NHW-Ⅰ型涂料油管技術匯報課件

NHW－Ⅰ型涂料油管技術匯報先進技術服務油田1目錄一、抽油機井偏磨成因與治理現(xiàn)狀二、NHW－Ⅰ型涂料油管粉末成分與抗磨機理三、NHW－Ⅰ型涂料油管抗磨性能室內(nèi)實驗四、NHW－Ⅰ型涂料油管現(xiàn)場應用效果分析2隨著油田進入高含水或三次采油階段后，抽油機井桿管偏磨現(xiàn)象開始日益顯現(xiàn)，加之定向斜井、水平井的廣泛應用，使得抽油機井桿管偏磨問題，已成為當今影響國內(nèi)外油田持續(xù)發(fā)展的主要矛盾據(jù)調(diào)查，截止2005年底，勝利油田共有抽油機井17000口，開井13370口，油井平均含水達到90％以上，平均下泵深度在1800米左右。由于勝利油田采出水礦化度較高，定向斜井較多，發(fā)現(xiàn)桿管偏磨井已達到4000口以上，占開井數(shù)的30％左右3十五末期，大慶油田共有抽油機井32540口，開井27600口，年實施維護性作業(yè)9424井次，其中因偏磨檢泵2117井次，占年維護性措施工作量的22.5％240口727口44口453口149口130口7口103口99口136口1口28口2117口2005年大慶油田偏磨抽油機井分布柱狀圖4大慶油田第二采油廠至“十五”以來，水聚兩驅(qū)油機井桿、管偏磨問題，已成為導致該廠抽油機井檢泵周期縮短和維護工作量增加的主要因素。統(tǒng)計全廠2000至2006年，７年間累計實施抽油機井維護性措施工作量11632井次，其中因桿、管偏磨檢泵3741井次，占維護性措施工作總量的32.5%，并呈逐年上升態(tài)勢，平均偏磨檢泵周期為620天大慶油田第二采油廠2000至2006年抽油機井偏磨變化趨勢圖例如5一、抽油機井偏磨成因與治理現(xiàn)狀由于桿、管偏磨問題在“十五”期間，已成為制約國內(nèi)個大油田抽油機井采油工藝技術發(fā)展的最大瓶頸。近年來，各油田和相關院校在桿、管偏磨綜合治理工作上均投入了大量的人力和財力，經(jīng)過幾年的攻關，目前油田上的科技人員對偏磨產(chǎn)生的機理已取得了一致認識，即軸向力和法向力的變化是導致水、聚兩驅(qū)偏磨的主要因素6中、高濃度聚驅(qū)井偏磨以法向力、軸向力為主要原因。另外在生產(chǎn)過程中還受含聚濃度、抽汲參數(shù)、泵間隙、沉沒度、結蠟、井筒彎曲等因素影響。水驅(qū)偏磨以軸向力為主要原因，在生產(chǎn)過程中還受含水、沉沒度、抽汲參數(shù)、生產(chǎn)管理等因素影響。油田水、聚兩驅(qū)抽油機井偏磨成因差異分析71抽油機井桿柱在抽油的過程中，由于桿柱受到軸向壓力的作用，會失穩(wěn)、產(chǎn)生彎曲，彎曲的形狀與軸向壓力的大小有關，隨著軸向力的變化，桿柱首先產(chǎn)生正弦彎曲，然后是螺旋彎曲當軸向壓力介于正弦屈曲臨界載荷與螺旋屈曲臨界載荷之間時，抽油桿就發(fā)生正弦屈曲。當軸向壓力大于螺旋屈曲載荷時，抽油桿就發(fā)生螺旋屈曲軸向力與偏磨關系正弦屈曲臨界載荷表直徑（mm）單位長度重量（N/m）中位點到泵臨界長度(m)正弦屈曲臨界載荷（N）φ1615.4811.54178.6φ1921.8312.94282.5φ2229.2714.26417.4φ2537.815.53587.0直徑（mm）單位長度重量（N/m）中位點到臨界長度（m）螺旋屈曲臨界載荷(N)1615.4819.49301.71921.8321.86477.22229.2724.11705.72537.826.25992.3螺旋屈曲臨界載荷表81法向力與偏磨關系由于聚合物驅(qū)采出液的特殊性而產(chǎn)生的法向力能將桿柱推向油管內(nèi)壁，使桿管發(fā)生偏磨。一般來講油井產(chǎn)量和產(chǎn)出液聚合物濃度越大，作用在抽油桿柱的法向應力也越大，室內(nèi)試驗條件下的最大法向應力可達到1N/m實驗得出：隨著抽油桿長度的增加，產(chǎn)生偏磨所需最小均布載荷隨之減少。0.15N/m的法向力不會使8米長的抽油桿產(chǎn)生偏磨，但對于16米長的抽油桿已經(jīng)足以產(chǎn)生偏磨了，488米以上長度的抽油桿只需要nx10-8N/m的法向力就會產(chǎn)生偏磨。比實測法向力小10-7倍9最小均布載荷與抽油桿長度關系抽油桿長度（m）產(chǎn)生偏磨所需最小均布載荷（N/m）抽油桿長度（m）產(chǎn)生偏磨所需最小均布載荷（N/m）81.37328～4004.73x10-7～2.14x10-7168.36x10-2408～4801.98x10-7～1.03x10-724～801.65x10-2～1.37x10-4488～5609.66x10-8～5.67x10-888～1609.13x10-5～8.36x10-6568～6405.26x10-8～3.26x10-8168～2406.87x10-6～1.65x10-6648～7203.11x10-8～2.04x10-8248～3201.45x10-6～5.22x10-7728～8001.95x10-8～1.33x10-8因此，為減小法向力對偏磨的影響，近年來在油田上全面推廣了全井扶正、統(tǒng)一桿徑等防偏磨措施10抽油機井偏磨綜合治理發(fā)展現(xiàn)狀總結國內(nèi)各油田針對抽油機井偏磨問題所采取的綜合防治措施，“舉升系統(tǒng)綜合優(yōu)化+減磨工藝配套使用”已成為當今防治和減緩抽油機井偏磨的主要手段。（一）舉升系統(tǒng)“三大”優(yōu)化

舉升系統(tǒng)優(yōu)化可分為：油管管柱結構優(yōu)化抽油桿系組合優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)配套優(yōu)化11油管管柱結構優(yōu)化

油管管柱結構優(yōu)化是防偏磨工藝技術的重點和難點，需要考慮的因素較多，管柱優(yōu)化的要點是確定泵徑、泵類型、泵筒與柱塞間隙、泵深、油管規(guī)范和深度及相關減磨工具和配套工具的使用量和安裝部位。同時在優(yōu)化時還要考慮產(chǎn)能要求、井筒和套管情況、抽油機及地面設備狀況、地層出砂、含水、結蠟、原油的粘度，以及連通注入井注入介質(zhì)成分等情況。另外針對定向斜井還要從減輕偏磨的角度出發(fā)，考慮管柱深度盡量不要超過井筒的造斜點，若管柱帶封隔器則要考慮坐封后管柱的受壓彎曲情況等。112抽油桿系組合優(yōu)化由于抽油桿柱在上下往復運動過程中所承受的載荷不同，上行過程中抽油桿處于拉伸狀態(tài)，相對偏磨要輕一些，主要考慮抽油桿抗拉強度即可，因此抽油桿系一般為上粗、下細組合。但是隨著油井采出液物性的變化，使得抽油桿系下行軸向壓力增加，造成抽油桿柱在中和點以下部位失穩(wěn)，產(chǎn)生彎曲。抽油桿系優(yōu)化主要是根據(jù)油井綜合參數(shù)計算出抽油桿系中和點。幫助技術人員合理確定出抽油桿系的組合形式、扶正器的安裝部位及數(shù)量以及加重桿的長度等重要設計參數(shù)213生產(chǎn)參數(shù)配套優(yōu)化合理的生產(chǎn)參數(shù)，不但能提高泵效，同時也能防止和減輕油管和抽油桿偏磨，特別是高沖次會使抽油桿柱整體摩擦力增大，桿系失穩(wěn)發(fā)生偏磨，因此我們優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)的原則是在保證產(chǎn)能的情況下，盡量采用長沖程、低沖次來防止和減輕偏磨，當然沖程、沖次的調(diào)節(jié)受抽油機型號、種類及電機調(diào)速范圍的限制，因此，生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化只能根據(jù)現(xiàn)場條件而定。另外生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化還包括合理熱洗周期的制定，抽油機平衡率的調(diào)整和干線回油壓力的控制等314

近年來，油田和與油田相關的產(chǎn)業(yè)科研機構針對抽油機井桿、管偏磨問題，均相繼研發(fā)出很多防磨、減磨工藝技術，這些技術通過油田單一化或集成配套化應用，均取得了不同程度的防磨與減磨效果。但是隨著各類防磨、減磨工藝技術不斷完善、更新與發(fā)展，同時也給油田在應用選擇上帶來新問題，“一藥治百病”的事是不存在，“因驅(qū)治宜、因井治宜”則是油田解決偏磨問題的根本途徑（二）減磨工藝配套技術15通過對油田在用各類防磨、減磨工藝技術的調(diào)查，可將防偏磨硬件工藝技術分為兩大類：防偏磨工藝技術井下防偏磨工藝技術地面防偏磨工藝技術抽油桿系防偏磨工藝技術油管內(nèi)壁偏磨工藝技術抽油泵防偏磨工藝技術地面旋轉桿、管工藝上、下沖程速度控制工藝16抽油桿系防偏磨工藝（重點介紹）

在抽油桿上安裝尼龍扶正器，通過犧牲尼龍扶正器來換取偏磨周期的延長。該措施是油田應用最早和最廣泛的防偏磨手段，近些年隨著技術不斷完善，目前已成為油田防治抽油機井偏磨問題的主要措施。它可以分為兩種類型，固定型和旋轉型。A．尼龍扶正器偏磨工藝技術固定型：有卡裝式、整體注塑式，扭卡式等。旋轉型：

有鍛造凸緣限位抽油桿配合可旋扶正器；注塑限位尼龍環(huán)配合可旋扶正器等。17卡裝式扶正器特點：由互相鉸合的兩個部分組成,由施工單位將其安裝在與其規(guī)格相同的抽油桿上，其現(xiàn)場安裝比較方便，價格相對低廉，卡裝尼龍扶正器不會增加應力薄弱點和連接點，對全井桿柱不增加新的斷、脫隱患，但是由于其鎖緊力不強，易發(fā)生扶正器移位或脫落現(xiàn)象?？ㄑb式扶正器缺點：鎖緊力不強，易發(fā)生單側磨損、移位或脫落現(xiàn)象；存在截流可能性。整體注塑式扶正器特點：利用注塑機在抽油桿特定位置上直接注塑扶正器。特點是扶正器與抽油桿表面接合力強，不易發(fā)生扶正器移位或脫落現(xiàn)象。缺點：易發(fā)生單側磨損；存在截流可能性，后期抽油桿修復困難。18扭卡式扶正器特點：根據(jù)抽油桿接箍扳手方形狀設計，過盈配合固定在扳手方位置，不增加抽油桿的運動阻力，現(xiàn)場安裝方便、固定牢靠，目前應用較為廣泛。缺點：易發(fā)生單側磨損；抽油桿中部不能扶正；存在截流可能性。旋扶正器特點：通過鍛造凸緣限位；在抽油桿上注塑限位環(huán)或在接箍上安裝旋轉式尼龍扶正器，使得扶正器均勻磨損。在抽油桿上增加斷、脫故障點注塑限位環(huán)位移旋轉性能不佳抽油桿中部不能扶正存在截流可能性缺點：19雙向保護接箍

：在普通抽油桿接箍為表面上采用熱噴涂工藝，涂覆0.15-0.35mm厚度的鎳基AOC金屬合金粉末涂層，達到既保護抽油桿接箍又保護油管，防止和減緩管桿相互間的磨損。缺點：抽油桿中部不能扶正對油管磨損嚴重高分子內(nèi)襯復合管：采用高分子聚乙烯制造壁厚約4mm的管材，再將其內(nèi)襯于油管中，由于油管內(nèi)加入聚乙烯襯管后，襯管內(nèi)壁表面光滑，降低抽油桿與油管之間摩擦系數(shù)，從而達到防止、減緩桿管偏磨作用。缺點：油管使用內(nèi)徑明顯縮小現(xiàn)場應用存在局限性20

綜上所述，目前在油田上應用或試驗過的抽油機井偏磨工藝種類繁多，功能各異。從近年來對偏磨問題治理工作中我們也可以看出：“統(tǒng)一抽油桿直徑，實施全井扶正”已成為當今主要防偏磨措施一是對偏磨井采取全井扶正措施后，會使得抽油機井功況發(fā)生明顯改變，上行載荷進一步增加，抽油桿下行阻力進一步加大，交變載荷加劇，嚴重時還會出現(xiàn)抽油桿滯后問題，且延緩磨損周期相對較短但是從措施效果來看，存在以下兩個問題：2006年，第二采油廠812口偏磨井中，因偏磨導致檢泵周期小于一年的井，共計355井次，平均檢泵周期233天，占年發(fā)現(xiàn)偏磨總井次的43.7%，且這批井在前次施工時均采取了防偏磨措施。由此可見，目前油田上所采取的防偏磨手段，仍存在有效期短問題21驅(qū)動方式總井數(shù)

口開井數(shù)

口檢泵井次平均檢

泵周期

天總體偏磨情況偏磨檢泵周期小于一年檢泵井次偏磨檢

泵周期

天檢泵井次偏磨檢

泵周期

天水驅(qū)416533401459825652683240238聚驅(qū)563541345417160325115223合計4728388118047478126123552332006年大慶油田第二采油廠抽油機井管桿偏磨情況統(tǒng)計表二是采取防磨抽油桿接箍和其它接箍扶正措施，雖然能夠避免安裝尼龍扶正器所帶來的諸多問題，但是它只能保護和延緩抽油桿接箍的磨損，不能對桿體施加任何保護22涂層粉末主要成份：金剛砂復合尼龍環(huán)氧樹脂聚合物工藝參數(shù)：噴涂溫度240～260℃固化溫度180～190℃NHW－Ⅰ型涂料油管：主要是針對油田機采井井下油管磨蝕問題，而開發(fā)的特殊高抗磨內(nèi)涂層油管。它采用熱噴涂工藝，將一種由多元非金屬防腐、耐磨材料復合而成的功能型粉末涂料，噴涂在油管內(nèi)壁上，形成厚度在0.7～0.8mm左右的高強防腐、耐磨涂層二、NHW－Ⅰ型涂料油管粉末成分與抗磨機理23涂層抗磨機理1、利用金剛砂的硬度來提高涂層的抗磨能力；2、采用超細、低吸水率多元復合尼龍粉來提高涂層的抗沖擊能力和耐磨性能；3、應用E型環(huán)氧樹脂和特種固態(tài)潤滑劑來提高涂層表面的光潔度，降低涂層摩擦系數(shù)；4、使用多元固化聚合物來保證環(huán)氧樹脂固化強度以及涂層與油管內(nèi)壁的接合強度，進一步提高涂層的附著力。涂層特性：涂料綠色，工藝環(huán)保涂層具有彈性，抗沖擊性能力好涂層附著力強、硬度高涂層抗磨與減磨性能優(yōu)異24三、NHW－Ⅰ型涂料油管抗磨性能室內(nèi)實驗檢測設備：日本協(xié)和科學株式會社生產(chǎn)的RFT-III往復式摩擦磨損試驗機。2006年10月在中國科學院蘭州化學物理研究所，對該涂層油管的耐磨與減磨性能進行了檢測。往復行程：50mm往復速度：0.83m/s往復運行：40萬次試驗介質(zhì)：南2-1-P132油井產(chǎn)出液，含水92.7%,含聚濃度720.8mg/L，實驗環(huán)境溫度18℃。試件：共6組。其中3組試件為涂層油管與非涂層抽油桿接箍，3組試件為非涂層油管與非涂層抽油桿接箍。25實驗檢測結果：前期加載正壓力20N（2.2MPa）運行20萬次，測得無涂層試件的平均摩擦系數(shù)為0.27，有涂層試件的平均摩擦系數(shù)為0.17后期加載正壓力30N（3.3MPa）運行20萬次，測得無涂層試件的平均摩擦系數(shù)為0.21，有涂層試件的平均摩擦系數(shù)為0.12無涂層試件摩擦系數(shù)變化曲線圖

有涂層試件摩擦系數(shù)變化曲線圖26實驗檢測結果：(運行40萬次后)無涂層試件最終磨損量：油管表面磨損厚度約為0.017mm，磨損率為4.96×10-8g/n；抽油桿接箍表面磨損厚度約為0.13mm，磨損率為2.29×10-8g/n有涂層試件最終磨損量：油管涂層磨損厚度約為0.0116mm，磨損率為0.72×10-8g/n；抽油桿接箍表面磨損厚度約為0.031mm，磨損率為0.55×10-8g/n實驗條件：試件運動線速度相當于抽油機井3m沖程，9n/min運動狀態(tài)；加載正壓力3.3MPa,相當于法向力10KN/m27實驗結果分析：理論計算涂層全部磨掉時間約為2759萬次，相當于抽油機井在9n/min參數(shù)下運行5.8年，此時抽油桿接箍單側磨損厚度2.14mm。無涂層條件下,試件運行2759萬次后，油管磨損厚度1.17mm，抽油桿接箍單側磨損厚度達到8.97mm28根據(jù)實驗結果計算：試件在無涂層條件下運行1538萬次（1183天），磨損量即可達到臨界磨損值。但試件在有涂層條件下的磨損量僅達到臨界磨損值的23.8%，此時涂層磨損程度為55.7%，由此推算，應用該涂層可延長油管使用周期1.8倍，可延長抽油桿使用周期3.2倍。經(jīng)驗分析：當抽油桿接箍壁厚磨損2/3后，就可能發(fā)生斷裂或脫扣現(xiàn)象，可將此定為臨界磨損厚度。25mm抽油桿接箍壁厚7.62mm，其臨界磨損厚度為5mm。29電鏡掃描：無涂層試件表面存在嚴重的粘著磨損現(xiàn)象，而有涂層試件表面光滑平整、無任何損傷，而且被磨試件表面附有涂層材料成分。試件表面磨損電鏡分析圖有涂層試件磨損后SEM圖無涂層試件磨損后SEM圖可見涂層油管在與非涂層抽油桿相互摩擦時，油管內(nèi)壁涂層中的材料成份會運移到抽油桿表面形成保護膜，降低了管桿表面磨擦系數(shù)，延緩了抽油桿表面的磨損速度，并實現(xiàn)了對油管和抽油桿的雙重保護功能。30經(jīng)中國石油管道公司管道科技研究中心檢驗：該產(chǎn)品不含揮發(fā)物，其各項技術指標均達到或超過了同類產(chǎn)品的行業(yè)標準。31NHW－Ⅰ型涂料油管，在生產(chǎn)過程中無廢氣、廢水、殘渣排放，屬于環(huán)保型產(chǎn)品。32四、NHW－Ⅰ型涂料油管現(xiàn)場應用效果（一）大慶油田試驗效果2005年4月23日，在大慶油田第二采油廠第五作業(yè)區(qū)南2-1-P132井，下入NHW－Ⅰ型φ76mm涂料油管79根，到目前已累計運行768天，延長偏磨檢泵周期3.2倍，見到了較好的防磨效果

該井2001年10月投產(chǎn)。2002年5月見聚前，實施換大泵和全井扶正措施。2003年12月19日因抽油桿磨斷檢泵，檢泵周期569天，當時正常產(chǎn)液221t/d，含水43%，見聚濃度為246.06mg/L，此次施工更換了全井油管和扶正抽油桿2004年8月21日因脫接器斷檢泵，發(fā)現(xiàn)該井中下部抽油桿偏磨嚴重，再次更換了全井油管和扶正抽油桿，本次檢泵周期只有243天，當時正常產(chǎn)液227t/d，含水87.4%，見聚濃度為593.71mg/L332005年4月23日該井又因抽油桿磨斷檢泵，其檢泵周期同樣只有242天，此時正常產(chǎn)液215t/d，含水89.3%，油井見聚濃度達到830.52mg/L本次施工:下入NHW－Ⅰ型φ76mm涂料油管79根更換HL級普通抽油桿95根(不帶扶正器）2005年4月23日試驗前油井偏磨情況342005年12月7日,因脫接器失效檢泵，檢查試驗油管內(nèi)涂層完好，抽油桿接箍雖有磨亮現(xiàn)象，但其磨損層非常小無法測量，將原井管桿正常下回224天時起出檢查情況2006年10月14日,因抽油泵漏失檢泵?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)第91根抽油桿中部及第77根油管公扣端部偏磨發(fā)生偏磨現(xiàn)象，同時底部20根抽油桿接箍表面也有不同程度的輕微偏磨現(xiàn)象，但是單側最大偏磨量只有3mm，是接箍原壁厚的1/3，其余管桿保持完好繼續(xù)使用。該井到本次檢泵時非金屬復合涂層耐磨油管已在井下工作536天，正常時產(chǎn)液208t/d，含水92.7%，油井含聚濃度720.8mg/L。本次施工仍使用原井管桿本次檢泵周期224天，正常時產(chǎn)液208t/d，含水92%，含聚濃度800.84mg/L35

2007年6月3日，因?qū)幼鄼z泵?，F(xiàn)場檢查底部有7油管涂層單側磨損，磨損厚度0.7mm；底部抽油桿有7根桿體中部磨損，磨損最大厚度2.5mm；中下部抽油桿接箍有30個存在不同程度磨損，磨損最大厚度3mm本次檢泵周期230天，正常時產(chǎn)液215t/d，含水94.9%，含聚濃度746.3mg/L本次施工更換抽油桿10根，更換抽油桿接箍30個，原井油管倒序下入，繼續(xù)觀察涂層最終使用壽命36歷次施工日期檢查結果上次施工日期檢泵周期換桿情況換管情況02.5.25正常01.7.17292換φ25扶正桿81根

03.12.19第81根抽油桿下接箍斷部分抽油桿偏磨嚴重02.5.25569換φ25mm扶正桿82根換修復φ76油管81根04.08.21對接器斷，35-82根抽油桿偏磨嚴重03.12.19243換φ25mm旋轉扶正桿82根換φ76mm油管79根05.4.23桿下部第8根接箍偏磨斷，上部偏磨較為嚴重04.08.21242HL級宏啟抽油桿95根換涂層油管79根05.12.7桿接箍磨亮，油管涂層完好，且變得更光滑05.4.23224原井管桿繼續(xù)使用06.10.14第91根桿中部及第77根油管公扣端部偏磨，其余管桿保持完好05.12.7312原井管桿繼續(xù)使用甩掉偏磨桿管1根07.6.3底部有7油管涂層單側磨損底部桿有7根桿體中部磨損中下部桿接箍有30個,存在不同程度磨損06.10.14230更換抽油桿10根接箍30個原井油管倒序下入南2-1-P132井試驗前后歷次施工情況表

37另外從南2-1-P132井試驗前后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，采用非金屬復合耐磨涂層油管后，油井上載荷明顯下降，下載荷有所增加，抽汲泵況也得到了進一步改善。項目選值時間最大載荷KN最小載荷KN交變載荷KN扭矩KN/m電流A日產(chǎn)液t/d日產(chǎn)油t/d含水%泵效%含聚濃度mg/l動液面m沉沒度m試驗前05.482.4612.8269.64113142/1202152389.365830709.0562.18