陈 磊 关济朋 范书军 吴定泉 田 江 孙泽军

(华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

煤层气抽油机井偏磨原因分析及治理对策研究

陈 磊 关济朋 范书军 吴定泉 田 江 孙泽军

(华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

抽油机是煤层气井生产主要的排水采气设备。在长期的生产过程中发现，随着排采时间增加，煤没度越来越低，老井的抽油杆偏磨问题日益突显，不利于煤层气井稳定、连续排采。本文对山西煤层气分公司郑一区块生产过程中检泵原因及生产参数进行了统计，分析了偏磨的机理和主要因素，从而提出了综合治理对策。现场应用后取得了明显的效果，延迟了煤层气井检泵周期，对偏磨井的治理具有指导意义。

煤层气井 管杆偏磨 生产参数 对策

自2006年以来，中石油华北油田在山西省沁水盆地南部已投产煤层气井超过2500口，利用抽油机有杆泵排采工艺的井达到98%以上。随着投产井数的增加，抽油机井杆管偏磨是煤层气井存在的普遍问题。通过统计分析历年检泵作业的原因，杆管偏磨是影响煤层气井正常生产的主要因素。由于杆管偏磨引起的井口磨损、油管磨损等问题，增加了检泵作业的费用，开展偏磨原因分析及治理对策的研究，以有效提高煤层气井的排采时率。

1 抽油机井检泵原因

对山西煤层气分公司郑一区块检泵周期小于300天检泵井进行统计，并对检泵原因进行分析，结果见表1。

表1 检泵原因统计

通过统计可以看出，历年来郑一区块检泵作业原因主要是油管磨漏和杆管断脱,占到了70%以上。煤层气井排采介质主要是水和组分为甲烷的煤层气，因而不存在原油生产过程中的结垢、结蜡、化学腐蚀等其他因素影响，主要是管、杆偏磨导致的油管漏和杆管断脱。

2 偏磨主要因素分析

选取郑一区块2015年50口偏磨井生产数据、工作制度、抽油机工况进行分析，并与偏磨的主要影响因素做对比验证，寻找偏磨的共性特征，制定预防及综合治理方案。

2.1 井眼轨迹

部分井井眼轨迹无规则弯曲，方位角变化大，或者水平位移大，造成严重偏磨。两年来造成重复作业检泵28井次。每次起出的抽油杆都有不同程度的磨损，或部分、或全井段(表2)。

通过上面的分析，煤没度、抽油机工况、生产参数、井眼轨迹都是影响偏磨的因素。我们应根据不同生产井情况采取相应的防偏磨措施，减少因为偏磨现象给生产带来的影响。

2.2 煤没度

对于低煤没度井，由于液面低，抽油杆下行过程中，柱塞接触到液面的时间要比正常井长，因此产生的速度、动量大，当接触到液面的瞬间，速度、动量急剧下降，对抽油杆产生一个巨大的反作用力，抽油杆因失稳而弯曲，与油管接触摩擦而磨损，这就是通常所说的“液击现象”。

表2 因井眼轨迹造成重复检泵井统计

在统计的50口井中，煤没度在1m以上的井有11口，煤没度为负数的井有39口(表3)。

表3 50口偏磨井煤没度与偏磨井次统计

从表3可以看到，低煤没度，供液不足，泵效低的井，占到偏磨井的78%。

2.3 抽油机工况

抽油机处于不平衡状态，运行不平稳会加大抽油杆的失稳弯曲程度，从而加剧偏磨情况。

表4 50口偏磨井平衡率与偏磨井次统计

从表4可以看到，平衡率低井发生偏磨占比达到88%。

此外，抽油机基础偏斜、井口不对中会造成抽油杆靠近井口部分对盘根盒、油管悬挂器磨损，严重会造成冒水和窜气。

2.4 生产参数

主要是高冲次生产的井，冲次越高，运动中的震动载荷就越大，增加了杆管接触的可能性，如果发生在供液不足的井上，会大大加剧杆管的磨损。统计的50口偏磨井中冲次在4.0以上的12口，冲次介于2.0和4.0的27口，冲次2.0以下的11口。

表5 50口偏磨井冲次与偏磨井次统计

从表5可以看到冲次在2.0次以上占到78%。

3 对策研究

通过对主要影响因素分析判断，我们制定有针对性的对策，制定综合治理方案，对不同生产状况和地质条件井采取不同防偏磨措施(表6)。

3.1 优化管柱

(1)对井深大于1000m，井斜角较小的井，使用加重抽油杆，增加抽油杆拉伸力，使中和点下移。

(2)对井深500m至1000m，井斜角较大的井，使用固化式尼龙扶正器(扶正式抽油杆)，使抽油杆居中，减少偏磨。

(3)依托OPRS软件(煤层气排采井管柱优化设计软件)，对煤层气井管柱进行优化。利用软件反馈的结果，结合现场偏磨情况，在中和点以下全角变化率大的偏磨严重部位重点加装扶正器或耐磨内衬式油管；对中和点以上发生断脱井，更换为抗拉力强的抽油杆；同时可以参考软件生成的井眼轴曲线，在曲线曲率变化大的位置，增加使用扶正器数量。

表6 OPRS软件在Z1-321井优化扶正器设计

(4)对于偏磨点位于一侧井，安装抽油杆旋转器，通过定期旋转抽油杆，使抽油杆与油管壁均匀接触来达到防偏磨，延长检泵周期效果。

3.2 调整生产参数

(1)对生产后期供液能力一般井，在保证产水、产气量不变前提下，由短冲程高冲次调整为长冲程低冲次，部分无液井调整为间开模式。

(2)对供液能力充足井，由小泵高冲次调整为大泵低冲次。

(3)对抽油机平衡率不足75%井重新调整平衡。通过调整使得100口井平均平衡率由65%提高到78%。平衡率的提高减轻了液面冲击对抽油杆形变的影响，减缓了偏磨的影响。

4 结论

(1)煤层气井管杆偏磨主要受井眼轨迹、煤没度、抽油机工况以及现场生产参数的影响，采用优化管柱、制定合理的生产参数可有效降低煤层气井的偏磨。

(2)煤层气井管杆偏磨的治理，也可采取综合性配套治理措施，全面考虑各种因素，一井一策针对性治理，能取得较好的效果。

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(责任编辑 刘 馨)

Cause Analysis of Eccentric Wear of Coalbed Methane Pumping Well and Countermeasures

CHEN Lei,GUAN Jipeng,FAN Shujun,WU Dingquan,TIAN Jiang,SUN Zejun

(Shanxi CBM Exploration and Development Branch,PetroChina Huabei Oilfield Company,Shanxi 048000)

The pumping unit is the main drainage and gas recovery equipment in coalbed methane well production. In the long-term production process,it is found that with the increase of the drainage time,the sinking degree is getting lower and lower. The problem of pipe rod partial wear in the old well is becoming increasingly prominent,which is not conducive to the stability and continuous drainage of the coalbed methane well. In this paper,the causes of the pump overhaul and production parameters in Zhengyi Block of Shanxi CBM Branch are analyzed. The mechanism and main factors of pipe rod partial wear are analyzed,and a comprehensive treatment strategy is put forward. After the application of the field has made significant results,delayed the coalbed methane pump overhaul cycle,on the side，has a guiding significance of the partial grinding well governance.

Coalbed methane wells; pipe rod partial wear; production parameter; countermeasures

陈磊，男，工程师，工程硕士，从事煤层气生产现场管理与研究工作。