抽油机井杆管断脱原因及技术对策
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[摘 要]随着油田抽油机井不断增多及开采时间的延长，油田开发目前处于高含水后期，抽油机井杆管偏磨井数不断增加，杆管断脱井次也随着增加，严重影响了原油生产及开发效益的提高。为适应 “低成本、高效益、可持续”发展的需要，本文针对抽油机井杆管断脱特点，从机理研究、杆柱设计、工况影响等方面对造成杆管断脱的原因进行了分析，结合现场实际情况，提出了杆管断脱综合治理技术思路，根据不同区块的技术特点实施不同的治理措施，使抽油机井杆管断脱逐年上升的趋势得到控制。
关键词杆管断脱 分析 技术对策 治理效果
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0106-01
1 抽油机井杆管断脱特点
2003-2007年某矿抽油机井共发生杆管断脱439井次，其中抽油杆断336井次，脱扣21井次；油管断77井次，脱扣5井次，杆管断与杆管脱的比例为14：1，说明断脱是以杆管断为主。通过77井次油管断裂类型分析，丝扣断34井次，本体断18井次，接箍与本体连接处断20井次，断裂位置不详5井次。对100井次抽油机井故障情况分析发现，抽油杆断裂规律不很明显：公扣下20-30cm之间断裂所占比例较大，有67井次，其它部位断裂33井次。
2 杆管断脱原因及机理分析
2.1 杆管脱扣主要原因
2.1.1 工作环境差影响作业质量
大庆油田位于寒冷地区，气候复杂多变，冬季作业由于丝扣粘附物结冰，导致作业质量变差；由于大庆地区风沙天气较多，作业时丝扣中吹进的砂子会造成上扣时偏扣或上不满；施工作业队伍在恶劣的环境下施工，不遵守操作规程，给杆管脱扣留下隐患。
2.1.2 抽油机井工况不佳
某矿有许多井存在油井供液不足的问题，杆管长期在液击状态下工作，产生严重震动，造成杆管松扣。直至脱扣。2004-2007年，通过对21口脱扣井的功图分析，发现有15口井的功图反映供液明显不足，甚至存在液击现象。
2.1.3 杆管质量不合格
杆管出厂后如果丝扣总长、丝扣距、齿高、锥度等参数不符合API标准，都会在可使用期限内发生脱扣。通过现场调研，杆管质量差是造成新下井杆、管脱扣的主要原因。
2.2 杆管断裂原因及机理分析
2.2.1 杆管超期服役现象严重
抽油杆在许用应力条件下，累计冲次范围为（3～5）×107次，杆的使用安全系数为1.5，某矿2007年抽油机井平均冲次为6.8次/min，由此计算，在理想工况条件下，杆的使用极限为5.1～8.6年。根据实践经验，抽油杆工作寿命一般为4.5年，而截至2007年12月，某矿抽油杆累计使用5年以上的油井378口，8年以上的油井179口。
某矿普遍使用普通油管，根据疲劳强度公式：
σ-1=（0.49士0.13）σb （1）
式中。σ-1― 油管钢材的抗疲劳强度，MPa；
σb― 油管钢材的抗拉强度， MPa。
取平式油管丝扣处钢体最小截面积计算，考虑安全系数为1.5、冲次7次/min、承受l00kN的交变载荷作用，处于理想工作状态时使用年限为7年左右，油管使用7年以上的油井在200口以上。
2.2.2 抽油机井工况恶劣，技术配套不完善
据统计，新杆管投入使用后，仅2年就发生了断裂。部分井新杆管的平均使用期限不到4年，完全没有达到杆管正常的使用期限。分析认为，杆管断裂的主要原因有以下几点：
（1）部分储层物性差，油井供液能力不足，气锁现象较为严重，使生产过程中杆管除承受液柱载荷、泵筒与柱塞间的摩擦载荷外，还受到液柱与柱塞的冲击载荷，这部分冲击载荷是静液柱载荷的2倍以上。冲击载荷的存在使得油管柱承受的交变应力大大增加，它对油管的破坏首先作用在应力最薄弱的丝扣处，这是油管丝扣断裂发生最多的根本原因。
（2）抽油杆的杆柱组合不合理。普通抽油杆的抗疲劳性能必须满足修正的古德曼图要求，但以往分析抽油杆质量时，只考虑杆的抗拉应力，忽略了杆的抗压应力。在实际工作中，上冲程时整个杆柱处于拉伸状态；下冲程时，由于杆体受到液体浮力、粘滞阻力、柱塞与泵筒间的摩擦力等阻力，处于压力与阻力应力中和点以下的抽油杆，在油管环空内产生螺旋弯曲。弯曲自底部产生，逐渐向上延伸，由于杆体韧性好，使应力自然过度，但到了杆的上部接近接箍处，韧性变差。形成应力集中，加速了杆的疲劳程度，这是现场抽油杆断裂部位集中在公扣以下20―30cm处的主要原因。笔者对部分井的计算应力与实测应力进行了对比，结果表明。计算值与实际值差距较大，尤其是φ19mm抽油杆，部分应力范围已超过100%，说明杆柱的组合极不合理。
（3）部分原油物性较差，含蜡高，清防蜡技术不配套。我矿清防蜡仍以热洗为主，化学法为辅，部分区块清防蜡方式选择不当，热洗周期不科学，造成清防蜡效果较差，杆柱载荷大，严重影响了杆管的正常使用寿命。
（4）工作制度不合理，造成杆管疲劳断脱。杆管的应力大小，直接受到冲程、冲次、泵径、泵深的影响。以往，某矿由于受产量压力的影响，几乎每口井处于极限开采状态，使得单井生产工作制度不合理，必然增加杆管疲劳断脱几率。
2.2.3 杆管修复、检测技术不过关，技术管理不完善
与标准化修复程序相比，目前抽油杆修复中探伤、校直、抛光、检测等关键工序还不够规范，在对修复后的油管检测中存在盲区。
在作业施工中更换的杆管有一部分是修复管杆，修复后的不同年限、不同级别的杆管共用到同一口井中，有些井用上时间不长就发现杆管断脱。
2.2.4 油井腐蚀严重，杆管选用针对性不强
2004-2007年，某矿有85口井因杆管断脱发生检泵及中小修作业292井次。现场调研发现，杆管均存在着不同程度的腐蚀。部分油管壁厚只有3～4mm，杆管丝扣处及油管内壁腐蚀、结垢十分严重，杆管本体及接箍上均有明显的腐蚀坑，部分油管已被腐蚀出漏洞，但实际工作中由于认识不到位，现场一直采用不耐腐蚀的常规杆管。产出液具有严重的腐蚀性，杆管选择不当是造成该断块杆管断脱频繁的重要原因。
3 杆管治理配套技术研究与应用
3.1 清防蜡配套技术
2007年对某矿采用的清防蜡工艺的适应性进行了评价，并依据各断块油井的生产特点，优选合理的清防蜡工艺。同时健全工作制度，规范工作程序，实现信息化管理，使清防蜡工作取得了较好效果，为减缓杆管断脱创造了必要的条件。
3.2 优化工作参数
针对工作制度不合理问题，2007年实施了参数优化调整工作，某矿本着长冲程、低冲次的原则，对杆管容易偏磨的井调参92井次，对于供液能力较强的油井.配套长冲程抽油机，共实施13口井。
3.3 杆管更换治理
2004年以来对189口井进行了全井杆管更换。 增大了更换杆管的力度。
3.4 引进配套工具
3.4.1 油管锚的应用
油管锚主要用于抽油机井管柱的井下锚定，以消除冲程损失，减少因管柱丝扣磨损引起的油管丝扣断裂，实现正常生产操作。2004年以来现场应用43口井，效果显著。
3.4.2 扶正器的应用
近几年来增大了扶正器使用力度，对频繁出来偏磨井全井加扶正器，所用的作业施工井泵上加扶正器60套。
3.4.3 N80油管的应用
N80油管应用解决了第一根管断问题，截止到目前已经应用70口井。
3.4.4 固体防蜡器的应用
应用固体防蜡器解决因结蜡引起杆管偏磨，从而了降低了杆磨断的机率。目前某矿有了8口井，效果明显。
4 结论与建议
（1）某矿抽油机井杆管断脱以断裂为主。造成杆管断脱的主要原因是由于抽油机井工况差、清防蜡技术不配套、偏磨等导致杆管正常生产周期缩短，杆管超期服役引起杆管疲劳断脱。
（2）应多采用全井扶正、下油管锚等新技术措施，减少杆管的老化，从而减小断脱几率。
（3）应通过杆管无损检测，逐步淘汰应力不达标、处于报废临界状态的杆管，同时应加强抽油机井综合管理，完善抽油机井杆、管柱设计技术，优化抽油机井工作参数。对于杆管腐蚀严重的区块，推广应用防腐杆管，延长其工作寿命。
（4）建立抽油机井杆管资料台帐，完善监控手段，实现跟踪管理。同时杆管设计技术引进折旧系数概念，抽油机选型技术引进修正系数概念，能够确保杆管使用应力与抽油机配套。
（5）对重点区块要进一步搞好杆管优化设计与现场实施工作.加强杆管管理，完善杆管修复工艺，推广应用无损检测技术。
（6）要继续进行抽油机井超期服役杆管的更换工作，进一步完善配套清防蜡工艺技术，提高油田整体开发水平。