抽油泵项目文献综述（完全版） - 图文

抽油泵项目文献综述

引言

目前，有杆抽油泵（简称“抽油泵”）在所有的采油方式中仍居于支配地位。据估算，目前我国石油行业在用有杆抽油泵井在15万口以上，全球范围内有杆抽油泵井为几十万口。

目前，国内大部分油田已经进入开发后期，面临着油层出砂、高含水、注聚合物开发、稠油热采和强腐蚀的介质环境和井况差等因素的影响，造成了抽油泵的磨损、漏失、腐蚀、砂卡、结垢、变形等故障，使得抽油泵免修期越来越短，严重影响了油田开发综合经济效益的提高。

以中国石化集团为例，该公司共有各类油井29475井，其中抽油机井26256口，油井年作业量共计36579次，其中检泵作业15276井次次。检泵原因分布如下表所示：

井次 百分比 小计 15276 100% 杆 3591 23.51% 管 3723 24.37% 泵 4904 32.10% 井下工具 821 5.37% 其它 2237 14.64%

2237 , 15?1 , 5591 , 24%杆管泵井下工具其它3723 , 24I04 , 32%

由上表数据可以看出，由于泵故障造成的检泵作业在各种原因中所占比重最大，达到32%，共计4909次。（以上数据来自中国石化集团公司2007年采油工程数据年报表）

因此，对抽油泵应用工况最新变化以及目前泵产品对这些变化的适应性的认

识直接关系到整个采油生产工作的进展。

一、目前抽油泵应用工况

根据对抽油泵目前应用工况的调研，将其主要分为以下六类。

1、高含水生产

在油田开发后期高含水阶段，抽油泵所处的工况主要为：随着含水上升，地层出砂越来越严重，泵筒与柱塞之间的摩擦由湿摩擦向半干摩擦转化。另外，经过长期开发的油田，由于频繁进行酸化、压裂等修井作业措施，使得产出流体中的腐蚀、结垢介质大量增加。

通过对胜利油田1045井次作业原因调查显示，共有11大类问题。其中泵漏失（绝大多数为高含水环境下砂粒磨损及腐蚀所致）286井次，抽油杆断脱225井次，油管漏131井次，砂卡94井次，砂埋40井次，油管断脱16井次，油稠光杆下行困难35井次，配套工具失效74井次，蜡卡28井次，作业质量差失效107井次，其他原因失效107井次。泵漏、砂卡砂埋、抽油杆断脱达645井次，约占总失效井次的61.7%，是造成油井作业的主要原因[1]。

2、注聚合物生产

在三次采油阶段，随着聚合物随注入时间的不断延长和采出浓度的上升，在高含水阶段所面临的恶劣工况的基础上，由于聚合物的参与，使采出液流变性由牛顿模型转变为幂率模型，粘度急剧增加，导致严重的井下偏磨；水驱阶段没有被驱替出来的原油重质成分被驱替出来，具有较长分子链的聚合物分子成为蜡晶析出的晶核，导致结蜡概率大大增加[2-3]。

3、稠油开发

我国目前采用有杆泵生产的稠油工况主要分为以下三类：

（1）蒸汽吞吐井：具有原油粘度大，胶结物多，出砂严重，井下温度高等特点，由于在一个蒸汽吞吐周期内产量、含水、井下温度呈现周期性波动，易使泵产生疲劳破坏、磨损、堵卡、腐蚀、井液进泵困难等现象。

（2）蒸汽驱井：单井产液量高、油层温度高、出砂严重、腐蚀性强的特点。在汽驱生产条件下，普通抽油泵关键部件易发生腐蚀和高温变形等问题，同时由于蒸汽进入井筒后，压力降低，会产生闪蒸现象；当液体吸入泵腔后，压力进一步降低，再次产生闪蒸现象。两次闪蒸，产生大量水蒸汽，大大增加了抽油泵工作时的气锁现象，使抽油泵不能正常工作[4-5]。

（3）深井稠油：油藏埋藏深，原油粘度高，井筒举升困难。多数情况抽油泵处于化学降粘、掺水、掺稀油生产工况[6]。

此外，所有稠油有杆泵生产方式中共同的问题还有下冲程柱塞下行困难，以及泵效低等问题。

4、低产深井

由于进入开发后期、随着地层压力的不断降低、油井产量下降、含水上升，使得下泵深度加深。此类井中，一般表现为泵受交变应力幅度大，偏磨严重、漏失量大、泵效小、检泵周期短。

抽油泵在抽汲过程中，泵腔内存在游离气、溶解气及凝析气，这些气体是影响抽油泵泵效的主要因素。上冲程中，如果在固定阀与游动阀之间有圈闭的气体，且膨胀后不能使降低的压缩腔压力低于泵的吸入压力，固定阀不能打开，泵即发生上冲程气锁；当泵的排出压力低于油管内的液柱压力时，游动阀不能打开，即泵在下冲程时发生气锁。严重时，在上、下冲程均有可能发生气锁现象[9]。

5、斜井、水平井生产

近年来我国在水平井采油技术方面的推广力度明显加快， 水平井数不断增加， 而在水平井的举升方面依然主要采用有杆泵抽油方式。

对于水平井， 当下泵深度在造斜点以上时， 水平井的举升工艺与直井基本相同； 但我国不少油田由于油井产能低， 希望能尽量增加下泵深度以提高产量。然而， 下泵深度超过造斜点以后， 随着下泵深度增加， 倾斜角不断增大， 抽油杆与油管间的摩擦阻力越来越大，因此偏磨问题产生的概率增大[7]。

另外，在倾斜状态下工作，由于阀罩内壁与球座孔周沿形成的台阶在一定倾斜角时对球阀起着滞留作用， 因此导致泵阀的关闭滞后，产生较大的漏失量，降低泵效[8]。

6、高气液比井、排水采气井

高气液比井一般在我国近年新开发的油田中占有一定比例，如新疆的塔里木、塔和油田。排水采气井在我国目前主要分布在四川油气田气田，数量不大。而这两种类型的油井对抽油泵主要的要求就是防气，同时还要满足其他一些要求如深抽、防腐蚀、偏磨等。

小结

以上各类工况基本上涵盖了目前抽油泵应用的绝大部分情况。下表为各工况对泵的技术要求以及在油井总数中所占比重的模糊描述。

表1 工况分类表

序号 1 2 工况 高含水生产 注聚合物生产 对泵的主要技术要求 防砂、耐磨、耐腐蚀、防垢 防砂、耐磨、耐腐蚀、防垢、游阀罩具有良好的抗疲劳性 耐高温、防砂、防垢、进出油容易、柱塞下行容易 耐磨、耐腐蚀、防垢、节能、低漏失 耐磨、扶正、低漏失 比重 很大 很大 3 4 5 稠油开发 低产深井 斜井、水平井生产 较大 一般 一般 较少 防气 6 高气液比井、排水采气井

二、抽油泵失效分析

由上文可以看出，抽油泵服役工况十分恶劣，因此其失效的形式与原因也是相当复杂的。本节从以下几个方面进行抽油泵的失效分析。

1、磨损

抽油泵磨损原因分析通过现场调查和综合分析，抽油泵磨损原因可包括以下几个方面。

( 1) 井下工具座封不当使抽油泵出现弯曲，产生柱塞与泵筒之间单面磨损。 ( 2) 加大泵深，使抽油泵工作的压力环境越来越差， 加剧了柱塞与泵筒之间的磨损。

( 3) 地层出砂，进入柱塞与泵筒的间隙导致的磨损。

随着开采时间的延长，原有的地层胶结被严重破坏， 地层原油含砂量剧增，增加幅度已超过开发初期的8-10倍。据对胜坨油田160 口井的含砂量统计有52口井含砂量超过0.5‰。抽油泵在这种工况下，柱塞或泵筒表面将迅速磨损失效。

根据磨损对间隙的影响规律分析， 原油中含有砂粒是泵磨损的最主要条件之一。油井内砂粒是不均匀的， 粒度小于间隙的砂粒， 可自由通过间隙， 可以认为对表面不产生磨损，而粒度大于间隙的砂粒， 也不能进入间隙磨损表面， 只是粒度和间隙值相等的砂粒， 进入间隙磨损表面。从泵结构来看， 一方面因柱塞两端都有导向锥面， 导向锥面与泵筒内表面之间形成环状楔形空间， 使大于间隙的砂粒也有被挤入间隙卡泵或磨泵的可能( 如图1所示) 。柱塞上移过程中， 若砂粒在A 点不能与泵筒内表面产生相对滑动， 即产生自锁， 则砂粒在A 点被迫压入泵筒内表面， 砂粒的另一侧必然会拉伤柱塞表面； 砂粒也可能在B 点被迫嵌入柱塞表面， 砂粒的另一侧拉伤泵筒内表面。刘旭林等人给出了沙粒自锁条件[10-11]。

另一方面， 部分抽油泵的防砂槽只具备挡砂和刮砂性能， 对防砂槽沉砂的清除没有考虑， 在防砂槽存砂后， 同样会造成柱塞与泵筒磨损。

图1

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