中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采油厂 宁夏银川 750006
摘要：随着石油开采技术不断提高，探明储层及生产层位也不断加深，许多油田开采油井泵深已超过2000米，属于超深井开采；但由于泵挂深度的不断加深，同时抽油杆断裂故障频繁发生，所以减少抽油杆断裂，才能有效延长检泵周期，提高原油生产的经济效益。
关键词：超深井；抽油杆；断裂；防断
一、断杆区块生产概况：
2014年起长庆油田采油三厂油房庄区块采油井生产过程中发生频繁断杆，并且有逐年上升趋势。
1.1井深概况：
区域内泵深集中在1800m一2000m，但由于近年来区域内动液面下降，供液能力变差，因此对泵挂进行优化加深至1900m一2200m，杆柱载荷增加，断脱问题突出。
1.2生产参数：
区域内开井834口，平均泵深2053m，冲次3.9次/min，单井日产液5.04m3，日产油1.51m3，
1.3腐蚀、结垢、结蜡情况：
区域内存在腐蚀现象采油井103口，较为严重的58口；区域内存在结垢现象采油井231口，较为严重的86口；区域内存在结蜡现象采油井347口，较为严重的118口，并且随着含水上升逐年增加。
1.4抽油杆使用状况：
区域内在用抽油杆中，D级约占总量的20%，HL级约占总量55%，HY级约占总量25%；
区域内在用抽油杆中，服役5年以内的约占58%，服役5年以上7年以内的约占28%服役7年以上约14%。
二、抽油杆断裂原因分析
2.1腐蚀断裂、偏磨断裂
2.1.1腐蚀断裂
（1）抽油杆在井筒内发生腐蚀，原油生产中地层水富含硫化物及硫酸盐还原菌含量较高，腐蚀性强，从而造成管杆腐蚀。尤其当抽油杆杆体表面的防腐层磨掉时，从而使得油杆腐蚀速度加快造成抽油杆断裂。最后导致抽油杆断裂。
（2）由于起下作业频繁，用管钳或液压钳上、卸抽油杆扣，在现场操作中都会在抽油杆和接箍表面留下刻痕、凹坑，从而导致抽油杆由于应力集中或迅速腐蚀而造成抽油杆断裂。
2.1.2偏磨断裂
（1）由于井斜的因素，油井井深超过600m～800m一般会出现扭曲现象；随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向斜井不断增多；地层蠕变造成套管变形，使井段出现弯曲变形。在生产过程中，油管和抽油杆接触产生摩擦，造成偏磨断裂。
（2）下行时的阻力因素，在日常生产过程中，随着泵径的增大、泵径间隙的减小以及液体粘度的增加，当抽油杆底部的弯曲载荷大于临界载荷时，必然造成抽油杆的弯曲变形，引起抽油杆的偏磨。
（3）振动成因，一是抽油杆承受交变载荷产生振动，一个行程振动6-8次；二是上行程时泵未完全充满所引起的液击振动。振动使抽油杆杆发生螺旋弯曲，在接头附近断裂，杆管相互磨损，造成的大部分断裂通常出现在泵上大约130米以内。
2.2疲劳断裂
2.2.1交变载荷下的疲劳断裂
油井在交变载荷的作用下，抽油杆产生了非对称的循环应力，当应力循环中的最大应力值超过抽油杆许用的最大值时，经过一定的应力循环次数后，首先在应力最集中的地方（偏磨、腐蚀处、抽油杆丝扣处、应力槽处或抽油杆上缺陷处）开始形成极细的裂纹，然后随着应力循环次数继续增加，裂纹逐渐扩展。当裂纹扩展到使抽油杆不能承受的载荷时，抽油杆就会突然断裂。
2.2.2拉伸频次下的疲劳断裂
当油井下泵深度一定，冲程、泵径不变的情况下，随着冲次增加，悬点最大载荷不断增大，最小载荷不断减小，造成杆柱所受应力差不断加大，造成杆柱疲劳损坏。所以冲次过大也会造成油杆疲劳断裂。
三、应采取的治理措施：
3.1加强现场监管
（1）加强对抽油杆的储放、保管、运输、吊装、起下井作业等全流程建立规范标准，保护好抽油杆的防腐涂层；
（2）对每口井断脱情况进行分析，核实断脱原因，找出主导因素，有针对性的开展治理；
（3）加强井下作业现场技术监督，对现场发现存在质量问题的抽油杆停用，防止带病入井；
（4）提升管理，跟踪落实，确保每口井治理对策落实到位；
3.2技术政策调整
3.2.1调整杆柱组合
针对杆柱组合不合理的进行优化：
（1）泵深≤1500m时，按照Ф22mm（55%）+Ф19mm（45%）；
（2）1500m≤泵深≤1800m时，按照Ф22mm（45%）+Ф19mm（40%）+Ф22mm（15%）；
（3）1800m≤泵深≤2000m时，按照Ф22mm（40%）+Ф19mm（48%）+Ф22mm（12%）；
（3）泵深≥2000m时，按照Ф25mm（10%）+Ф22mm（30%）+Ф19mm（50%）+Ф22mm（10%）；
3.2.2更换质量存在问题的抽油杆
提高抽油杆钢级，对容易出现断杆的井及时调整抽油杆的钢级，更换不合格油杆。
（1）对泵深超过1500m的油井，将上部300mD级抽油杆更换为HL级抽油杆；
（2）对泵深超过1800m的油井，将上部500mHL级抽油杆更换为HY级抽油杆；
（3）对泵深超过2000m的油井，将上部Ф22mm抽油杆更换为Ф22mm抽油杆；
（4）开展研究抽油杆检测技术，制定旧油杆检测、修复和判废标准，及时更换不合格油杆，严把下井油杆质量关。
3.2.3开展化学三防治理
针对井况复杂，结垢、结蜡、腐蚀严重的井开展化学三防治理，减少生产过程对油杆的损伤。
（1）对于结垢严重的油井，减少混采，防止不同层地层水发生相互干扰，并定期添加阻垢剂。
（2）对于结蜡严重的油井，在井内定期添加清蜡剂，同时管柱组配时添加强磁防蜡器、热洗阀，通过热洗及时清洁0-300m易结蜡井段的结蜡情况。
（3）对于腐蚀严重的油井，在井内定期添加缓蚀剂，减少油管杆被腐蚀的程度，定期开展预检泵作业，及时更换被腐蚀管杆，防止发生管杆落井事故。
3.2.4防磨治理
（1）针对偏磨严重的油井，在偏磨井段添加扶正器。
（2）使用新型防偏磨接箍，防止接箍偏磨造成断脱。
（3）更换多级防磨铸塑杆，将原来每杆3个铸塑防磨块提升成每杆5个铸塑防磨块。
3.2.5开展降载治理
（1）对泵效低、产量低的油井及时进行参数优化，在提升泵效的同时，降低抽油机悬点负荷，从而降低抽油杆负荷。
（2）地面参数优化，降低抽油机循环次数，延长抽油杆使用寿命。
（3）对于液量不足的油井实施间歇开抽，较少油杆振动疲劳，防止液量不足时油杆与油管干磨。
3.3效果和效益
结合以上抽油杆防断治理措施，我们对采油三厂油房庄二区开展为期三年（2017-2019年）的油井断杆防治，故障率由0.49井次/口降低至0.21井次/口，呈下降趋势。
3.3.1减少修井产生的费用
三年内因油杆断脱造成的检泵累计由476井次降低到327井次，按每井次作业费2.3万元计，仅此项就节约作业费342.7（149井次×2.3万元/井次）万元。
3.3.2减少耽误生产原油
按照单井平均每日生产原油量为1.5t，检泵作业平均占井时间为2天计算，多生产原油447（149井次×2天×1.5吨/天•井次）吨；每吨原油约合2000元，共计89.4万元。
3.3.3减少材料成本
三年内减少因腐蚀、偏磨、疲劳断裂造成的油杆更换数量2870根，约减少抽油杆材料成本83.10（277000米×3.0万元/千米）万元。
2017-2019年累计节约费用515.20万元，提高了原油生产的经济效益。
结论及建议
（1）交变载荷、高冲次、泵挂深是造成本区块油杆疲劳断裂的主要因素。
（2）油井含水上升，井下环境恶化．腐蚀、结垢、结蜡和管杆偏磨不断加剧，共同作用导致抽油杆断裂加剧。
（3）从工艺角度出发，合理的采油参数、合理的钢级组配能有效的防止油杆断裂。
（4）认真开展化学三防，能有效的减轻抽油杆腐蚀、结垢、结蜡，从而达到防止抽油杆的损坏和断裂。
参考文献：
[1] 王倩. 塔河油田油杆断裂原因分析及防治[Z].内蒙古石油化工，2013
[2] 董其宏，牛宗华.抽油杆断裂原因分析[J].内蒙古石油化工，2014
[3] 刘建国.刘军.抽油杆失效原因探明[J].油气地面工程，2006