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摘 要：抽油杆断裂一直是影响XN区检泵周期延长的主要因素，本文对抽油杆断裂情况进行了统计，对断裂原因进行了研究，分析治理效果，总结了XN区通过应用一系列井筒工艺技术，使得抽油杆的断裂频率得到了有效控制的实践经验。
关键词：抽油杆断裂 井筒工艺技术 治理对策
一、概况
截止2014年1月，XN区共有油井429口，实际开井364口 （地关65口）， 平均日产液1588m3，日产油710t，单井日产液4.72m3，日产油2.08t，综合含水47.53%，平均抽汲参数Φ32mm×1.99m×4.54r/min×1407m，平均动液面1304m，沉没度98m，采油时率98.6%，抽油泵效46%，平均流压2.87MPa。
二、抽油杆断裂现状
XN区油水井集中为00年后产建开发区块井，05年开始杆断现象逐渐突出，到09年上升为井筒突出问题（如下图示），通过配套新工艺、新技术及相应的井筒治理措施，杆断现象在11年得到缓解，从12年开始得到抑制。
分年对断裂部位进行统计，09年前断裂部位集中在抽油杆上部和光杆处，10年断裂部位集中在抽油杆中上部，10年后断裂部位重新阿集中抽油杆上部和光杆处，主要是12年上半年受标准光杆材质影响，加之下半年开始标准光杆缺料影响。
分年对抽油杆断裂井的杆柱组合情况统计分析，泵深在1200-1400m之间或泵深>1400m，φ19+φ16二级组合抽油杆杆断几率均较大，但受全区小套管井影响，杆柱组合运用φ22mm抽油杆时数量受限，且φ22mm普通铸塑钢抽油杆扶正块较大，造成油管和油杆环形空间变小。
通过分析抽油杆断裂原因，评价各项措施现场治理效果，结合XN区历年杆断趋势图，总结出XN区治理抽油杆断裂的实践经验。
三、抽油杆断裂原因分析
抽油杆在井筒中的工作环境是复杂，但影响抽油杆正常工作的主要因素有油杆组合；最大拉应力的破坏；疲劳破坏；腐蚀、磨损等，抽油杆损坏通常是由于两种或多种因素并存造成了。相对而言，腐蚀磨损等因素造成油杆损坏的较少，而主要是油杆组合不当引起。结合统计资料和现场实际，分析认为抽油杆断裂主要有以下几个方面的原因：
1.杆柱组合不合理
从抽油杆的组合情况看，根据API的抽油杆设计标准，泵挂超过1350m的时候，就应该考虑采用Φ19mm×40%+Φ22mm×60%组合或采用HL级高强度杆组合，而目前全区的平均泵挂已经达到了1407m，由于受小套管限制，抽油杆组合中以φ19mm+φ16mm两级杆柱组合为主，共143口，占57.8%.从历年杆断部位统计看出， 泵深在1200-1400m之间或泵深>1400m， φ19+φ16二级组合抽油杆杆断几率均较大。杆柱中φ16mm抽油杆的比例偏大，其重量、刚度和强度不能克服活塞下行的阻力，杆柱承受的弯曲应力大，疲劳破坏严重，油井断裂率高，从历年杆断井杆柱组合分析证明φ16mm抽油杆断裂频率较高。
2.最大拉应力破坏
XN区油井每年光杆和油杆上部断裂占全部断裂井次为：08年的47.82%；09年的44.95%；10年的50.91%；11年的49.15%；12年的57.69%；13年的54.05%。在抽油机的上下载荷运行中，上部所受的最大载荷为抽油机运行过程中的最大载荷。在油井中抽油杆上行时抽油杆实际受力如图所示：
抽油杆上行时抽油杆实际受力图
目前的断裂现象正合乎在最大拉应力下发生破坏这一现象。因此，应用最大拉应力与许用压力比较来校核强度。按201年12月份此区块油井参数、抽油杆为二级组合和生产数据在不考虑结蜡及井斜的情况下计算抽油杆应力：
上部抽油杆应力：
δmax=145.83MPa > 130MPa
δmin=83.93MPa < 130MPa
很显然最大拉应力已超出D级杆最大许用应力130MPa，抽油杆上部是不安全的。
3.偏磨造成抽油杆损坏
井眼轨迹表现出不同程度的方向变化，抽油杆在井眼内运动时受力比较复杂，在受到拉应力的同时还要受到不断变化的弯曲应力，同时也容易在造斜点和最大倾角处和油管发生偏磨，最终造成抽油杆或接箍处发生断裂。由于受压应力的作用，玻璃钢抽油杆与油管管壁接触的机率增加，未采取扶正防磨措施，导致玻璃钢偏磨而发生断裂。2013年因偏磨而发生抽油杆损坏5井次，占总断裂井次的20.0%。
4.供液不足造成的影响
从抽油杆断裂油井看，2001年产建区块分布较多，而且主要分布在低产区块，这些井长期供液不足，而整个抽油系统在不断的运动过程中被“液击”，同时发生干磨，在井筒内出现段塞流，液体对抽油杆的润滑作用减弱直至消失，缩短了抽油杆的使用寿命，2013年共发生抽油杆断裂7井次，占总断裂井次的28.0%。
5.结蜡造成的影响
在易结蜡油井中，析出的蜡质成分附着在抽油杆上，增加了抽油杆的载荷，在运动过程中由于增载因素的影响，抽油杆的拉应力变化增加，抽油杆所受的拉应力增大，使抽油杆在外力的影响下发生断裂。XN区块主要采用外径Ф114.3mm×内径Ф101.6mm的小套管，外径Ф60.3mm×内径Ф50.2mm的油管，共146口油井，开井131口，占全区总井数的59.1%，小套管井受流速影响结蜡严重。2013年共发生抽油杆断裂13井次，占全区抽油杆断裂井次的52.0%。
四、现场治理效果分析
针对XN区块抽油杆断裂突出的问题，通过对抽油杆断裂原因的详细分析及研究，分区块制定了相应治理措施.近年来在油杆防断裂方面主要开展了6方面工作，经过治理的油井，杆断问题在一定程度上得到缓解，杆断井数由08年的92井次下降为2013年的37井次。 1.杆柱优化组合
从对XN区油杆强度校合的结果来看，该区块油井投产使用的φ19mm+φ16mm两级杆柱组合方式不能满足油杆柱工作中的强度要求。因此对杆柱的重新优化组合是解决XN区块油杆断裂问题的主要措施。
①、油杆局部更换及小套管井治理
对XN区2001年产建41/2套管井，井口为Φ60.3油管：一种是使用Φ19+Φ16两级组合，每口井配套10根Φ73油管应用；一种是对频繁断裂井全井段更换为φ19mmHL级高强度抽抽油杆，更换后检泵周期由180天延长至236天。
②、杆柱优化组合
近年来杆柱优化工作主要是将一级组合φ19mm普通钢或φ19mm+φ16mm组合调整为φ22mm+φ19mm+φ16mm或φ19mm+φ16mm间比例调整或一级组合φ19mmHL级高强度抽油杆，同时减少φ16mm抽油杆的用量。全区从2011年至今杆柱优化组合38口，其中一级组合调整为二级组合1口，二级向三级优化17口，二级间提升杆柱强度6口，多级组合调整杆柱比例14口。
2.使用KD级标准光杆
光杆部位的断裂问题在XN区块表现尤为突出，因此解决光杆部位的断裂问题，在一定程度上可以缓解该区块的杆柱故障问题。安塞油田XN区从2000年开始试验KD级标准光杆，主要针对部分光杆高频率断裂的油井，在延长油井免修期方面起到明显作用，光杆寿命由60天延长到300天，经济效益显著。
3.井下扶正防磨完善
从XN区油井作业现场的抽查情况来看，目前该区块部分老井扶正块脱落，造成斜井段扶正防磨措施不完善的情况比较严重，2013年有计划的安排了31口井的扶正防磨措施完善，完善手段是对偏磨较严重5口井将光油杆更换为铸塑抽油杆1231米；对斜井段铸塑抽油杆配合使用扶正器。
4.地面参数调整
合理的工作参数不但能够节能降耗，还能减轻设备负荷，减缓设备磨损，能够合理的利用地层能量，为区块稳产提供保障。针对产液能力低，抽汲参数偏大井，调小抽汲参数或采取间开制度，协调供排矛盾，抑制液击冲击力对抽油杆的损害。针对产液能力低，抽汲参数偏大井，2013年调小抽汲参数38口，更换低转速电机46口，智能间开30口，协调供排矛盾，抑制液击冲击力对抽油杆的损害，优化后生产动态基本平稳，泵效提高由2011年的34%上升到2013年底的42%，上升了8个百分点。
5.清防蜡措施应用
通过清防蜡措施，减少对抽油杆的载荷影响，目前油井清防蜡的主要措施是油井周期性热洗和井口加CX-2清蜡剂及配套下入清防蜡工具，2013年累计实施油井热洗121井次，油井加药250井次，08年至今老井共配套防蜡器49套，使用防蜡工具效果：
从防蜡工具的效果看，声波降粘防蜡器效果较好。使用防蜡工具后，全区检泵周期得到延长，由原来的523天延长至2013年底的613天。
五、认识及建议
（一）、抽油杆断裂治理应考虑结合以下方法进行综合治理：
1.指定现场监督，加强各级监督间联系，及时发现问题及时治理，提高修井作业质量；
2.提高每个技术人员的责任心，加强资料的利用率，对每口井存在问题随修井一次性治理；
3.通过单井杆柱强度校合和分析检泵综合记录，判断原井杆柱组合是否合理，在随后的修井过程中进行治理；
4.配套KD级标准光杆，减少光杆断裂对全区免修期的影响；
5.对斜井段铸塑抽油杆配合使用扶正器，对偏磨严重断的光抽油杆，更换为铸塑抽油杆；
6.寻找每口油井的合理工作参数，油井工作参数越大，越易发生断裂；
7.对结蜡油井，定期安排热洗、加药，并对部分严重者配套下入防蜡工具。
（二）、通过对XN区油井杆断现场治理效果分析，对下步杆断治理有以下几点建议：
1.加大标准光杆的规模应用，并尝试适当增大光杆的规格，在一定程度上解决光杆断裂的问题。
2.研究扶正块完好程度的检测手段，解决现场扶正块脱落后造成返工上修和防磨措施不完善的问题。
3.对抽油井系统进行优化设计，通过预测油井的产能动态，考虑一定的工作年限，合理确定下泵深度；从经济和技术方面进行综合论证，在降低冲次、改变抽油杆组合或采用整井更换抽油杆和改变泵径等方面，选出确实可行的方案。
4.使用过程中加强生产技术管理，建立抽油杆使用档案，提高油井诊断的实施率，修井时合理倒换抽油杆在井筒中的位置。
参考文献：
[1] 采油一厂《安塞油田九七年抽油杆断裂原因调查》[J] 第一采油厂，1997，18（14）.
[2] 万仁薄.《采油技术手册》第四分册[J] 石油工业出版社，1993，206（6）.
[3] 张琪.《采油工程原理与设计》[J] 石油大学出版社，2003，189（5）.
[4] 长庆石油勘探局第一采油厂.《第三界科技大会论文选编》[M]
[5] 长庆油田公司第一采油厂.《2006年科技工作会报告论文集》[M]
[6] 何光明.《八里河油田北区抽油杆断裂应力分析与防治》[J]江汉石油大学学报，1996，18（2）.
[7] 蔡俊杰.《抽油杆断脱原因分析》[M]西南石油学院学报，2004，26（1）.
关键词：抽油杆断裂 井筒工艺技术 治理对策
一、概况
截止2014年1月，XN区共有油井429口，实际开井364口 （地关65口）， 平均日产液1588m3，日产油710t，单井日产液4.72m3，日产油2.08t，综合含水47.53%，平均抽汲参数Φ32mm×1.99m×4.54r/min×1407m，平均动液面1304m，沉没度98m，采油时率98.6%，抽油泵效46%，平均流压2.87MPa。
二、抽油杆断裂现状
XN区油水井集中为00年后产建开发区块井，05年开始杆断现象逐渐突出，到09年上升为井筒突出问题（如下图示），通过配套新工艺、新技术及相应的井筒治理措施，杆断现象在11年得到缓解，从12年开始得到抑制。
分年对断裂部位进行统计，09年前断裂部位集中在抽油杆上部和光杆处，10年断裂部位集中在抽油杆中上部，10年后断裂部位重新阿集中抽油杆上部和光杆处，主要是12年上半年受标准光杆材质影响，加之下半年开始标准光杆缺料影响。
分年对抽油杆断裂井的杆柱组合情况统计分析，泵深在1200-1400m之间或泵深>1400m，φ19+φ16二级组合抽油杆杆断几率均较大，但受全区小套管井影响，杆柱组合运用φ22mm抽油杆时数量受限，且φ22mm普通铸塑钢抽油杆扶正块较大，造成油管和油杆环形空间变小。
通过分析抽油杆断裂原因，评价各项措施现场治理效果，结合XN区历年杆断趋势图，总结出XN区治理抽油杆断裂的实践经验。
三、抽油杆断裂原因分析
抽油杆在井筒中的工作环境是复杂，但影响抽油杆正常工作的主要因素有油杆组合；最大拉应力的破坏；疲劳破坏；腐蚀、磨损等，抽油杆损坏通常是由于两种或多种因素并存造成了。相对而言，腐蚀磨损等因素造成油杆损坏的较少，而主要是油杆组合不当引起。结合统计资料和现场实际，分析认为抽油杆断裂主要有以下几个方面的原因：
1.杆柱组合不合理
从抽油杆的组合情况看，根据API的抽油杆设计标准，泵挂超过1350m的时候，就应该考虑采用Φ19mm×40%+Φ22mm×60%组合或采用HL级高强度杆组合，而目前全区的平均泵挂已经达到了1407m，由于受小套管限制，抽油杆组合中以φ19mm+φ16mm两级杆柱组合为主，共143口，占57.8%.从历年杆断部位统计看出， 泵深在1200-1400m之间或泵深>1400m， φ19+φ16二级组合抽油杆杆断几率均较大。杆柱中φ16mm抽油杆的比例偏大，其重量、刚度和强度不能克服活塞下行的阻力，杆柱承受的弯曲应力大，疲劳破坏严重，油井断裂率高，从历年杆断井杆柱组合分析证明φ16mm抽油杆断裂频率较高。
2.最大拉应力破坏
XN区油井每年光杆和油杆上部断裂占全部断裂井次为：08年的47.82%；09年的44.95%；10年的50.91%；11年的49.15%；12年的57.69%；13年的54.05%。在抽油机的上下载荷运行中，上部所受的最大载荷为抽油机运行过程中的最大载荷。在油井中抽油杆上行时抽油杆实际受力如图所示：
抽油杆上行时抽油杆实际受力图
目前的断裂现象正合乎在最大拉应力下发生破坏这一现象。因此，应用最大拉应力与许用压力比较来校核强度。按201年12月份此区块油井参数、抽油杆为二级组合和生产数据在不考虑结蜡及井斜的情况下计算抽油杆应力：
上部抽油杆应力：
δmax=145.83MPa > 130MPa
δmin=83.93MPa < 130MPa
很显然最大拉应力已超出D级杆最大许用应力130MPa，抽油杆上部是不安全的。
3.偏磨造成抽油杆损坏
井眼轨迹表现出不同程度的方向变化，抽油杆在井眼内运动时受力比较复杂，在受到拉应力的同时还要受到不断变化的弯曲应力，同时也容易在造斜点和最大倾角处和油管发生偏磨，最终造成抽油杆或接箍处发生断裂。由于受压应力的作用，玻璃钢抽油杆与油管管壁接触的机率增加，未采取扶正防磨措施，导致玻璃钢偏磨而发生断裂。2013年因偏磨而发生抽油杆损坏5井次，占总断裂井次的20.0%。
4.供液不足造成的影响
从抽油杆断裂油井看，2001年产建区块分布较多，而且主要分布在低产区块，这些井长期供液不足，而整个抽油系统在不断的运动过程中被“液击”，同时发生干磨，在井筒内出现段塞流，液体对抽油杆的润滑作用减弱直至消失，缩短了抽油杆的使用寿命，2013年共发生抽油杆断裂7井次，占总断裂井次的28.0%。
5.结蜡造成的影响
在易结蜡油井中，析出的蜡质成分附着在抽油杆上，增加了抽油杆的载荷，在运动过程中由于增载因素的影响，抽油杆的拉应力变化增加，抽油杆所受的拉应力增大，使抽油杆在外力的影响下发生断裂。XN区块主要采用外径Ф114.3mm×内径Ф101.6mm的小套管，外径Ф60.3mm×内径Ф50.2mm的油管，共146口油井，开井131口，占全区总井数的59.1%，小套管井受流速影响结蜡严重。2013年共发生抽油杆断裂13井次，占全区抽油杆断裂井次的52.0%。
四、现场治理效果分析
针对XN区块抽油杆断裂突出的问题，通过对抽油杆断裂原因的详细分析及研究，分区块制定了相应治理措施.近年来在油杆防断裂方面主要开展了6方面工作，经过治理的油井，杆断问题在一定程度上得到缓解，杆断井数由08年的92井次下降为2013年的37井次。 1.杆柱优化组合
从对XN区油杆强度校合的结果来看，该区块油井投产使用的φ19mm+φ16mm两级杆柱组合方式不能满足油杆柱工作中的强度要求。因此对杆柱的重新优化组合是解决XN区块油杆断裂问题的主要措施。
①、油杆局部更换及小套管井治理
对XN区2001年产建41/2套管井，井口为Φ60.3油管：一种是使用Φ19+Φ16两级组合，每口井配套10根Φ73油管应用；一种是对频繁断裂井全井段更换为φ19mmHL级高强度抽抽油杆，更换后检泵周期由180天延长至236天。
②、杆柱优化组合
近年来杆柱优化工作主要是将一级组合φ19mm普通钢或φ19mm+φ16mm组合调整为φ22mm+φ19mm+φ16mm或φ19mm+φ16mm间比例调整或一级组合φ19mmHL级高强度抽油杆，同时减少φ16mm抽油杆的用量。全区从2011年至今杆柱优化组合38口，其中一级组合调整为二级组合1口，二级向三级优化17口，二级间提升杆柱强度6口，多级组合调整杆柱比例14口。
2.使用KD级标准光杆
光杆部位的断裂问题在XN区块表现尤为突出，因此解决光杆部位的断裂问题，在一定程度上可以缓解该区块的杆柱故障问题。安塞油田XN区从2000年开始试验KD级标准光杆，主要针对部分光杆高频率断裂的油井，在延长油井免修期方面起到明显作用，光杆寿命由60天延长到300天，经济效益显著。
3.井下扶正防磨完善
从XN区油井作业现场的抽查情况来看，目前该区块部分老井扶正块脱落，造成斜井段扶正防磨措施不完善的情况比较严重，2013年有计划的安排了31口井的扶正防磨措施完善，完善手段是对偏磨较严重5口井将光油杆更换为铸塑抽油杆1231米；对斜井段铸塑抽油杆配合使用扶正器。
4.地面参数调整
合理的工作参数不但能够节能降耗，还能减轻设备负荷，减缓设备磨损，能够合理的利用地层能量，为区块稳产提供保障。针对产液能力低，抽汲参数偏大井，调小抽汲参数或采取间开制度，协调供排矛盾，抑制液击冲击力对抽油杆的损害。针对产液能力低，抽汲参数偏大井，2013年调小抽汲参数38口，更换低转速电机46口，智能间开30口，协调供排矛盾，抑制液击冲击力对抽油杆的损害，优化后生产动态基本平稳，泵效提高由2011年的34%上升到2013年底的42%，上升了8个百分点。
5.清防蜡措施应用
通过清防蜡措施，减少对抽油杆的载荷影响，目前油井清防蜡的主要措施是油井周期性热洗和井口加CX-2清蜡剂及配套下入清防蜡工具，2013年累计实施油井热洗121井次，油井加药250井次，08年至今老井共配套防蜡器49套，使用防蜡工具效果：
从防蜡工具的效果看，声波降粘防蜡器效果较好。使用防蜡工具后，全区检泵周期得到延长，由原来的523天延长至2013年底的613天。
五、认识及建议
（一）、抽油杆断裂治理应考虑结合以下方法进行综合治理：
1.指定现场监督，加强各级监督间联系，及时发现问题及时治理，提高修井作业质量；
2.提高每个技术人员的责任心，加强资料的利用率，对每口井存在问题随修井一次性治理；
3.通过单井杆柱强度校合和分析检泵综合记录，判断原井杆柱组合是否合理，在随后的修井过程中进行治理；
4.配套KD级标准光杆，减少光杆断裂对全区免修期的影响；
5.对斜井段铸塑抽油杆配合使用扶正器，对偏磨严重断的光抽油杆，更换为铸塑抽油杆；
6.寻找每口油井的合理工作参数，油井工作参数越大，越易发生断裂；
7.对结蜡油井，定期安排热洗、加药，并对部分严重者配套下入防蜡工具。
（二）、通过对XN区油井杆断现场治理效果分析，对下步杆断治理有以下几点建议：
1.加大标准光杆的规模应用，并尝试适当增大光杆的规格，在一定程度上解决光杆断裂的问题。
2.研究扶正块完好程度的检测手段，解决现场扶正块脱落后造成返工上修和防磨措施不完善的问题。
3.对抽油井系统进行优化设计，通过预测油井的产能动态，考虑一定的工作年限，合理确定下泵深度；从经济和技术方面进行综合论证，在降低冲次、改变抽油杆组合或采用整井更换抽油杆和改变泵径等方面，选出确实可行的方案。
4.使用过程中加强生产技术管理，建立抽油杆使用档案，提高油井诊断的实施率，修井时合理倒换抽油杆在井筒中的位置。
参考文献：
[1] 采油一厂《安塞油田九七年抽油杆断裂原因调查》[J] 第一采油厂，1997，18（14）.
[2] 万仁薄.《采油技术手册》第四分册[J] 石油工业出版社，1993，206（6）.
[3] 张琪.《采油工程原理与设计》[J] 石油大学出版社，2003，189（5）.
[4] 长庆石油勘探局第一采油厂.《第三界科技大会论文选编》[M]
[5] 长庆油田公司第一采油厂.《2006年科技工作会报告论文集》[M]
[6] 何光明.《八里河油田北区抽油杆断裂应力分析与防治》[J]江汉石油大学学报，1996，18（2）.
[7] 蔡俊杰.《抽油杆断脱原因分析》[M]西南石油学院学报，2004，26（1）.