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摘要：常规抽油机井采油是官128区块的主要采油工艺方式，因泵挂深、载荷大、部分井地层产出液矿化度高腐蚀、井斜或弯曲偏磨等因素造成抽油杆柱断脱是抽油机井停产上修、影响油井正常生产的一个重要因素。文章通过分析杆柱断脱原因，提出了治理措施应从日常维护、作业施工、工艺设计优化等多个环节齐入手。
关键词：官128区块；抽油杆断脱；油井交变载荷；杠柱应力测试
中图分类号：TE933 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）34-0091-02
官128区块以抽油机生产为主要的开采方式，截至到2011年11月，油井开井36口，其中抽油机开井32口，占总开井的89％，平均泵挂深度1750.6m，大于等于1800m的有14口，占抽油机开井数的44%。通过分析对比2009至目前近三年的抽油机躺井情况，发现因抽油杆柱断脱造成躺井的有13口，占抽油井躺井的40％左右，是造成抽油机井上修的一个重要因素；而三年中发生杆断脱后，通过捞杆恢复生产而未造成躺井的也有22井次，严重影响了油井的正常生产。因此探索官128区块抽油杆柱的断脱原因，并采取措施延长检泵周期，减少杆断井的发生，可有效减少停产井上修及产量损失。
一、抽油杆断脱原因分析
（一）油井偏磨
通过对三年来杆断脱停产井进行汇总，其中有2口井存在不同程度的偏磨现象。通过对作业原因的剖析与分析，认为造成油井偏磨的主要因素为：
1．井斜、方位、狗腿度变化大，有的部位井斜达到15°，杆管上下运行过程中接触磨损部位，极易造成杆管偏磨。
2．杆柱泵挂深、物性差，杆柱下行失稳弯曲严重，造成底部杆管偏磨。
（二）地层产液腐蚀
官128区块部分油井矿化度高，Cl-含量高，及含有一定量的H2S气体与CO2气体。造成井液具有较高腐蚀性，影响了抽油杆的使用寿命。从发现腐蚀现象的油井来看，腐蚀的原因是非常复杂的，需对油井进行产出液及腐蚀生成物的检验，确定是否腐蚀及腐蚀具体原因。
（三）泵挂深载荷大及杆柱的疲劳
官128区块油藏平均埋深1950～2300m，均采油12型常规型抽油机生产，泵挂较深在1750米左右；主力油组枣Ⅳ、Ⅴ油组原油性质差，具有“四高”的特点，即相对密度高（平均地面原油密度0.9346g/cm3），原油粘度高（50℃时1381.3mPa.s），胶质沥青高（45.07%），凝固点高（30℃），属高凝、高粘、重质、稠油；为减少稠油进泵阻力，生产现场多采用直径为57mm的大流道泵生产。由于深泵挂、大泵径及稠油等综合影响， 造成部分油井载荷及交变载荷均较大，使部分油井频繁杆断脱且短周期生产。
（四）施工作业及日常护理
在13口杆断脱停产的井中，有2口井在检泵开井后不到一个月的时间便出现杆本体断、撸扣而再次上修。分析直接的原因就是对入井泵杆没认真检查，使得带伤的泵杆下入了井筒中，同时对下入泵杆的关键工序未进行认真监督，为正常生产埋下了不安全隐患。
还有一个重要的影响因素，就是官128区块属于疏松砂岩油藏，再加上长期的注水开发，大部分的油井存在出砂现象，加之稠油、高含蜡等影响较严重，对日常护理要求较严格，否则极易造成泵杆砂卡、蜡卡、负荷大等情况，使杆柱硬性拔断。
（五）设计因素
设计时考虑问题不全面，如在杆柱设计时考虑到提高杆柱强度可减少杆断，通常抽油杆柱设计要求在满足强度条件的基础上，使抽油杆柱重量最轻。在偏磨措施的制定中有些井扶正工具越加越密但效果并不理想。
（六）其它因素
除上述因素之外，下入的泵径过大，工艺参数匹配不合理，冲次过快等，都会加速杆柱疲劳，部分井沉没度过低严重供液不足，易产生严重的液击现象等，都会影响杆柱的使用寿命造成杆柱断脱。
二、治理措施
油井生产是持续动态变化的，油井的地层情况、供液状况、生产情况及井筒状况都可能出现变化，因此我们应该不断的对油井进行再认识，不断的进行治理与调整。切实有效的减少杆断脱井的发生，要从油井的日常护理、施工质量和设计优化多个环节着手。
（一）找准腐蚀原因，对症下药
重点对停产油井的泵杆、油管的整体腐蚀情况进行观察与分析，并认真记录备案，结合具体生产情况，用科学的手段对认为有腐蚀现象的油井进行水质与生成物的化验，找出造成躺井的真正原因，以便对症下药进行治理。
如通过分析XX井的腐蚀生成产物（见表1），其主要成分为FeS2（22％）、FeS（54％）、FeCO3（24％），由以上垢样成分数据分析该井主要为硫化氢、二氧化碳的腐蚀产物成垢，硫铁矿含量高达50%以上，硫化氢腐蚀非常严重，使杆管偏磨加剧。对该井井筒下入固体缓蚀棒，同时应用泵杆阳极保护技术，结合日常管护中采取定期井筒中加入缓蚀阻垢剂，经过综合治理，取得了较好的治理效果。
（二）加强杆柱设计研究，合理匹配杆柱组合
抽油杆柱的选择是指确定抽油杆的长度、直径、组合及材料（目前南部多为H级修复杆）。对于有偏磨现象的油井合理配套防偏磨措施。
一是优化杆柱组合，以强度较高的H级杆逐步淘汰D级杆，以增加杆柱强度，保证油井工作稳定。
二是依据已较为成熟的偏磨治理技术，对于井斜易导致杆、管偏磨的情况，采取底部减少加重+偏磨段连续扶正上部延伸保护的措施，使偏磨杆断的现象显著降低。
三是选择合适的扶正器，优化扶正器数量与位置，适用性较强，最终达到成本合理控制，偏磨油井检泵周期达到油井的平均检泵周期水平。
（三）合理匹配工艺参数，减少油井交变载荷
悬点最大载荷受活塞截面积的影响较大，为此在生产条件允许的情况下，对交变载荷较大的油井降低泵径生产，也可通过降低冲次生产也是减小交变载荷的有效手段。
案例：XX井在2010年4月采用∮57mm管式泵（底部带可砸泄）生产，泵挂1801米，工作制度为：冲程6米，冲次3.2次/分，载荷高达10.7吨，此种情况下发生杆断停产，此后对该井进行综合调整：换小泵至∮44mm管式泵，泵挂不变，冲次下调至2.4次/分，油井生产时的载荷为9吨；目前生产周期已达200天。
另外，由于官128区块原油物性特点，井液进泵困难是造成抽油机井生产载荷偏大的一个主要原因。所以在不能降低泵径的情况下可采用大间隙泵生产降低井液入泵阻力。
（四）加强现场监督，提高施工质量
施工质量直接关系着油井的生产周期，目前现场应用的泵杆及油管多数为修复后再利用，为此对下井泵杆进行认真检查尤为重要，若条件具备可采用杆柱应力检测工艺技术进质量检测，减少因下入泵杆质量差造成的短周期杆断。同时要对下入工序进行重点监督，防止泵杆接箍未上满扣、上偏扣等现象的存在。
（五）做好油井的日常护理
针对较差的原油物性，制定合理的清防蜡、防腐措施并严格执行是至关重要的。认真跟踪观察油井电流、载荷等生产情况的变化并及时采取措施，避免载荷突然大幅上升。不断摸索与优化清蜡热洗制度，在油井生产的过程中，坚决杜绝随意停井，如必要的停井，要做好停井的应对措施，杜绝出现因蜡、死油、砂等沉积而造成启井时瞬间大负荷启井对泵杆造成伤害。
参考文献
[1] 陶延令．采油技术问答汇编[M]．石油工业出版社，1998．
[2] 吴则中，等．有杆抽油设备与技术[M]．石油工业出版社，1994．
[3] 万仁溥．采油工程手册精要本[M]．石油工业出版社，2003．
[4] 王鸿勋，张琪，等．采油工艺原理[M]．石油工业出版社，1994．
（责任编辑：赵秀娟）
关键词：官128区块；抽油杆断脱；油井交变载荷；杠柱应力测试
中图分类号：TE933 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）34-0091-02
官128区块以抽油机生产为主要的开采方式，截至到2011年11月，油井开井36口，其中抽油机开井32口，占总开井的89％，平均泵挂深度1750.6m，大于等于1800m的有14口，占抽油机开井数的44%。通过分析对比2009至目前近三年的抽油机躺井情况，发现因抽油杆柱断脱造成躺井的有13口，占抽油井躺井的40％左右，是造成抽油机井上修的一个重要因素；而三年中发生杆断脱后，通过捞杆恢复生产而未造成躺井的也有22井次，严重影响了油井的正常生产。因此探索官128区块抽油杆柱的断脱原因，并采取措施延长检泵周期，减少杆断井的发生，可有效减少停产井上修及产量损失。
一、抽油杆断脱原因分析
（一）油井偏磨
通过对三年来杆断脱停产井进行汇总，其中有2口井存在不同程度的偏磨现象。通过对作业原因的剖析与分析，认为造成油井偏磨的主要因素为：
1．井斜、方位、狗腿度变化大，有的部位井斜达到15°，杆管上下运行过程中接触磨损部位，极易造成杆管偏磨。
2．杆柱泵挂深、物性差，杆柱下行失稳弯曲严重，造成底部杆管偏磨。
（二）地层产液腐蚀
官128区块部分油井矿化度高，Cl-含量高，及含有一定量的H2S气体与CO2气体。造成井液具有较高腐蚀性，影响了抽油杆的使用寿命。从发现腐蚀现象的油井来看，腐蚀的原因是非常复杂的，需对油井进行产出液及腐蚀生成物的检验，确定是否腐蚀及腐蚀具体原因。
（三）泵挂深载荷大及杆柱的疲劳
官128区块油藏平均埋深1950～2300m，均采油12型常规型抽油机生产，泵挂较深在1750米左右；主力油组枣Ⅳ、Ⅴ油组原油性质差，具有“四高”的特点，即相对密度高（平均地面原油密度0.9346g/cm3），原油粘度高（50℃时1381.3mPa.s），胶质沥青高（45.07%），凝固点高（30℃），属高凝、高粘、重质、稠油；为减少稠油进泵阻力，生产现场多采用直径为57mm的大流道泵生产。由于深泵挂、大泵径及稠油等综合影响， 造成部分油井载荷及交变载荷均较大，使部分油井频繁杆断脱且短周期生产。
（四）施工作业及日常护理
在13口杆断脱停产的井中，有2口井在检泵开井后不到一个月的时间便出现杆本体断、撸扣而再次上修。分析直接的原因就是对入井泵杆没认真检查，使得带伤的泵杆下入了井筒中，同时对下入泵杆的关键工序未进行认真监督，为正常生产埋下了不安全隐患。
还有一个重要的影响因素，就是官128区块属于疏松砂岩油藏，再加上长期的注水开发，大部分的油井存在出砂现象，加之稠油、高含蜡等影响较严重，对日常护理要求较严格，否则极易造成泵杆砂卡、蜡卡、负荷大等情况，使杆柱硬性拔断。
（五）设计因素
设计时考虑问题不全面，如在杆柱设计时考虑到提高杆柱强度可减少杆断，通常抽油杆柱设计要求在满足强度条件的基础上，使抽油杆柱重量最轻。在偏磨措施的制定中有些井扶正工具越加越密但效果并不理想。
（六）其它因素
除上述因素之外，下入的泵径过大，工艺参数匹配不合理，冲次过快等，都会加速杆柱疲劳，部分井沉没度过低严重供液不足，易产生严重的液击现象等，都会影响杆柱的使用寿命造成杆柱断脱。
二、治理措施
油井生产是持续动态变化的，油井的地层情况、供液状况、生产情况及井筒状况都可能出现变化，因此我们应该不断的对油井进行再认识，不断的进行治理与调整。切实有效的减少杆断脱井的发生，要从油井的日常护理、施工质量和设计优化多个环节着手。
（一）找准腐蚀原因，对症下药
重点对停产油井的泵杆、油管的整体腐蚀情况进行观察与分析，并认真记录备案，结合具体生产情况，用科学的手段对认为有腐蚀现象的油井进行水质与生成物的化验，找出造成躺井的真正原因，以便对症下药进行治理。
如通过分析XX井的腐蚀生成产物（见表1），其主要成分为FeS2（22％）、FeS（54％）、FeCO3（24％），由以上垢样成分数据分析该井主要为硫化氢、二氧化碳的腐蚀产物成垢，硫铁矿含量高达50%以上，硫化氢腐蚀非常严重，使杆管偏磨加剧。对该井井筒下入固体缓蚀棒，同时应用泵杆阳极保护技术，结合日常管护中采取定期井筒中加入缓蚀阻垢剂，经过综合治理，取得了较好的治理效果。
（二）加强杆柱设计研究，合理匹配杆柱组合
抽油杆柱的选择是指确定抽油杆的长度、直径、组合及材料（目前南部多为H级修复杆）。对于有偏磨现象的油井合理配套防偏磨措施。
一是优化杆柱组合，以强度较高的H级杆逐步淘汰D级杆，以增加杆柱强度，保证油井工作稳定。
二是依据已较为成熟的偏磨治理技术，对于井斜易导致杆、管偏磨的情况，采取底部减少加重+偏磨段连续扶正上部延伸保护的措施，使偏磨杆断的现象显著降低。
三是选择合适的扶正器，优化扶正器数量与位置，适用性较强，最终达到成本合理控制，偏磨油井检泵周期达到油井的平均检泵周期水平。
（三）合理匹配工艺参数，减少油井交变载荷
悬点最大载荷受活塞截面积的影响较大，为此在生产条件允许的情况下，对交变载荷较大的油井降低泵径生产，也可通过降低冲次生产也是减小交变载荷的有效手段。
案例：XX井在2010年4月采用∮57mm管式泵（底部带可砸泄）生产，泵挂1801米，工作制度为：冲程6米，冲次3.2次/分，载荷高达10.7吨，此种情况下发生杆断停产，此后对该井进行综合调整：换小泵至∮44mm管式泵，泵挂不变，冲次下调至2.4次/分，油井生产时的载荷为9吨；目前生产周期已达200天。
另外，由于官128区块原油物性特点，井液进泵困难是造成抽油机井生产载荷偏大的一个主要原因。所以在不能降低泵径的情况下可采用大间隙泵生产降低井液入泵阻力。
（四）加强现场监督，提高施工质量
施工质量直接关系着油井的生产周期，目前现场应用的泵杆及油管多数为修复后再利用，为此对下井泵杆进行认真检查尤为重要，若条件具备可采用杆柱应力检测工艺技术进质量检测，减少因下入泵杆质量差造成的短周期杆断。同时要对下入工序进行重点监督，防止泵杆接箍未上满扣、上偏扣等现象的存在。
（五）做好油井的日常护理
针对较差的原油物性，制定合理的清防蜡、防腐措施并严格执行是至关重要的。认真跟踪观察油井电流、载荷等生产情况的变化并及时采取措施，避免载荷突然大幅上升。不断摸索与优化清蜡热洗制度，在油井生产的过程中，坚决杜绝随意停井，如必要的停井，要做好停井的应对措施，杜绝出现因蜡、死油、砂等沉积而造成启井时瞬间大负荷启井对泵杆造成伤害。
参考文献
[1] 陶延令．采油技术问答汇编[M]．石油工业出版社，1998．
[2] 吴则中，等．有杆抽油设备与技术[M]．石油工业出版社，1994．
[3] 万仁溥．采油工程手册精要本[M]．石油工业出版社，2003．
[4] 王鸿勋，张琪，等．采油工艺原理[M]．石油工业出版社，1994．
（责任编辑：赵秀娟）