主要因素。
4.3使用加重杆是防治抽油杆柱下部弯曲变形的有效方法。加重杆设计应按细长压杆的稳定性原理来设计。本文介绍了一种螺距限定的设计方法。
符号说明
Pv—抽油泵柱塞产生的液流阻力, N;
nk—抽油泵柱塞游动阀个数;
Δpv—采出液体流过游动阀的压力损失, Pa;
F—泵柱塞的全面积, m2;
fo—游动阀阀座孔的断面积, m2;
hv—采出液体流过游动阀的水力损失压头, m;
ρl—采出液体密度, kg/m3;
g—重力加速度, m/s2;
Vo—液体通过流动阀的流速, m/s;
Vp—抽油杆的最大瞬时速度, m/s;
Pu—抽油杆柱下端所受向上的合力, N;
d—杆件直径, m;
Pcr—临界压力, N;
Lr—抽油杆单根长度, m;
dr—抽油杆直径, m;
dz—计算的加重杆直径, m;
dz'—选定的加重杆直径, m;
Fz—加重杆的断面积, m2;
ρs—加重杆的密度, kg/m3;
抽油杆柱 篇3
在油田的勘测和开采初期, 由于井液中的含水量较低, 石油存储地层较浅, 所以杆柱和油管的磨损并不明显。综合我国大部分油田的开采情况, 经过长时间的采抽作业, 油田已经进入了生命周期的后半部分, 油井中含水量逐渐增加 (一般在75%以上) , 这就会造成杆柱和油管的润滑效果劣化。
随着石油开采作业的进一步深入, 石油在地层中的位置越来越深, 开采也越来越困难。相应地, 抽油井中的摩擦和损耗也越来越大, 虽然抽油杆柱和抽油管之间的对冲运动并不剧烈, 但不间断地接触和摩擦, 依然会产生磨损现象。由于磨损现象多出现在单侧, 因此也称之为偏磨。
1 抽油杆柱与油管偏磨原因分析
造成抽油杆柱和油管偏磨的原因很多, 以下从主要的原因展开分析。
1.1 油井自身的构造
事实上, 在我国很多油田开发早期, 油井的开采设计结构都很简单, 大多以直井为主要形式。但随着开采工作的进行, 为了获取石油资源, 开始出现斜度较大的井段, 井下构造拐点增多, 原有的直线构造被打破, 甚至出现螺旋形的井下构造。在这一前提下, 油管的形状必须与井下构造一致, 而抽油杆柱之间的连接是直线要求, 这样一来两者之间的接触必然发生。
具体来说, 当井下有斜坡的情况下, 油管就是弯曲的, 抽油泵的安置位于斜面一下, 这样抽油杆与油管的接触是不可避免的;即便是采取直井方式, 也无法保证随着井深的增加, 钻头与井口之间是同心圆, 直井本身必然会形成向下扭曲的螺旋。
1.2 抽油杆柱变形
抽油杆柱的材料在长期满负荷运行的状态下, 容易产生金属疲劳, 进而发生弯曲变形。抽油机运转的过程中抽油杆柱因为收缩性能变差, 摇晃幅度加剧, 就会与油管发生弹性收缩摩擦。
较为直观的现象是, 在直井之中, 抽油管的运动幅度要一般要大于抽油杆柱, 当后者发生变形弯曲之后, 两者在高速的震动下产生横向压力, 造成偏磨。
1.3 油井结蜡
油井结蜡是指石油中蕴含的固体和半固体成分, 例如石蜡、沥青等物质, 在从石油中析出之后粘连在油管外部, 形成固体的混合物。一旦出现油井结蜡的现象, 抽油杆柱就会被液体摩擦力的影响下, 与抽油泵之间形成较大的阻力;同时, 此时油管内径与抽油杆柱的外径比例减小, 导致结蜡点的摩擦力大于其他部分, 抽油杆柱由此发生弯曲, 产生偏磨现象。
1.4 其他原因
除了以上三种分析的原因之外, 造成抽油杆柱与油管偏磨的因素还包括油井参数设置、采出液影响等。其中, 采出液影响是指所采石油物质中的含水率, 这是在油田开采后期无法回避的一种偏磨问题。
客观上说, 油田开采后期的含水量增加是必然的, 产出液中的水分含量越多, 就会造成井液密度增大, 从而增加了抽油杆柱的浮力;浮力的增加必然导致临界压力的降低, 抽油杆柱发生扭曲变形就是无法避免的。
2 抽油杆柱与油管偏磨机理分析
在分析过发生偏磨的原因之后, 针对偏磨的机理进行分析。
2.1 机械磨损。
油井的构造并不能完全满足直井条件, 出现斜度、螺旋、扭曲是很正常的情况, 但这些情况就容易造成抽油杆在轴向载荷作用下的变形, 由此一来, 抽油杆柱连接的部分 (卡箍、油管) 自然发生扭曲, 并在不断上下运动的抽取行为中产生磨损。
2.2 介质磨损。
抽油泵将井液送入抽油管, 液体中含有大量的复杂成分, 也包括一些固体颗粒碎屑, 这些碎屑导致抽油杆柱和油管中间连接突出的部分, 发生碰撞和摩擦, 进而磨损。需要注意的是, 这种磨损是从内部开始的。
2.3 化学磨损。
化学腐蚀是无法避免的, 因为原油本身就含有大量腐蚀性成分, 如硫化物、细菌成分等, 当腐蚀性发展到一定程度, 就会产生磨损。
3 偏磨点位置预测实现方法
偏摸点位置的预测可以借鉴一定的计算手段, 通常在油田的开采后期, 井下的剖面相对稳定, 由此形成的剖面图可以作为分析偏磨点的主要一句。例如, 根据抽油杆柱的受力情况进行分析, 所包含的设计因素主要有井眼曲度、挠率、螺旋曲度、弯曲应力等。多方面的数据结合在一起, 可以判断出抽油杆柱与抽油管之间的数据异常情况, 例如曲度增大必然导致抽油管的弯曲应力提升。
在现实的采油作业中, 油管自身的材质保障了一些刚度, 由此配合套筒的作用, 可以做出一定的拉直反映。因此, 在进行计算测量的过程中, 需要考虑到误差作用。
综上所述, 单纯地从抽油杆柱材质属性方面去考虑偏磨现象, 是不科学也不全面的, 要综合多方面的原因, 实现油田作业尤其的高效率、低损耗生产要求。此外, 国内针对偏磨问题还提出了创新性的解决方案, 例如动压润滑方式, 需要进一步的实践和验证。
参考文献
[1]刘春花.抽油杆偏磨机理及防偏磨对策研究[D].中国石油大学, 2009.
[2]余航.海拉尔油田抽油机井杆管偏磨防治技术研究[D].长江大学, 2013.
[3]刘合, 王素玲.用有限元法预测抽油杆柱与油管柱偏磨点位置[J].石油学报, 2008, 01:149-152.
[4]王晓华, 杨志祥, 李影, 薛康.抽油杆与油管防偏磨优化研究[J].科学技术与工程, 2010, 35:8787-8791.
抽油杆柱 篇4
1 樊学区块抽油杆柱断脱现状
目前, 樊学区块油井均采用有杆泵采油方式生产, 通过对该区块2009 年全年所有油井维护性作业进行了统计分析 (表1) , 发现就抽油杆 (光杆) 断脱共计49井次, 占油井维护作业的11.7%, 这无疑严重地影响了原油正常生产和增加了油井维护费用。
通过对09年樊学区块抽油杆断脱情况进行了统计 (表2) , 可以清楚地看出, 抽油杆柱主要是断为主, 抽油杆断裂比例占发生故障总数的42.8%;抽油杆脱扣占发生故障的40.8%;活塞法尔罩断裂也比较严重, 占故障总数的18.3%。
2 抽油杆柱断裂的原因分析
影响抽油杆断脱的因素较多, 下面结合实际生产就所发生的断脱井进行分析、查找原因。
2.1 杆组合设计不当
由于杆柱设计不当, 使杆柱实际应力超过其使用极限应力, 导致局部杆超载断裂, 或在设计中加重杆过少, 使下部小规格抽油杆在下行程中承受压应力, 变形后产生弯曲应力而断裂。
2.2 井筒结蜡影响
井筒结蜡是影响油井正常生产的基本因素, 在樊学区块油井结蜡情况时有发生, 部分油井原油粘度大, 结蜡周期短, 油井负荷变化幅度大, 导致油井因结蜡严重造成产量下降、卡泵或油杆疲劳断脱等现象。
对一些结蜡严重、检泵周期过长的井, 一旦因停电开抽后, 最易出现卡泵抽油杆断脱现象。主要原因是由于停井后, 原来井筒中的原油由于温度降低, 使得原油中的沥青、蜡凝析分离, 不同程度的滞留在杆、管外壁, 加之长期井筒周围已结的蜡, 从而缩小了抽油杆轨迹的通道, 而导致蜡卡或抽油杆断脱现象。
3抽油杆脱扣原因分析
引起抽油杆脱扣的因素较多, 但主要有下面几种:
3.1 振动的影响
抽油杆往在上下行程中都承受着一定的振动负荷, 特别在整个杆柱的两端, 振动力较大。振动力的存在, 会导致松扣效应。
3.2 初始预紧力的影响
目前, 抽油杆是主要靠人力上卸扣的, 获得预紧力的大小依赖于油杆的清洁和润滑程度以及工人的体力、技能、劳动态度等。有一个环节上出现失误, 均会导致过早的脱扣。
4防治措施建议
通过理论分析抽油杆断脱的原因, 只要对症下药, 对油井采取综合防治措施, 樊学区块抽油杆断脱现象将会得到有效控制。
(1) 下加重杆, 使抽油杆中和点下移, 减少或消除抽油杆的螺旋弯曲。
(2) 合理调整油井生产参数, 及时诊断抽油井, 根据诊断情况调整冲程、冲次。对井筒状况复杂的井, 采用长冲程、小冲次、小泵径的方法, 减低交变载荷的频度, 减少疲劳断裂。
(3) 对于吐砂、结蜡影响严重的油井, 调整热洗、清蜡周期, 应用化学防砂、防砂泵及防砂筛管防砂, 确保井筒不堵不卡, 还可以在眼管处包裹铜丝布的方法防砂;通过每旬示功图测试不断摸索出结蜡油井的结蜡周期, 依据产液量对油井加清蜡剂;对常结垢井, 定期在井筒加入阻垢剂。
5 几点认识
(1) 由于我厂属于新厂, 新工艺、新技术有待于引进, 还需要时间过度, 对以上所建议的一些措施同时也需要时间的检验。
(2) 陕北地区乃是“三低”储藏, 抽油杆断脱的影响因素相当复杂, 在同一口井中可能存在多种因素、相互交差, 同时作用。从区块的检泵情况来看, “断”是主要的, 最易发生断的部位主要在下部抽油杆、游动阀尔罩、拉杆。因此, 这些部位将是我们今后预防的重点。
参考文献
[1]吴则中.抽油杆[M].北京:石油工业出版社, 1994.
抽油杆柱 篇5
1 杆柱组合与系统效率关系敏感性分析
系统效率是由有效功率和输入功率之比决定的, 输入功率由五部分消耗功率组成:地面损失功率、黏滞损失功率、滑动损失功率、溶解气膨胀功率、有效功率[2]。当油井产液量、举升高度保持稳定的情况下, 有用功率基本不变, 系统效率的大小主要取决于其他四部分消耗功率, 消耗功率越大, 系统效率越低, 而前三部分消耗功率均与杆柱有关。
式中:s——冲程, m;
n——冲速, min-1;
P空载——电动机空载功率, k W;
m——管径、杆径比;
F杆——光杆载荷, k N;
Li——第i段油管长度, m;
F液——液柱载荷, k N;
Ui——在Li段油管中液体的平均黏度, m Pa·s;
fk——杆与管的摩擦系数;
q杆——单位长度杆柱重力, k N;
l水平——抽油杆在斜井段水平投影长度, m;
k1、k2——地面损失功率与光杆在上、下冲程中的平均载荷的相关系数。
由上述公式可知:杆柱载荷减少, 地面损失功率减少;管径、杆径比增加, 而黏滞损失功率减少;管杆长度减小, 黏滞损失功率和滑动损失功率也减少。而实际生产中杆柱载荷由杆柱组合及杆柱长度决定, 杆柱长度则由泵深决定。
按照上述理论, 同时考虑载荷及弹性形变两方面影响因素, 对两种提高杆柱效率的措施进行敏感性分析。
1.1 杆径组合对系统效率影响
以X77-24井为例, 在参数、产液量、动液面保持稳定, 杆柱强度满足目前下泵深度 (表1) 的前提下, 计算三种不同类型杆柱组合的功率损耗 (表2) 。
只考虑载荷变化时, 杆柱组合降低一个级别, 载荷下降10.8 k N, 消耗功率下降0.33 k W, 系统效率提高3.4个百分点;降低两个级别, 载荷下降19.2 k N, 消耗功率下降0.52 k W, 系统效率提高5.8个百分点。
只考虑弹性形变时, 杆柱组合降低一个级别, 泵效降低2.1个百分点, 系统效率降低0.91个百分点;降低两个级别, 泵效、系统效率分别降低5个百分点、2.34个百分点 (表3) 。
综上两方面因素, 杆柱组合降低一个级别, 消耗功率减少0.38 k W, 系统效率增加2.53个百分点;杆柱组合降低两个级别, 消耗功率减少0.64k W, 系统效率增加3.38个百分点 (图1) 。
由实测结果可知, 杆柱降低一个级别, 消耗功率降低0.3 k W, 系统效率提高2.3个百分点 (表4) 。
1.2 杆柱长度对系统效率影响
以X102-11井为例, 在参数、产量、动液面 (表5) 保持稳定的前提下, 将该井上提泵挂100 m和200 m, 计算各项功率损耗 (表6) 。
只考虑载荷变化时, 上提泵挂100 m后, 载荷下降3.3 k N, 消耗功率降低0.15 k W, 系统效率提升1.29个百分点;上提泵挂200 m后, 载荷下降6.3 k N, 消耗功率降低0.27 k W, 系统效率提高2.60个百分点。
只考虑弹性形变时, 上提泵挂100 m后, 泵效提高0.6个百分点, 系统效率提高0.21个百分点;上提泵挂200 m后, 泵效提高1.1个百分点, 系统效率提高0.41个百分点 (表7) 。
综上两方面因素, 上提泵挂100 m后, 消耗功率降低0.14 k W, 系统效率提升1.65个百分点;上提泵挂200 m后, 消耗功率降低0.25 k W, 系统效率提高3.12个百分点 (图2) 。
由不同含水级别油井沉没压力与泵效关系可知合理沉没压力控制区间 (表8) , 根据合理沉没压力制定单井具体上提泵挂长度。
实测结果表明, 上提泵挂100 m后, 消耗功率减少0.2 k W, 系统效率提高2.1个百分点 (表9) 。
2 管杆优化实施效果
实施管杆优化设计10井次, 日节电12.7k Wh, 节电率9.9%, 系统效率提升1.8个百分点。其中, 上提泵挂8井次, 日节电9 k Wh, 节电率6.6%, 系统效率提升2.1个百分点;杆柱降级2井次, 日节电12 k Wh, 节电率13.2%, 系统效率提升1.0个百分点。
3 结论
1) 杆柱降级和上提泵深可以减少杆柱负荷, 降低消耗功率, 提高抽油机井系统效率。
2) 杆柱降级方面, 在满足目前下泵深度的情况下, 使用相对较轻的抽油杆组合。
3) 上提泵深方面, 对不同含水级别的油井, 根据对应的合理沉没压力控制区间制定具体上提泵挂长度。
摘要：抽油机井系统效率是反映机采系统高效举升的综合指标, 在各节点效率中杆柱对系统效率的影响仅次于抽油泵所产生的影响。通过理论计算与实际测试优化杆柱组合和杆柱长度对系统效率的影响, 挖潜系统效率提升空间。现场试验10井次, 系统效率平均提升1.8个百分点。
关键词：系统效率,杆柱载荷,杆柱组合,杆柱长度
参考文献
[1]张志远, 古小红.提高抽油机井系统效率的方法[J].断块油气田, 2000, 7 (4) :59-61.
抽油杆柱 篇6
1 减载器工作原理
减载器的结构如图1,抽油杆、柱塞管、减载活塞连接在一起,随抽油杆柱一起上下运动[1]。由于上密封管和减载活塞的封堵,使得上密封管的下端面与减载活塞的上端面之间形成一个中空,这个中空通过呼吸孔与油套环空连通,而中空的压力与环空的压力相同,而减载活塞的下端面与油管里的液体接触,其压力与井筒液柱在该端面处的压力相同。因此减载活塞的上、下端面分别处在油管和套管不同的压力系统中,即减载活塞上、下端面处的压力有一个差值,由该压力差所产生的推力作用在减载活塞的下端面,使其产生一个向上的举升力。当抽油机驴头上行时,减载活塞所受的托举力辅助抽油机带动抽油杆向上运动,使抽油机的载荷减轻,同时也减轻了减载活塞上部抽油杆的拉力;当抽油机驴头下行时,减载活塞在其上部抽油杆的推动和下部的抽油杆的拉动下而向下运动,减载活塞所受向上的托举力依然存在。抽油机如此上下往复运动,减轻了驴头悬点载荷,实现减载节能采油。
2 抽油杆柱设计计算
抽油杆杆柱组合已根据相应的设计原则标准化,针对特定的油井查表选取即可,但由于在抽油杆杆柱中加入了减载器,改变了抽油杆杆柱的受力状态,原有的杆柱组合已不是最佳组合,需要考虑减载器对杆柱受力的影响,并对杆柱设计进行改进。
目前抽油杆柱设计中,所采用的等强度设计准则可分为两类:等疲劳强度设计准则和静等强度设计准则[2]。而采用静等强度设计准则计算十分简单,只在最后对抽油杆柱最上部进行疲劳强度校核即可。
根据静等强度设计准则,即抽油杆柱中各级不同规格抽油杆顶部静等强度相等的条件,可得出关于求解各级抽油杆的长度占抽油杆总长度的百分比Ri的线性方程组:
1—抽油杆;2—柱塞管;3—上密封管;4—呼吸孔;5—减载活塞;6—下密封管;7—过液孔;8—抽油杆
(1)式中:
Ap—柱塞横截面积,m 2;
Wi—各级抽油杆的重度,N/m;
Ai—各级抽油杆的横截面积,m 2;
公式(1)表示的意义为从井底抽油泵开始,第i级抽油杆顶部的静强度为第i级及以下各级抽油杆的重力与抽油泵柱塞所受的液柱压力之和除以第i级抽油杆的横截面积,且其与第i-1级抽油杆顶部的静强度相等。各级抽油杆的长度占抽油杆总长度的百分比Ri之和应等于1。
由于减载器的加入,原有的杆柱设计线性方程已不能满足设计要求,需根据静等强度设计准则,对杆柱设计线性方程进行改进,考虑减载器对杆柱受力的影响。现以三级抽油杆组合为例,初步假设,减载器连接于第二级抽油杆中。由于公式中对各级抽油杆顶部受力计算时两端省略了泵挂深度L,所以在加入减载力时也应将减载力除以井深L,所以减载力F就变成了F当,即F当=F/L,因此方程组调整为:
3 现场应用
结合改进后的杆柱设计线性方程,对海拉尔油田希64-64井进行了杆柱设计计算。该井的主要参数为:抽油杆杆柱组合19mm-22mm-25mm;泵挂深度2 000m;抽油泵柱塞直径32mm;井液重度9 500N/m 3;减载器深度800m;减载活塞直径70mm;密封活塞直径44mm;冲程3m;冲次8rec/min。计算结果为:减载力17.60kN;抽油杆杆柱组合19mm—22mm—25mm的各级长度依次为760m、900m、340m。根据当量应力疲劳强度校核条件,抽油杆当量应力为57.2MPa,而许用当量应力为110MPa,符合当量应力强度条件。该组合与未改进的原有组合相比,19mm和22mm抽油杆加长,25mm抽油杆缩短,显著降低了抽油杆自身重力,降低抽油机悬点载荷。
该井已投入生产,现运行状态良好。悬点示功图如图2所示,经地面测试得知该井的最大悬点载荷为57.80kN,较未使用深抽减载器的常规油井的悬点载荷显著降低。
4 结论
减载器的应用是以减小悬点载荷和提高强度裕量为目标,可在不改变原抽油井地面抽油机的情况下,加深泵挂或加大泵径,降级使用抽油杆,增加油井产液量;有效降低抽油机悬点载荷,提高单井系统效率。所改进的抽油杆杆柱设计方法,可合理设计抽油杆杆柱组合,减轻抽油杆重量,进一步降低悬点载荷,提高抽油杆及地面设备的使用寿命。因此该技术的推广应用不仅能保证油井有良好的生产状态,而且节能效果显著,降低了油井的总体生产成本。
参考文献
[1]黄伟,甘庆明,姚斌,等.抽油机减载器原理及应用研究.石油矿场机械,2007;36(7):25—27