论文部分内容阅读
摘要：针对目前抽油杆断的普遍现象，对杆断原因进行了详细的调查，找出了抽油杆偏磨断裂在目前油井高含水介质下的特点。在调查的基础上，分析了抽油杆下行阻力造成弯曲的原因，找出了抽油杆下行过程中所受的8种阻力。进一步论证了八种下行阻力，其合力大小与泵径、泵挂、原油物性、冲程、冲次、含水、含砂成正比的关系。分析了抽油杆下行阻力对抽油杆稳定性的影响。结合目前井筒管柱结构，从理论上分析了管柱结构、井身结构造成油管弯曲原因及对抽油杆偏磨的影响。总结评价了抽油杆不同偏磨因素对生产周期的影响，建立了管柱优化、杆柱优化、参数优化、工艺转向等防偏磨措施对偏磨井的治理思路。
关键词：抽油杆；断裂；分析；探讨
近年以来，抽油杆偏磨已经成为开发管理的深层次矛盾之一，成为制约油井正常生产的突出矛盾。采油厂抽油杆年更新率为13%左右。由于杆的质量较以前有所下降，加之历史欠帐严重，近年来抽油杆报废率呈逐年上升趋势。根据多年来实际使用情况来看，采油厂抽油杆更新率应保持在20%以上，按此测算，在不考虑历史欠帐的前提下，采油厂老井需要每年更换抽油杆42.8万米，约2040万元。目前实际年抽油杆更换率为13%左右，远不能满足需要，为维持油水井的正常生产，只能采取降低杆报废标准、实行分级分类使用的办法来延长杆的使用周期，但结果是因杆问题导致油井躺井比例居高不下，一直为50%左右，成为制约油井免修期延长和原油生产的瓶颈。
一、抽油杆偏磨断裂的特点
1、高含水介质下，抽油杆偏磨断裂显著增加。2、泵挂越深，抽油杆偏磨断裂比率增大。
3、抽油泵泵径增大，抽油杆偏磨断裂比率上升。4、高含水、深泵挂环境下，抽油杆偏磨断裂位置普遍上移。以往抽油杆偏磨断裂的位置主要分布在泵挂深度2/3处，而目前已经上移至泵上30-70%处，并且已经出现全井偏磨的现象。5、抽油杆偏磨断裂生产周期普遍较短。
二、抽油杆偏磨断裂原因分析
1、抽油杆下行阻力过大，引起中下部抽油杆弯曲变形，造成偏磨杆断裂。抽油杆下行时，抽油杆柱受的合力方向向下，对于下部抽油杆来说，同时也受方向向上的应力作用，包括惯性力、抽油杆柱所受摩擦力、衬套与柱塞间的摩擦力以及采出液经过游动凡尔的阻力等8种方向向上的作用力。（1）抽油机下冲程时，抽油杆柱在作变速运动，因而将产生抽油杆惯性力。泵挂越深，生产参数越大，特别是冲次越大，惯性力越大，对抽油杆稳定性的影响越大。（2）由于抽油杆柱作变速运动和交变载荷的作用，引起的抽油杆弹性振动形成的阻力：P振=（（E×f×Vmax）/a）×sin（（πn/30）×L杆/ E），在抽油杆材质一定的情况下，振动载荷主要与抽油井的冲程、冲次以及抽油杆的长度和直径成函数关系。（3）摩擦阻力的大小随抽油杆柱的下行速度而变化，摩擦力阻力的决定因素是抽油杆柱的运动速度和原油粘度。（4）抽油杆与油管的摩擦力P。抽油杆接近垂直状态时，通常不超过抽油杆柱重量的1.5%。以上四种力主要与泵挂、生产参数有关，泵挂越深、冲程、冲次越大，惯性力、振动载荷等四种力越大，由于该四种力都为均匀分布在抽油杆柱的，因此计算中下部抽油杆与液柱的摩擦力时，取抽油杆柱的1/2，即1/2 L泵挂；该类力对中下部抽油杆的的影响相对较小，因此不做详细介绍。（5）衬套与柱塞间的半干摩擦力P。目前采用Ⅱ级泵半径上间隙为0.04-0.065mm，在含砂介质下，砂粒混杂在柱塞与衬套之间，会使半干摩擦力显著增大。
（6）液体经过游动凡尔产生的阻力P。由于液流通过游动凡尔产生的压头损失将对柱塞产生的一定下行阻力；由于井筒混合液中有油、气、水三相介质，因此混合液密度不能简单的加权平均，由于混合液经过游动阀时并不是均匀相流，而是一股油，一股水的分相流，当油相经过时，对游动阀的阻力最大。（7）液柱应力对底部抽油杆的顶托力P。（8）柱塞下行因为“液击”造成的冲击载荷P。大泵采液强度过大或沉没压力过小，致使泵筒内井液充满程度不够而造成柱塞下行的“液击”现象，对柱塞造成一定的冲击载荷。Φ70mm泵一般沉没度小于250米，在理论排量大于100m3/d出现液击，液击载荷为3-4kN。半干摩擦力、油流阻力、顶托力、液击载荷等四种下行阻力都为集中力，是影响抽油杆稳定的主要作用力，其大小主要受泵径、泵挂、含水、原油物性的影响，很明显泵径越大，泵挂越深、四种下行阻力阻力越大；含水越高，井筒混合液密度越大，顶托力和过油阀阻力越大；原油运动粘度越大，流量系数越小，过油阀阻力越大。
2、下行阻力对抽油杆稳定性的影响。抽油井生产过程中，中下部抽油杆受到的下行阻力超过一定的许用弯曲载荷将会使中性点以下的抽油杆将会出现弯曲。许用弯曲载荷就是中下部不弯曲时抽油杆能够承受的最大阻力，与泵径、泵挂、杆管直径、级别有关，泵径增大、泵挂加深，许用弯曲载荷降低。实际上长度达1000m以上的抽油杆柱的稳定性是较差的，不大的阻力会使抽油杆柱弯曲变形。通过计算大部分抽油井的下行阻力均超过了许用弯曲载荷，这也是大多抽油井存在偏磨现象的主要原因。尤其是泵径越大、泵挂越深，偏磨更加严重。
3、中性点的计算。中性点以下的杆柱就会处于受压状态而弯曲变形，并且中性点处杆柱的比底部抽油杆更容易出现弯曲偏磨，这是偏磨断杆普遍靠上的主要原因。
4、泵上油管弯曲，造成的抽油杆偏磨断裂。（1）坐封的影响。封隔器坐封造成中性点上移至泵挂以上，致使抽油杆上行、下行时抽油杆节箍均与弯曲油管均发生偏磨最终造成杆断。（2）油管未锚定的影响。在没有锚定的抽油管柱，油管在每个冲程中，要承受液柱压力作用在柱塞上的载荷，上冲程时，液柱载荷转换到抽油杆上，液柱载荷突然消失，当交变载荷超过一定的限度后，油管收缩并因为弯曲效应而弯曲，造成抽油杆上行偏磨而断裂。一般Ф62mm油管超过20～24 kN的交变载荷就会弯曲。（3）井斜的影响。油井井身结构是油井杆管偏磨的不可避免因素。在直井中，由于在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口的同心度变差，因此形成自然井斜。从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，一般油井井深超过600～800 m，会出现扭曲现象。在斜井中，造斜点下的井身偏离井口中心。由于井身结构的影响，油管与抽油杆在井中产生弯曲，造成抽油杆与油管内壁发生接触，在上下冲程中产生摩擦，导致杆管偏磨。
三、抽油杆偏磨断裂治理措施
1、中下部抽油杆下行阻力过大造成偏磨的治理措施。主要使用抽油杆底部加重，避免中下部抽油杆受压。
2、油管弯曲引起偏磨的治理措施。
（1）合理设计管柱，预防坐封造成的偏磨。对坐封载荷超过65 kN的抽油井，原则上在管柱上使用油管锚、伸缩管防止坐封载荷超标造成油管弯曲；尽量采取打丢手简化管柱或增大泵与封隔器的距离的措施，避免坐封对泵上油管的影响。（2）采用油管锚定，避免油管蠕动造成的偏磨。主要应用液压油管锚定技术，避免油管蠕动弯曲。根据Ф62mm油管承受交变载荷20～24 kN的弯曲界限，应用Ф62mm油管Ф56mm泵泵挂超过1050米、Ф70mm泵超过800米以上必须锚定。（3）使用配套的防偏磨技术，延缓偏磨。对于斜井或已经采取了防偏磨措施但是仍然存在偏磨的井，使用新型抽油杆扶正器，以及配套使用抽油杆、抽油管旋转井口装置，定期进行旋转，可以变单向点式磨损变为均匀周向磨损，有效延缓偏磨，延长生产周期。（4）优化生产参数，降低偏磨频率。恢复地层压力、上提泵挂，合理优化抽油井的生产参数，对控制偏磨杆断井有着一定的作用。（5）对有偏磨现象的油井，作业过程中首先进行测井斜，根据井斜资料合理设计管柱结构。对偏磨较轻的，综合采用扶正防偏技术；对管杆偏磨严重的，采取无杆采油工艺，包括水动力螺杆泵技术和电潜泵采油工艺，受水质不达标的影响，推广电潜泵采油工艺，水动力螺杆泵主要用于偏磨、腐蚀均较严重的油井上。
四、结论
（1）中下部抽油杆下行阻力过大致使抽油杆柱下行弯曲，已经成为抽油杆偏磨的主要原因。高含水、深泵挂、大泵径、油稠等因素使偏磨加剧，生产周期缩短。（2）坐封、井斜以及未锚定的油管蠕动造成的油管弯曲也是造成抽油杆偏磨断裂的原因。（3） 一口油井可能有一种或多种偏磨原因，找准偏磨原因，制定抽油杆底部加重、油管锚定、控制座封等超前控制措施，现场应用的有防偏磨杆、防偏磨副、尼龙扶正器，辅以电潜泵、水动力螺杆泵等无杆采油工艺。应用尼龙扶正、管杆旋转、调整生产参数等配套治理措施才能达到防治偏磨腐蚀的最佳效果，以便取得良好的经济效益。
[参考文献]
[1]万仁博. 采油工程手册[M]. 北京：石油工业出版社，2000.8
关键词：抽油杆；断裂；分析；探讨
近年以来，抽油杆偏磨已经成为开发管理的深层次矛盾之一，成为制约油井正常生产的突出矛盾。采油厂抽油杆年更新率为13%左右。由于杆的质量较以前有所下降，加之历史欠帐严重，近年来抽油杆报废率呈逐年上升趋势。根据多年来实际使用情况来看，采油厂抽油杆更新率应保持在20%以上，按此测算，在不考虑历史欠帐的前提下，采油厂老井需要每年更换抽油杆42.8万米，约2040万元。目前实际年抽油杆更换率为13%左右，远不能满足需要，为维持油水井的正常生产，只能采取降低杆报废标准、实行分级分类使用的办法来延长杆的使用周期，但结果是因杆问题导致油井躺井比例居高不下，一直为50%左右，成为制约油井免修期延长和原油生产的瓶颈。
一、抽油杆偏磨断裂的特点
1、高含水介质下，抽油杆偏磨断裂显著增加。2、泵挂越深，抽油杆偏磨断裂比率增大。
3、抽油泵泵径增大，抽油杆偏磨断裂比率上升。4、高含水、深泵挂环境下，抽油杆偏磨断裂位置普遍上移。以往抽油杆偏磨断裂的位置主要分布在泵挂深度2/3处，而目前已经上移至泵上30-70%处，并且已经出现全井偏磨的现象。5、抽油杆偏磨断裂生产周期普遍较短。
二、抽油杆偏磨断裂原因分析
1、抽油杆下行阻力过大，引起中下部抽油杆弯曲变形，造成偏磨杆断裂。抽油杆下行时，抽油杆柱受的合力方向向下，对于下部抽油杆来说，同时也受方向向上的应力作用，包括惯性力、抽油杆柱所受摩擦力、衬套与柱塞间的摩擦力以及采出液经过游动凡尔的阻力等8种方向向上的作用力。（1）抽油机下冲程时，抽油杆柱在作变速运动，因而将产生抽油杆惯性力。泵挂越深，生产参数越大，特别是冲次越大，惯性力越大，对抽油杆稳定性的影响越大。（2）由于抽油杆柱作变速运动和交变载荷的作用，引起的抽油杆弹性振动形成的阻力：P振=（（E×f×Vmax）/a）×sin（（πn/30）×L杆/ E），在抽油杆材质一定的情况下，振动载荷主要与抽油井的冲程、冲次以及抽油杆的长度和直径成函数关系。（3）摩擦阻力的大小随抽油杆柱的下行速度而变化，摩擦力阻力的决定因素是抽油杆柱的运动速度和原油粘度。（4）抽油杆与油管的摩擦力P。抽油杆接近垂直状态时，通常不超过抽油杆柱重量的1.5%。以上四种力主要与泵挂、生产参数有关，泵挂越深、冲程、冲次越大，惯性力、振动载荷等四种力越大，由于该四种力都为均匀分布在抽油杆柱的，因此计算中下部抽油杆与液柱的摩擦力时，取抽油杆柱的1/2，即1/2 L泵挂；该类力对中下部抽油杆的的影响相对较小，因此不做详细介绍。（5）衬套与柱塞间的半干摩擦力P。目前采用Ⅱ级泵半径上间隙为0.04-0.065mm，在含砂介质下，砂粒混杂在柱塞与衬套之间，会使半干摩擦力显著增大。
（6）液体经过游动凡尔产生的阻力P。由于液流通过游动凡尔产生的压头损失将对柱塞产生的一定下行阻力；由于井筒混合液中有油、气、水三相介质，因此混合液密度不能简单的加权平均，由于混合液经过游动阀时并不是均匀相流，而是一股油，一股水的分相流，当油相经过时，对游动阀的阻力最大。（7）液柱应力对底部抽油杆的顶托力P。（8）柱塞下行因为“液击”造成的冲击载荷P。大泵采液强度过大或沉没压力过小，致使泵筒内井液充满程度不够而造成柱塞下行的“液击”现象，对柱塞造成一定的冲击载荷。Φ70mm泵一般沉没度小于250米，在理论排量大于100m3/d出现液击，液击载荷为3-4kN。半干摩擦力、油流阻力、顶托力、液击载荷等四种下行阻力都为集中力，是影响抽油杆稳定的主要作用力，其大小主要受泵径、泵挂、含水、原油物性的影响，很明显泵径越大，泵挂越深、四种下行阻力阻力越大；含水越高，井筒混合液密度越大，顶托力和过油阀阻力越大；原油运动粘度越大，流量系数越小，过油阀阻力越大。
2、下行阻力对抽油杆稳定性的影响。抽油井生产过程中，中下部抽油杆受到的下行阻力超过一定的许用弯曲载荷将会使中性点以下的抽油杆将会出现弯曲。许用弯曲载荷就是中下部不弯曲时抽油杆能够承受的最大阻力，与泵径、泵挂、杆管直径、级别有关，泵径增大、泵挂加深，许用弯曲载荷降低。实际上长度达1000m以上的抽油杆柱的稳定性是较差的，不大的阻力会使抽油杆柱弯曲变形。通过计算大部分抽油井的下行阻力均超过了许用弯曲载荷，这也是大多抽油井存在偏磨现象的主要原因。尤其是泵径越大、泵挂越深，偏磨更加严重。
3、中性点的计算。中性点以下的杆柱就会处于受压状态而弯曲变形，并且中性点处杆柱的比底部抽油杆更容易出现弯曲偏磨，这是偏磨断杆普遍靠上的主要原因。
4、泵上油管弯曲，造成的抽油杆偏磨断裂。（1）坐封的影响。封隔器坐封造成中性点上移至泵挂以上，致使抽油杆上行、下行时抽油杆节箍均与弯曲油管均发生偏磨最终造成杆断。（2）油管未锚定的影响。在没有锚定的抽油管柱，油管在每个冲程中，要承受液柱压力作用在柱塞上的载荷，上冲程时，液柱载荷转换到抽油杆上，液柱载荷突然消失，当交变载荷超过一定的限度后，油管收缩并因为弯曲效应而弯曲，造成抽油杆上行偏磨而断裂。一般Ф62mm油管超过20～24 kN的交变载荷就会弯曲。（3）井斜的影响。油井井身结构是油井杆管偏磨的不可避免因素。在直井中，由于在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口的同心度变差，因此形成自然井斜。从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，一般油井井深超过600～800 m，会出现扭曲现象。在斜井中，造斜点下的井身偏离井口中心。由于井身结构的影响，油管与抽油杆在井中产生弯曲，造成抽油杆与油管内壁发生接触，在上下冲程中产生摩擦，导致杆管偏磨。
三、抽油杆偏磨断裂治理措施
1、中下部抽油杆下行阻力过大造成偏磨的治理措施。主要使用抽油杆底部加重，避免中下部抽油杆受压。
2、油管弯曲引起偏磨的治理措施。
（1）合理设计管柱，预防坐封造成的偏磨。对坐封载荷超过65 kN的抽油井，原则上在管柱上使用油管锚、伸缩管防止坐封载荷超标造成油管弯曲；尽量采取打丢手简化管柱或增大泵与封隔器的距离的措施，避免坐封对泵上油管的影响。（2）采用油管锚定，避免油管蠕动造成的偏磨。主要应用液压油管锚定技术，避免油管蠕动弯曲。根据Ф62mm油管承受交变载荷20～24 kN的弯曲界限，应用Ф62mm油管Ф56mm泵泵挂超过1050米、Ф70mm泵超过800米以上必须锚定。（3）使用配套的防偏磨技术，延缓偏磨。对于斜井或已经采取了防偏磨措施但是仍然存在偏磨的井，使用新型抽油杆扶正器，以及配套使用抽油杆、抽油管旋转井口装置，定期进行旋转，可以变单向点式磨损变为均匀周向磨损，有效延缓偏磨，延长生产周期。（4）优化生产参数，降低偏磨频率。恢复地层压力、上提泵挂，合理优化抽油井的生产参数，对控制偏磨杆断井有着一定的作用。（5）对有偏磨现象的油井，作业过程中首先进行测井斜，根据井斜资料合理设计管柱结构。对偏磨较轻的，综合采用扶正防偏技术；对管杆偏磨严重的，采取无杆采油工艺，包括水动力螺杆泵技术和电潜泵采油工艺，受水质不达标的影响，推广电潜泵采油工艺，水动力螺杆泵主要用于偏磨、腐蚀均较严重的油井上。
四、结论
（1）中下部抽油杆下行阻力过大致使抽油杆柱下行弯曲，已经成为抽油杆偏磨的主要原因。高含水、深泵挂、大泵径、油稠等因素使偏磨加剧，生产周期缩短。（2）坐封、井斜以及未锚定的油管蠕动造成的油管弯曲也是造成抽油杆偏磨断裂的原因。（3） 一口油井可能有一种或多种偏磨原因，找准偏磨原因，制定抽油杆底部加重、油管锚定、控制座封等超前控制措施，现场应用的有防偏磨杆、防偏磨副、尼龙扶正器，辅以电潜泵、水动力螺杆泵等无杆采油工艺。应用尼龙扶正、管杆旋转、调整生产参数等配套治理措施才能达到防治偏磨腐蚀的最佳效果，以便取得良好的经济效益。
[参考文献]
[1]万仁博. 采油工程手册[M]. 北京：石油工业出版社，2000.8