抽油杆防断脱治理分析
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摘要：自1999年大规模开发浅油层以来，长庆油田采油一厂招安作业区已有12年的开采历史，由于已经进入油田开发中后期，油井井筒状况趋于复杂，抽油杆断脱频繁发生。本文主要通过对抽油杆断脱的因素进行分析，找出影响抽油杆断脱的主要原因，提出相应的治理措施，以降低抽油杆断脱几率。为下一步防止抽油杆断脱几率提供一定的参考。
关键词：抽油杆、断脱、治理
第1章 基本现状
招安作业区目前油井总数达到215口，实际开井165口，随着油田抽油杆老化、斜井偏磨、腐蚀等问题日益严重，使我区抽油杆断脱井次不断增加，不仅困扰着油井的正常生产，而且增加了采油成本。
通过对我区2008年7月-2009年5月11个月里抽油杆断脱情况的统计，全区11个月里因抽油杆断脱而造成的检泵作业达到47井次，占同一时期油井检泵作业158井次的29.75%。如表1-1
由上表可以看出：我区抽油杆断脱主要出现在招安、谭南两个区块，分别占到检泵总井次的36.78%和26.42%。
下面针对招安、谭南两个区块抽油杆断脱分析、治理汇报如下：
第2章 抽油杆断脱原因分析
造成抽油杆断脱的主要原因有：抽油杆疲劳破坏、扶正防不完善、抽汲参数偏大、抽油杆腐蚀严重等4个方面。
2.1抽油杆疲劳破坏
抽油杆疲劳断裂是在交变应力的作用下发生的断裂现象，根据API（美国石油协会）标准，普通抽油杆的抗疲劳强度必须符合修正的古德曼应力图的要求。以抽油机冲次6次/分钟来计算，抽油杆的最小疲劳寿命在3.17年左右。抽油杆在工作时随着上下冲程的交替，承受的载荷从小到大重复变化。疲劳破坏的抽油杆外观很特殊，其断面平滑，无缩径，与轴线垂直。疲劳裂纹开始产生于表面应力高度集中的部位，随着运行次数的增加，逐渐向直径方向扩展，承载面积逐渐缩小，应力随之逐渐增大，从而又促使裂纹扩展，当剩下的截面积小到不足以承载时，就会突然被拉断。
招安、谭南区块由于开发时间较早，大部分抽油杆都已经处于长时间服役，抽油杆断裂的主要类型就是疲劳断裂，以油井冲次为5～9次/min为例，抽油杆一年要承受的交变应力（3～5）×106次，开井时率按90％计算，则抽油杆柱的安全使用期为1.5～2.5年，招安、谭南区块08年7月-09年5月47井次断裂的抽油杆柱中，几乎都是使用了3年以上的，所以可以认为抽油杆的断裂多数是由于超过了安全使用期而造成的疲劳破坏。
2.2 扶正防磨不完善造成抽油杆偏磨断裂
招安、谭南区块油层中部（300m-500m）抽油杆多为φ19的D级杆，该部分抽油杆又多分布在斜井段。该部位的抽油杆以拉应力为主，但应力值较上部抽油杆为小。在扶正工艺完善的情况下，该部位抽油杆断裂几率要比上部抽油杆为小，从现场实际统计的数字结果也是如此。但在扶正工艺不完善的情况下，抽油杆在上下往复运动中会对油管产生径向挤压力，从而导致抽油杆发生偏磨、杆径缩小，抽油杆的强度降低，进而造成油杆断裂发生。
如图所示：在扶正工艺不完善的情况下
中部抽油杆在斜井段，除受上部拉应力、抽油杆自身重力以外，还会产生对油管的径向挤压力Fy。
根据08年7月-09年5月修井结果显示由于部分油井扶正块缺失、扶正防磨不完善，导致油杆偏磨严重，造成抽油杆脱扣、断裂33井次。占断脱总井次47中的70.21%，可见偏磨是抽油杆断脱的主要因素。
在我区215口油井中，共有斜井191，采取过扶正防磨措施井112口，仍有79口井未采取扶正防磨措施，缺失扶正器达790个。
2.3 抽汲参数偏大导致抽油杆断裂
我区目前平均日产液5.34m3，用大泵径，快冲次抽汲，造成动液面偏低，泵筒充不满，很容易产生液击现象，使得抽油杆负荷加重，导致抽油杆断裂。
由于参数偏大造成抽油杆断脱井数23口，占断裂井数47口的48.94%。
表2-1 招安、谭南区块平均工作参数统计表
目前这两个区块的泵径偏大井（泵径38mm）共22口，占总井数（121口）的18.2％；冲次偏大井（冲次大于8次/分钟）34口，占总井数的28.1％。这两个区块目前平均日产液6.03方,日产油0.60吨,含水85.5%,泵效为47%。
油井供液不足，根据冲量定理，活塞下行时与泵内液体产生的冲击力，方向向上，其大小可表示为：
式中：
F=m（v2-v1）/Δt=Hπρ（v2-v1）R2／Δt
F――活塞与液面之间产生的冲击力，N；
H――泵深，m；
ρ――混合液密度，kg/m3；
R――泵半径，m；
v1――活塞撞击液体之前的速度，m/s；
v2――活塞撞击液体之后的速度，m/s；
Δt――作用时间，s。
从上式可以看出：
（1）、冲击力的大小与泵半径的平方成正比。泵径越大，冲击力越大；
(2)、同一泵径，冲程越大（v2-v1变大），抽油杆所受动量越大，相应的瞬间作用在活塞及抽油杆上的冲击力F越大，抽油杆越容易产生弯曲。
(3)、同一冲程，冲次越大（作用时间Δt越小），抽油杆所受动量越大，瞬间作用在抽油杆上的时间t越小，作用在抽油杆上的冲击力F越大。
(4)、同一冲次，冲程越大（v2-v1变大），瞬间抽油杆所受动量越大，作用在抽油杆上的冲击力F越大。
2.4 抽油杆腐蚀严重，造成腐蚀断裂
招安、谭南区块的典型特征是油井含水较高，综合含水为85.5%，为产出水回注，且区块所采长2油层油井富含硫化氢气体，水中H2S含量较高，对抽油杆的腐蚀性很强。
含H2S的水对抽油杆的腐蚀破坏包括两个部分：
一是氢脆，电化学腐蚀产生的氢渗入抽油杆钢材内部，使材料韧性变差，引起微裂缝，使抽油杆变脆。
二是生成的硫化铁（FeS）应力腐蚀，在拉应力和残余应力作用下使抽油杆氢脆裂纹发展，致使抽油杆因腐蚀而破裂。
反应式为：
H2SH++HS-
HS-H++S2-
Fe2+++S2--FeS
如图2-2：抽油杆腐蚀照片
根据08年7月-09-年5月修井结果显示，招安、谭南因抽油杆腐蚀而断裂的有9井次，占断脱总井次46口的19.57%，可见抽油杆腐蚀是招安区块抽油杆断脱频繁的另一重要因素。
第3章 治理措施及效果分析
针对近年来抽油杆断脱日趋严重，采取了更换抽油杆及抽油杆接箍、完善扶正防磨工艺、优化抽汲参数、防腐治理等相应措施，有效的控制了抽油杆断脱频率，延长了油井检泵周期。
3.1 更换抽油杆或抽油杆接箍效果分析
对腐蚀、偏磨严重的抽油杆采取了更换抽油杆措施，避免抽油杆断裂；对偏磨较严重抽油杆接箍采取了更换抽油杆接箍措施，辟免抽油杆脱扣，确保了修井的有效率，防止抽油杆断脱效果明显。
2009年1-5月共更换?73mm油管437根，其中因油管偏磨、腐蚀更换232根，占总更换量53.1%、共更换?19mm抽油杆289根，因油杆偏磨、腐蚀更换179根，占总更换量61.94%、共更换接箍95个。
3.2 完善扶正防磨工艺
为防止油杆偏磨，2009年以来我区加大了扶正防磨调整。根据油井井斜数据，结合现场实际，在检泵过程中，在井斜大、油杆偏磨严重部位安装滚轮扶正器。2009年1-5月完善5井次，下入扶正器36个，更换注塑抽油杆352m。
表3-1招安作业区2009年1-5月扶正完善统计表
通过完善扶正防磨工艺，进一步降低了因抽油杆偏磨而造成的油井小修作业，有效降低了油井断脱频率，节约了小修成本，提高了经济效益。
3.3 优化抽汲参数
根据2006年调参统计，油井调参后平均日产液上升0.17m3，日产油、含水基本稳定，泵效平均上升了9个百分点，效果良好。不断提高了抽油泵效，也实现了油井长期高效开发。
表3-2 2006年招安、谭南生产参数优化情况统计表
3.4 油井防腐治理
针对油井腐蚀严重现象，自2007年3月份开始对谭南区块招04井区投加抗硫缓蚀剂以来，有效解决了因H2S腐蚀造成的抽油杆断裂频繁的问题。后对加药量由25L/月优化为16L/月，提高药品的有效利用，节约成本。
通过对招04井区坚持抗硫缓释剂的投加，招04井区抽油杆因H2S腐蚀问题得到了很大的改善。抽油杆断脱由2007年1-4月的4井次下降到08年同一时期的0井次，09年同一时期也未出现抽油杆断脱现象。