NHW－Ⅰ型涂料油管技術(shù)匯報(bào)先進(jìn)技術(shù)服務(wù)油田1目錄一、抽油機(jī)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(jī)理三、NHW－Ⅰ型涂料油管抗磨性能室內(nèi)實(shí)驗(yàn)四、NHW－Ⅰ型涂料油管現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析2隨著油田進(jìn)入高含水或三次采油階段后，抽油機(jī)井桿管偏磨現(xiàn)象開(kāi)始日益顯現(xiàn)，加之定向斜井、水平井的廣泛應(yīng)用，使得抽油機(jī)井桿管偏磨問(wèn)題，已成為當(dāng)今影響國(guó)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(jī)井17000口，開(kāi)井13370口，油井平均含水達(dá)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(dá)到4000口以上，占開(kāi)井?dāng)?shù)的30％左右3十五末期，大慶油田共有抽油機(jī)井32540口，開(kāi)井27600口，年實(shí)施維護(hù)性作業(yè)9424井次，其中因偏磨檢泵2117井次，占年維護(hù)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(jī)井分布柱狀圖4大慶油田第二采油廠至“十五”以來(lái)，水聚兩驅(qū)油機(jī)井桿、管偏磨問(wèn)題，已成為導(dǎo)致該廠抽油機(jī)井檢泵周期縮短和維護(hù)工作量增加的主要因素。統(tǒng)計(jì)全廠2000至2006年，７年間累計(jì)實(shí)施抽油機(jī)井維護(hù)性措施工作量11632井次，其中因桿、管偏磨檢泵3741井次，占維護(hù)性措施工作總量的32.5%，并呈逐年上升態(tài)勢(shì)，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(jī)井偏磨變化趨勢(shì)圖例如5一、抽油機(jī)井偏磨成因與治理現(xiàn)狀由于桿、管偏磨問(wèn)題在“十五”期間，已成為制約國(guó)內(nèi)個(gè)大油田抽油機(jī)井采油工藝技術(shù)發(fā)展的最大瓶頸。近年來(lái)，各油田和相關(guān)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(cái)力，經(jīng)過(guò)幾年的攻關(guān)，目前油田上的科技人員對(duì)偏磨產(chǎn)生的機(jī)理已取得了一致認(rèn)識(shí)，即軸向力和法向力的變化是導(dǎo)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(guò)程中還受含聚濃度、抽汲參數(shù)、泵間隙、沉沒(méi)度、結(jié)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(guò)程中還受含水、沉沒(méi)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(jī)井偏磨成因差異分析71抽油機(jī)井桿柱在抽油的過(guò)程中，由于桿柱受到軸向壓力的作用，會(huì)失穩(wěn)、產(chǎn)生彎曲，彎曲的形狀與軸向壓力的大小有關(guān)，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(dāng)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(shí)，抽油桿就發(fā)生正弦屈曲。當(dāng)軸向壓力大于螺旋屈曲載荷時(shí)，抽油桿就發(fā)生螺旋屈曲軸向力與偏磨關(guān)系正弦屈曲臨界載荷表直徑（mm）單位長(zhǎng)度重量（N/m）中位點(diǎn)到泵臨界長(zhǎng)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(zhǎng)度重量（N/m）中位點(diǎn)到臨界長(zhǎng)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(guān)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(lái)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(yīng)力也越大，室內(nèi)試驗(yàn)條件下的最大法向應(yīng)力可達(dá)到1N/m實(shí)驗(yàn)得出：隨著抽油桿長(zhǎng)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(huì)使8米長(zhǎng)的抽油桿產(chǎn)生偏磨，但對(duì)于16米長(zhǎng)的抽油桿已經(jīng)足以產(chǎn)生偏磨了，488米以上長(zhǎng)度的抽油桿只需要nx10-8N/m的法向力就會(huì)產(chǎn)生偏磨。比實(shí)測(cè)法向力小10-7倍9最小均布載荷與抽油桿長(zhǎng)度關(guān)系抽油桿長(zhǎng)度（m）產(chǎn)生偏磨所需最小均布載荷（N/m）抽油桿長(zhǎng)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(duì)偏磨的影響，近年來(lái)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(jī)井偏磨綜合治理發(fā)展現(xiàn)狀總結(jié)國(guó)內(nèi)各油田針對(duì)抽油機(jī)井偏磨問(wèn)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(dāng)今防治和減緩抽油機(jī)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(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)優(yōu)化

油管管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化是防偏磨工藝技術(shù)的重點(diǎn)和難點(diǎn)，需要考慮的因素較多，管柱優(yōu)化的要點(diǎn)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(guān)減磨工具和配套工具的使用量和安裝部位。同時(shí)在優(yōu)化時(shí)還要考慮產(chǎn)能要求、井筒和套管情況、抽油機(jī)及地面設(shè)備狀況、地層出砂、含水、結(jié)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(duì)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(guò)井筒的造斜點(diǎn)，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(fù)運(yùn)動(dòng)過(guò)程中所承受的載荷不同，上行過(guò)程中抽油桿處于拉伸狀態(tài)，相對(duì)偏磨要輕一些，主要考慮抽油桿抗拉強(qiáng)度即可，因此抽油桿系一般為上粗、下細(xì)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(diǎn)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(jì)算出抽油桿系中和點(diǎn)。幫助技術(shù)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(zhǎng)度等重要設(shè)計(jì)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(shí)也能防止和減輕油管和抽油桿偏磨，特別是高沖次會(huì)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(zhǎng)沖程、低沖次來(lái)防止和減輕偏磨，當(dāng)然沖程、沖次的調(diào)節(jié)受抽油機(jī)型號(hào)、種類及電機(jī)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(chǎng)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(jī)平衡率的調(diào)整和干線回油壓力的控制等314

近年來(lái)，油田和與油田相關(guān)的產(chǎn)業(yè)科研機(jī)構(gòu)針對(duì)抽油機(jī)井桿、管偏磨問(wèn)題，均相繼研發(fā)出很多防磨、減磨工藝技術(shù)，這些技術(shù)通過(guò)油田單一化或集成配套化應(yīng)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(shù)不斷完善、更新與發(fā)展，同時(shí)也給油田在應(yīng)用選擇上帶來(lái)新問(wèn)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(wèn)題的根本途徑（二）減磨工藝配套技術(shù)15通過(guò)對(duì)油田在用各類防磨、減磨工藝技術(shù)的調(diào)查，可將防偏磨硬件工藝技術(shù)分為兩大類：防偏磨工藝技術(shù)井下防偏磨工藝技術(shù)地面防偏磨工藝技術(shù)抽油桿系防偏磨工藝技術(shù)油管內(nèi)壁偏磨工藝技術(shù)抽油泵防偏磨工藝技術(shù)地面旋轉(zhuǎn)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(diǎn)介紹）

在抽油桿上安裝尼龍扶正器，通過(guò)犧牲尼龍扶正器來(lái)?yè)Q取偏磨周期的延長(zhǎng)。該措施是油田應(yīng)用最早和最廣泛的防偏磨手段，近些年隨著技術(shù)不斷完善，目前已成為油田防治抽油機(jī)井偏磨問(wèn)題的主要措施。它可以分為兩種類型，固定型和旋轉(zhuǎn)型。A．尼龍扶正器偏磨工藝技術(shù)固定型：有卡裝式、整體注塑式，扭卡式等。旋轉(zhuǎn)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(diǎn)：由互相鉸合的兩個(gè)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(chǎng)安裝比較方便，價(jià)格相對(duì)低廉，卡裝尼龍扶正器不會(huì)增加應(yīng)力薄弱點(diǎn)和連接點(diǎn)，對(duì)全井桿柱不增加新的斷、脫隱患，但是由于其鎖緊力不強(qiáng)，易發(fā)生扶正器移位或脫落現(xiàn)象?？ㄑb式扶正器缺點(diǎn)：鎖緊力不強(qiáng)，易發(fā)生單側(cè)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(diǎn)：利用注塑機(jī)在抽油桿特定位置上直接注塑扶正器。特點(diǎn)是扶正器與抽油桿表面接合力強(qiáng)，不易發(fā)生扶正器移位或脫落現(xiàn)象。缺點(diǎn)：易發(fā)生單側(cè)磨損；存在截流可能性，后期抽油桿修復(fù)困難。18扭卡式扶正器特點(diǎn)：根據(jù)抽油桿接箍扳手方形狀設(shè)計(jì)，過(guò)盈配合固定在扳手方位置，不增加抽油桿的運(yùn)動(dòng)阻力，現(xiàn)場(chǎng)安裝方便、固定牢靠，目前應(yīng)用較為廣泛。缺點(diǎn)：易發(fā)生單側(cè)磨損；抽油桿中部不能扶正；存在截流可能性。旋扶正器特點(diǎn)：通過(guò)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(zhuǎn)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(diǎn)注塑限位環(huán)位移旋轉(zhuǎn)性能不佳抽油桿中部不能扶正存在截流可能性缺點(diǎn)：19雙向保護(hù)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(dá)到既保護(hù)抽油桿接箍又保護(hù)油管，防止和減緩管桿相互間的磨損。缺點(diǎn)：抽油桿中部不能扶正對(duì)油管磨損嚴(yán)重高分子內(nèi)襯復(fù)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(dá)到防止、減緩桿管偏磨作用。缺點(diǎn)：油管使用內(nèi)徑明顯縮小現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用存在局限性20

綜上所述，目前在油田上應(yīng)用或試驗(yàn)過(guò)的抽油機(jī)井偏磨工藝種類繁多，功能各異。從近年來(lái)對(duì)偏磨問(wèn)題治理工作中我們也可以看出：“統(tǒng)一抽油桿直徑，實(shí)施全井扶正”已成為當(dāng)今主要防偏磨措施一是對(duì)偏磨井采取全井扶正措施后，會(huì)使得抽油機(jī)井功況發(fā)生明顯改變，上行載荷進(jìn)一步增加，抽油桿下行阻力進(jìn)一步加大，交變載荷加劇，嚴(yán)重時(shí)還會(huì)出現(xiàn)抽油桿滯后問(wèn)題，且延緩磨損周期相對(duì)較短但是從措施效果來(lái)看，存在以下兩個(gè)問(wèn)題：2006年，第二采油廠812口偏磨井中，因偏磨導(dǎo)致檢泵周期小于一年的井，共計(jì)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(shí)均采取了防偏磨措施。由此可見(jiàn)，目前油田上所采取的防偏磨手段，仍存在有效期短問(wèn)題21驅(qū)動(dòng)方式總井?dāng)?shù)

口開(kāi)井?dāng)?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(jì)4728388118047478126123552332006年大慶油田第二采油廠抽油機(jī)井管桿偏磨情況統(tǒng)計(jì)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(lái)的諸多問(wèn)題，但是它只能保護(hù)和延緩抽油桿接箍的磨損，不能對(duì)桿體施加任何保護(hù)22涂層粉末主要成份：金剛砂復(fù)合尼龍環(huán)氧樹(shù)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(duì)油田機(jī)采井井下油管磨蝕問(wèn)題，而開(kāi)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(fù)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(qiáng)防腐、耐磨涂層二、NHW－Ⅰ型涂料油管粉末成分與抗磨機(jī)理23涂層抗磨機(jī)理1、利用金剛砂的硬度來(lái)提高涂層的抗磨能力；2、采用超細(xì)、低吸水率多元復(fù)合尼龍粉來(lái)提高涂層的抗沖擊能力和耐磨性能；3、應(yīng)用E型環(huán)氧樹(shù)脂和特種固態(tài)潤(rùn)滑劑來(lái)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(lái)保證環(huán)氧樹(shù)脂固化強(qiáng)度以及涂層與油管內(nèi)壁的接合強(qiáng)度，進(jìn)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(qiáng)、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(shí)驗(yàn)檢測(cè)設(shè)備：日本協(xié)和科學(xué)株式會(huì)社生產(chǎn)的RFT-III往復(fù)式摩擦磨損試驗(yàn)機(jī)。2006年10月在中國(guó)科學(xué)院蘭州化學(xué)物理研究所，對(duì)該涂層油管的耐磨與減磨性能進(jìn)行了檢測(cè)。往復(fù)行程：50mm往復(fù)速度：0.83m/s往復(fù)運(yùn)行：40萬(wàn)次試驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)檢測(cè)結(jié)果：前期加載正壓力20N（2.2MPa）運(yùn)行20萬(wàn)次，測(cè)得無(wú)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(yùn)行20萬(wàn)次，測(cè)得無(wú)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(wú)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(shí)驗(yàn)檢測(cè)結(jié)果：(運(yùn)行40萬(wàn)次后)無(wú)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(shí)驗(yàn)條件：試件運(yùn)動(dòng)線速度相當(dāng)于抽油機(jī)井3m沖程，9n/min運(yùn)動(dòng)狀態(tài)；加載正壓力3.3MPa,相當(dāng)于法向力10KN/m27實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析：理論計(jì)算涂層全部磨掉時(shí)間約為2759萬(wàn)次，相當(dāng)于抽油機(jī)井在9n/min參數(shù)下運(yùn)行5.8年，此時(shí)抽油桿接箍單側(cè)磨損厚度2.14mm。無(wú)涂層條件下,試件運(yùn)行2759萬(wàn)次后，油管磨損厚度1.17mm，抽油桿接箍單側(cè)磨損厚度達(dá)到8.97mm28根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果計(jì)算：試件在無(wú)涂層條件下運(yùn)行1538萬(wàn)次（1183天），磨損量即可達(dá)到臨界磨損值。但試件在有涂層條件下的磨損量?jī)H達(dá)到臨界磨損值的23.8%，此時(shí)涂層磨損程度為55.7%，由此推算，應(yīng)用該涂層可延長(zhǎng)油管使用周期1.8倍，可延長(zhǎng)抽油桿使用周期3.2倍。經(jīng)驗(yàn)分析：當(dāng)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(wú)涂層試件表面存在嚴(yán)重的粘著磨損現(xiàn)象，而有涂層試件表面光滑平整、無(wú)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(wú)涂層試件磨損后SEM圖可見(jiàn)涂層油管在與非涂層抽油桿相互摩擦?xí)r，油管內(nèi)壁涂層中的材料成份會(huì)運(yùn)移到抽油桿表面形成保護(hù)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(shí)現(xiàn)了對(duì)油管和抽油桿的雙重保護(hù)功能。30經(jīng)中國(guó)石油管道公司管道科技研究中心檢驗(yàn)：該產(chǎn)品不含揮發(fā)物，其各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)均達(dá)到或超過(guò)了同類產(chǎn)品的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。31NHW－Ⅰ型涂料油管，在生產(chǎn)過(guò)程中無(wú)廢氣、廢水、殘?jiān)欧牛瑢儆诃h(huán)保型產(chǎn)品。32四、NHW－Ⅰ型涂料油管現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果（一）大慶油田試驗(yàn)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(jì)運(yùn)行768天，延長(zhǎng)偏磨檢泵周期3.2倍，見(jiàn)到了較好的防磨效果

該井2001年10月投產(chǎn)。2002年5月見(jiàn)聚前，實(shí)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(dāng)時(shí)正常產(chǎn)液221t/d，含水43%，見(jiàn)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(yán)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(dāng)時(shí)正常產(chǎn)液227t/d，含水87.4%，見(jiàn)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(shí)正常產(chǎn)液215t/d，含水89.3%，油井見(jiàn)聚濃度達(dá)到830.52mg/L本次施工:下入NHW－Ⅰ型φ76mm涂料油管79根更換HL級(jí)普通抽油桿95根(不帶扶正器）2005年4月23日試驗(yàn)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(yàn)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(wú)法測(cè)量，將原井管桿正常下回224天時(shí)起出檢查情況2006年10月14日,因抽油泵漏失檢泵。現(xiàn)場(chǎng)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(shí)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(cè)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(shí)非金屬?gòu)?fù)合涂層耐磨油管已在井下工作536天，正常時(shí)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(shí)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。現(xiàn)場(chǎng)檢查底部有7油管涂層單側(cè)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(gè)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(shí)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(gè)，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(jié)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(yán)重02.5.25569換φ25mm扶正桿82根換修復(fù)φ76油管81根04.08.21對(duì)接器斷，35-82根抽油桿偏磨嚴(yán)重03.12.19243換φ25mm旋轉(zhuǎn)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(yán)重04.08.21242HL級(jí)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(cè)磨損底部桿有7根桿體中部磨損中下部桿接箍有30個(gè),存在不同程度磨損06.10.14230更換抽油桿10根接箍30個(gè)原井油管倒序下入南2-1-P132井試驗(yàn)前后歷次施工情況表

37另外從南2-1-P132井試驗(yàn)前后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)來(lái)看，采用非金屬?gòu)?fù)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(jìn)一步改善。項(xiàng)目選值時(shí)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(dòng)液面m沉沒(méi)度m試驗(yàn)前05.482.4612.8269.64113142/1202152389.365830709.0562.18