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摘要：游梁式抽油机井在生产过程中，由于各种原因会造成躺井，给原油生产带来了许多负面影响。一方面造成油井开井时率降低，从而影响了油井产童，另一方面躺井高会造成原油生产成本的大幅增加。本文分类统计了正理庄采油管理区2015年抽油机井躺井情况，对抽油机井躺井原因进行了认真的分析研究，找出了抽油机井躺井的特点、规律，有针对性的制定了预防对策，取得了很好的实施效果。
关键词：抽油机井;躺井率;预防对策
1. 游梁式抽油机井躺井原因分析
对造成躺井高的主要原因杆管、出砂、地层能量差供液不足、抽油泵失效等原因进行了分析。
1.1 杆管组合不当
作业时新旧油管、抽油杆混用，同样规格管柱能够承受的应力强度不一样。长时间频繁使用，油管、抽油杆强度下降，发现和更换不及时。检测力度不够。目前只是对出现问题的油管和抽油杆进行检测，已经受到伤害的杆管重复下入井中使用。工艺设计现执行的管杆标准是以新管杆的应力强度去进行组合，而现场所使用的一般为旧管杆和修复管杆，应力强度无法达到新管杆标准。目前下井抽油杆90%上是∮22mm的一级组合。
1.2 动载疲劳
由于受惯性载荷与振动载荷的共同效应的影响，抽油杆柱在上或下冲程中所承受载荷始终是变化的，载荷变化的存在就会产生疲劳，我们称其为动载疲劳。以上分析可知冲次与杆柱运行速度越大则动载荷越大，动载疲劳就越大。
1.3 杆管偏磨
（1） 杆管使用时间长，在井下受交变载荷的影响，材质受到严重影响，性能严重下降，导致强度和韧度下降，造成管杆弯曲。
（2） 油稠粘度大，抽油杆下行时受阻力增大，致使抽油杆弯曲。為测定下行阻力，进行∮70mm双作用泵的模拟实验，根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力值（表2）。当原油粘度达到1000mPa.s，下行阻力产生突变，原油粘度越高，下行阻力越大。
（3） 封隔器在坐封时，作业时未严格按坐封吨位标准进行操作，致使坐封后管柱弯曲。
（4） 管柱伸缩，抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲，造成偏磨，抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。偏磨造成的油井工况失效主要表现为油管断裂、漏失，抽油杆断脱等。杆管偏磨包括受井深结构约束造成的偏磨以及采油工艺本身导致的失稳偏磨。
1.4 抽油泵失效
沉没泵的失效一是排出部分的柱塞与衬套的间隙漏失、游动阀与阀座间漏失超过允许范围;二是吸入部分的固定阀漏失超过一定界限。如果沉没泵排出能力大于泵端吸入量，会造成活塞的上端有一部分润滑程度降低，增大活塞与泵筒间的磨擦力;同时冲次越大相应也会增大泵体磨损程度。此外有关室内实验表明活塞与泵筒的磨损程度与含水的关系也非常大，含水越高，活塞与泵筒间的摩擦力越大。
1.5 抽油机井出砂
抽油机井由于出砂造成的躺井，这是因为目前已进入特高含水采油阶段，经过多年的注水开发，油层压力不再下降，油层中存在的游离砂，基本上己经排出，油井出砂已不严重，只有位于剩余油丰富、含水低的油砂体边部的油井较易出砂。
1.6 供液不足
有一部分油井，一是由于位于油砂体边部、断层附近，油层物性较差，导致油井供液差，二是由于是浊积扇沉积，渗透率较低，三是由于没有进行注采完善，长期开采地层能量没有得到补充，地层能量下降造成供液不足。由于供液不足，往往容易造成杆断脱、管漏、泵漏，成为躺井，检泵周期较短。
2. 降低游梁式抽油机井躺井率的对策
2.1 做好防偏磨措施
（1） 加强施工前的数据统计、设计审核与历次躺井原因分析，做到有的放矢对症下药，减少不必要的损失浪费，确保设计的精确性。
（2） 及时制定处在施工现场切实可行的油管、抽油杆现场检查、更换、少废的标准和制度，使作业大队在现场鉴定油管、抽油杆有标准可依。
（3） 严格按照设计及有关技术操作规程和相关技术要求进行施工。
（4） 加大修复油管、抽油杆设备等硬件设备的资金投入，特别是检测修复管杆的疲劳强度和应力强度的设备，加大下井杆管的检测力度，严禁不合格杆管下井。
（5） 加强施工过程中的采油与作业的相互联系与互相监督，对施工过程中发现的新问题及时沟通解决。
2.2 预防杆管偏磨
（1） 杆管使用时间长，在井下受交变载荷的影响，材质受到严重影响，性能严重下降，导致强度和韧度下降，造成管杆弯曲;
（2） 油稠粘度大，抽油杆下行时受阻力增大，致使抽油杆弯曲。为测定下行阻力，进行∮70mm双作用泵的模拟实验，根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力值。当原油粘度达到1000mPa.s，下行阻力产生突变，原油粘度越高，下行阻力越大。
（3） 封隔器在坐封时，作业时未严格按坐封吨位标准进行操作，致使坐封后管柱弯曲。 （4） 管柱伸缩，抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲，造成偏磨，抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。
2.3 减少冲次过快造成躺井
为减少冲次過快造成杆管断脱、管漏、泵漏导致的躺井，对油井的生产参数进行优化设计。冲次对油井的免修期影响非常大，但在油井产量一定的条件下，降低冲次，须泵径升级。采用泵径升级的方式又可导致另一问题：泵径升级增大液柱载荷，是否可能增大最大载荷与杆管循环不对称疲劳呢？对于这一问题我们应区别对待。
2.4 减少供液不足造成躺井
对于供液不足造成的躺井，我们采取观察动液面恢复情况，摸索出油井能量恢复规律，实施间开管理，制订出油井间开制度，这样可以提高油井的利用率和开井时率，增加了产量，同时也节约了电费和减少了躺井。
2.5 制定有效的防砂措施
对于解决出砂造成躺井，最主要的就是制定有效的防砂措施。从2018年封隔高压一次充填防砂技术推广应用以来，该技术得到了不断的改进和完善，已日近成熟。该技术己经替代了其它防砂技术，成为了我区防砂的主要技术，该技术能不仅有效的解决我区油井出砂问题，还使我区油井的防砂成功率和有效率都得到了很大提高。
3. 效果分析
通过对2017年以来的躺井分类统计和分析，找出了抽油机井躺井因素，并对躺井原因加以研究，有针对性地制定了预防对策，实施后见到了好的效果。到2017年底，正理庄管理区共计躺井112井次，与上年同期相比躺井减少了67井次，躺井率降低了0.9%。由于躺井减少，开井时率提高，累计增油1250吨，生产参数优化累计增油1560吨。
参考文献：
[1] 史晓贞等抽油机井躺井预警系统的研制与应用《断块油气田》2001第 2期
[2] 刘建刚杨建华.抽油机井管杆偏磨分析与防治技术《油田节能》2001第 4期
作者简介：
赵献刚（1973—），男，高级技师，从事油田开发技术工作。
关键词：抽油机井;躺井率;预防对策
1. 游梁式抽油机井躺井原因分析
对造成躺井高的主要原因杆管、出砂、地层能量差供液不足、抽油泵失效等原因进行了分析。
1.1 杆管组合不当
作业时新旧油管、抽油杆混用，同样规格管柱能够承受的应力强度不一样。长时间频繁使用，油管、抽油杆强度下降，发现和更换不及时。检测力度不够。目前只是对出现问题的油管和抽油杆进行检测，已经受到伤害的杆管重复下入井中使用。工艺设计现执行的管杆标准是以新管杆的应力强度去进行组合，而现场所使用的一般为旧管杆和修复管杆，应力强度无法达到新管杆标准。目前下井抽油杆90%上是∮22mm的一级组合。
1.2 动载疲劳
由于受惯性载荷与振动载荷的共同效应的影响，抽油杆柱在上或下冲程中所承受载荷始终是变化的，载荷变化的存在就会产生疲劳，我们称其为动载疲劳。以上分析可知冲次与杆柱运行速度越大则动载荷越大，动载疲劳就越大。
1.3 杆管偏磨
（1） 杆管使用时间长，在井下受交变载荷的影响，材质受到严重影响，性能严重下降，导致强度和韧度下降，造成管杆弯曲。
（2） 油稠粘度大，抽油杆下行时受阻力增大，致使抽油杆弯曲。為测定下行阻力，进行∮70mm双作用泵的模拟实验，根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力值（表2）。当原油粘度达到1000mPa.s，下行阻力产生突变，原油粘度越高，下行阻力越大。
（3） 封隔器在坐封时，作业时未严格按坐封吨位标准进行操作，致使坐封后管柱弯曲。
（4） 管柱伸缩，抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲，造成偏磨，抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。偏磨造成的油井工况失效主要表现为油管断裂、漏失，抽油杆断脱等。杆管偏磨包括受井深结构约束造成的偏磨以及采油工艺本身导致的失稳偏磨。
1.4 抽油泵失效
沉没泵的失效一是排出部分的柱塞与衬套的间隙漏失、游动阀与阀座间漏失超过允许范围;二是吸入部分的固定阀漏失超过一定界限。如果沉没泵排出能力大于泵端吸入量，会造成活塞的上端有一部分润滑程度降低，增大活塞与泵筒间的磨擦力;同时冲次越大相应也会增大泵体磨损程度。此外有关室内实验表明活塞与泵筒的磨损程度与含水的关系也非常大，含水越高，活塞与泵筒间的摩擦力越大。
1.5 抽油机井出砂
抽油机井由于出砂造成的躺井，这是因为目前已进入特高含水采油阶段，经过多年的注水开发，油层压力不再下降，油层中存在的游离砂，基本上己经排出，油井出砂已不严重，只有位于剩余油丰富、含水低的油砂体边部的油井较易出砂。
1.6 供液不足
有一部分油井，一是由于位于油砂体边部、断层附近，油层物性较差，导致油井供液差，二是由于是浊积扇沉积，渗透率较低，三是由于没有进行注采完善，长期开采地层能量没有得到补充，地层能量下降造成供液不足。由于供液不足，往往容易造成杆断脱、管漏、泵漏，成为躺井，检泵周期较短。
2. 降低游梁式抽油机井躺井率的对策
2.1 做好防偏磨措施
（1） 加强施工前的数据统计、设计审核与历次躺井原因分析，做到有的放矢对症下药，减少不必要的损失浪费，确保设计的精确性。
（2） 及时制定处在施工现场切实可行的油管、抽油杆现场检查、更换、少废的标准和制度，使作业大队在现场鉴定油管、抽油杆有标准可依。
（3） 严格按照设计及有关技术操作规程和相关技术要求进行施工。
（4） 加大修复油管、抽油杆设备等硬件设备的资金投入，特别是检测修复管杆的疲劳强度和应力强度的设备，加大下井杆管的检测力度，严禁不合格杆管下井。
（5） 加强施工过程中的采油与作业的相互联系与互相监督，对施工过程中发现的新问题及时沟通解决。
2.2 预防杆管偏磨
（1） 杆管使用时间长，在井下受交变载荷的影响，材质受到严重影响，性能严重下降，导致强度和韧度下降，造成管杆弯曲;
（2） 油稠粘度大，抽油杆下行时受阻力增大，致使抽油杆弯曲。为测定下行阻力，进行∮70mm双作用泵的模拟实验，根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力值。当原油粘度达到1000mPa.s，下行阻力产生突变，原油粘度越高，下行阻力越大。
（3） 封隔器在坐封时，作业时未严格按坐封吨位标准进行操作，致使坐封后管柱弯曲。 （4） 管柱伸缩，抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲，造成偏磨，抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。
2.3 减少冲次过快造成躺井
为减少冲次過快造成杆管断脱、管漏、泵漏导致的躺井，对油井的生产参数进行优化设计。冲次对油井的免修期影响非常大，但在油井产量一定的条件下，降低冲次，须泵径升级。采用泵径升级的方式又可导致另一问题：泵径升级增大液柱载荷，是否可能增大最大载荷与杆管循环不对称疲劳呢？对于这一问题我们应区别对待。
2.4 减少供液不足造成躺井
对于供液不足造成的躺井，我们采取观察动液面恢复情况，摸索出油井能量恢复规律，实施间开管理，制订出油井间开制度，这样可以提高油井的利用率和开井时率，增加了产量，同时也节约了电费和减少了躺井。
2.5 制定有效的防砂措施
对于解决出砂造成躺井，最主要的就是制定有效的防砂措施。从2018年封隔高压一次充填防砂技术推广应用以来，该技术得到了不断的改进和完善，已日近成熟。该技术己经替代了其它防砂技术，成为了我区防砂的主要技术，该技术能不仅有效的解决我区油井出砂问题，还使我区油井的防砂成功率和有效率都得到了很大提高。
3. 效果分析
通过对2017年以来的躺井分类统计和分析，找出了抽油机井躺井因素，并对躺井原因加以研究，有针对性地制定了预防对策，实施后见到了好的效果。到2017年底，正理庄管理区共计躺井112井次，与上年同期相比躺井减少了67井次，躺井率降低了0.9%。由于躺井减少，开井时率提高，累计增油1250吨，生产参数优化累计增油1560吨。
参考文献：
[1] 史晓贞等抽油机井躺井预警系统的研制与应用《断块油气田》2001第 2期
[2] 刘建刚杨建华.抽油机井管杆偏磨分析与防治技术《油田节能》2001第 4期
作者简介：
赵献刚（1973—），男，高级技师，从事油田开发技术工作。