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摘 要：随着油田开发进入中后期高含水阶段，油井普遍存在着产液量高，产油低，含水高，负荷大的生产矛盾，抽油机井的生产参数逐渐加大，液面变化大，经常出现杆断、偏磨、烧泵的现象，检泵次数增加，因此认真分析造成检泵的原因和治理措施对提高抽油机井的生产管理水平和持续稳产具有重要意义。
关键词：检泵率 治理措施
葡北二断块所辖油田含油面积11.25km2，地质储量877.5×104t。共有采油井109口（开井94口，各种原因关井15口）。井网密度14.5口/Km2。注采井数比1：2.01。截止到2012年12月累计采油307.7617×104t，采出程度35.09%，采油速度0.527%。
一、抽油机井检泵情况
截止2012年12月底，该断块全年抽油机累计检泵27井次。检泵率为28.72%。保修期内作业8井次，返工率为22.2%。检泵周期491天。
二、抽油机井检泵原因分析
杆管问题是影响葡北二断块检泵率的主要原因，井数为16井次，比例为51.61%；工具问题是影响本年检泵率的第二大原因，井数由2011年的5井次上升到2012年的9井次，比例为29.03%，其中脱节器问题由2011年的2口井上升到2012年的3口井，同比上升3.89%。
1.工具问题
2012年因工具问题共检泵9口井，其中泵漏失6口，占因工具问题检泵的66.7%，单井平均检泵周期454.8天；脱节器坏3口，占33.3%。
1.1 泵漏失导致检泵的原因分析
通过对泵漏井的抽汲参数、作业前功图、沉没度和作业现场检查等情况进行统计分析：
一是参数大、含水高、长期磨损疲劳导致抽油泵漏失3口。葡77-82、葡128、葡75-93作业前平均冲程为2.7m，冲次为8次，含水升高后，泵筒内活塞由含水低时的优先油湿性变为水湿性，润滑程度降低，同时参数过大，加快了活塞的磨损速度，并且在油管内壁或抽油杆外壁容易发生结垢现象，杆柱上下活动过程中，垢片脱落，垫住泵的固定凡尔球或游动凡尔球，造成泵漏。
二是沉没度低、气影响导致抽油泵漏失。由于生产过程中地层供液能力降低，沉没度降低，泵内充满气体，出现抽空现象，活塞在工作筒内继续做往复运动，使泵活塞长期在无液量的情况下干磨，最终导致抽油泵完全失效。
三是管内結蜡、地层出砂导致抽油泵漏失1口。当油管内部长期结蜡、地层出砂严重时，抽油泵内的游动阀座或固定阀座被蜡、砂垫住或使凡尔球变形、出坑，使球、座间不能密封，导致抽油泵漏失
下一步治理措施：
1.1.1加大对产液量低、功图显示气影响井的分析力度，及时采取调参、间抽等措施，减少因供液不足、气影响造成泵漏失的井数。
1.1.2认真核实无泵效井的资料，结合现场资料和工况诊断，对有疑问的漏失井，先进行化清车洗井，对接近化清周期的井先进行清蜡，落实确为无泵效后方可上作业检泵。
1.1.3合理制定油井化清、热洗周期，预防油管内结蜡和地层出沙对泵体造成损伤。
1.2脱节器坏导致检泵的原因分析
脱节器问题检泵井主要影响因素是由于这部分油井泵径大、产量高、交变载荷大导致脱节器疲劳损坏检泵。因脱节器问题检泵井的平均泵径为70mm，单井产液量为58.84t/d，交变载荷大
2.杆管问题
杆管问题导致检泵的原因分析：从现场统计的数据来看，抽油杆断口和偏磨部位基本都在距抽油杆本体下部接箍70公分以内；断脱、偏磨深度主要集中在600m-900m之间；作业井冲次平均在7次以上。可见参数大、杆管疲劳是造成杆管断、漏、偏磨的主要原因。
2.1 生产参数过大
抽油杆在工作过程中，承受不对称循环载荷的作用，上部光杆承受的载荷包括：抽油杆柱的载荷，液柱载荷，抽油杆柱、油管柱和液柱的惯性载荷，抽油杆柱在运动中受的摩擦阻力，抽油管柱和油管柱的弹性引起的振动载荷，由液击引起的冲击载荷，由井斜变化、螺纹不同心、悬绳器摆动等因素造成的扭力等七方面的力。而抽油杆柱承受的载荷随深度有所变化，如抽油杆柱载荷越往下越小，加上下部抽油杆柱所承受的上顶力的作用，在中和点以下抽油杆柱由承受张应力变成压应力，迫使抽油杆弯曲，增大了扭力和摩擦力，使得下部抽油杆工作条件更加恶劣。因此，抽油杆柱承受的不是简单的不对称循环载荷，而实际上中和点以下的抽油杆承受的是不对称拉压循环载荷，加上抽油杆柱本身未加工面积达85%以上，不可避免地会有疲劳源存在，从而产生疲劳断裂。
由于负荷反复变化的冲击，疲劳破坏是抽油杆所有损坏形式的基本特点，疲劳破坏往往是由于弹性极限的交变压力造成的，弹性极限是不使金属产生永久变形的最大负荷。抽油杆因反复拉伸作用而产生裂纹，则属于应力疲劳破坏。
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，逐渐向径向方向扩展，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。
2.2抽油杆、管机械磨损
一般情况下，对于直井在生产过程中下冲程抽油杆底部受压弯曲程度较大。在下冲程时，抽油杆带着柱塞下行，固定阀关闭，排出阀打开，液柱作用在油管上，使油管伸直。而抽油杆柱承受在液柱中的重力P杆，杆柱与液体之间的摩擦力P磨，衬套与柱塞间的半干摩擦力P摩干，采出液体通过排出阀的液流阻力所产生的向上作用力P阀，由于P杆、P磨沿油杆柱均匀分布，对杆柱弯曲变形影响不大，引起杆柱发生纵向弯曲的载荷主要为P摩干、P阀， 下行时特别是在活塞游动凡尔打开前的瞬间，由于泵内液体及泵筒内壁对活塞的阻力，加之以上力的作用，导致使整个杆柱下部受压上部受拉，拉压之间存在一既不受拉又不受压的中和点，中和点以下，杆柱受压失稳弯曲，弯曲的杆柱与油管内壁接触，相对运动造成杆管磨损。
2.3 含水升高，杆管磨损加剧
当杆与管相接触发生滑动摩擦时，磨损速度与它们之间的润滑状态有关，而水的摩擦系数远远大于油的摩擦系数，另外含水升高，抽油杆下行时，会导致抽油杆的中和点下移，加剧抽油杆的弯曲程度。造成杆管偏磨
下一步治理措施
2.3.1合理优化机、杆、泵设计并保持合理沉没度。作业施工设计建议大泵径、长冲程、低冲次，并加大机采井液面跟踪力度，及时调整抽汲参数，降低抽油杆惯性载荷减少偏磨发生比例。
2.3.2建议采取防偏磨措施，例如增加扭卡式防偏磨环和防偏磨扶正短接的应用，保护抽油杆及接箍不被磨坏。
三、结论
1.通过对2012年作业井的检泵原因分析，造成葡北二断块检泵率偏高的主要原因是工具问题和杆管偏磨、断脱问题。
2.影响油井抽油杆断脱的因素是相当复杂的，而且在同一口油井往往伴随着多种因素的并存，互相参透，同时作用。但最主要还是抽油杆的疲劳破坏和机械磨损两个方面的原因。
3.对于降低检泵率要“以防杆断为重点，防治断脱相结合，采取综合措施，实施整体治理”的原则，具针对性的采取相应的治理措施，延长检泵周期，降低检泵率和返工率，才能有效的提高生产管理水平和完成各项生产指标。
参考文献
[1] 孙爱军，等.抽油杆管磨损问题的探讨及预防措施IJ1.钻采工艺， 2001.24（3）.
[2] 吕瑞典，孙三朵，郭会双.有杆抽油井检泵原因分析与预防措施的探讨.西南石油大学，2007.8.
关键词：检泵率 治理措施
葡北二断块所辖油田含油面积11.25km2，地质储量877.5×104t。共有采油井109口（开井94口，各种原因关井15口）。井网密度14.5口/Km2。注采井数比1：2.01。截止到2012年12月累计采油307.7617×104t，采出程度35.09%，采油速度0.527%。
一、抽油机井检泵情况
截止2012年12月底，该断块全年抽油机累计检泵27井次。检泵率为28.72%。保修期内作业8井次，返工率为22.2%。检泵周期491天。
二、抽油机井检泵原因分析
杆管问题是影响葡北二断块检泵率的主要原因，井数为16井次，比例为51.61%；工具问题是影响本年检泵率的第二大原因，井数由2011年的5井次上升到2012年的9井次，比例为29.03%，其中脱节器问题由2011年的2口井上升到2012年的3口井，同比上升3.89%。
1.工具问题
2012年因工具问题共检泵9口井，其中泵漏失6口，占因工具问题检泵的66.7%，单井平均检泵周期454.8天；脱节器坏3口，占33.3%。
1.1 泵漏失导致检泵的原因分析
通过对泵漏井的抽汲参数、作业前功图、沉没度和作业现场检查等情况进行统计分析：
一是参数大、含水高、长期磨损疲劳导致抽油泵漏失3口。葡77-82、葡128、葡75-93作业前平均冲程为2.7m，冲次为8次，含水升高后，泵筒内活塞由含水低时的优先油湿性变为水湿性，润滑程度降低，同时参数过大，加快了活塞的磨损速度，并且在油管内壁或抽油杆外壁容易发生结垢现象，杆柱上下活动过程中，垢片脱落，垫住泵的固定凡尔球或游动凡尔球，造成泵漏。
二是沉没度低、气影响导致抽油泵漏失。由于生产过程中地层供液能力降低，沉没度降低，泵内充满气体，出现抽空现象，活塞在工作筒内继续做往复运动，使泵活塞长期在无液量的情况下干磨，最终导致抽油泵完全失效。
三是管内結蜡、地层出砂导致抽油泵漏失1口。当油管内部长期结蜡、地层出砂严重时，抽油泵内的游动阀座或固定阀座被蜡、砂垫住或使凡尔球变形、出坑，使球、座间不能密封，导致抽油泵漏失
下一步治理措施：
1.1.1加大对产液量低、功图显示气影响井的分析力度，及时采取调参、间抽等措施，减少因供液不足、气影响造成泵漏失的井数。
1.1.2认真核实无泵效井的资料，结合现场资料和工况诊断，对有疑问的漏失井，先进行化清车洗井，对接近化清周期的井先进行清蜡，落实确为无泵效后方可上作业检泵。
1.1.3合理制定油井化清、热洗周期，预防油管内结蜡和地层出沙对泵体造成损伤。
1.2脱节器坏导致检泵的原因分析
脱节器问题检泵井主要影响因素是由于这部分油井泵径大、产量高、交变载荷大导致脱节器疲劳损坏检泵。因脱节器问题检泵井的平均泵径为70mm，单井产液量为58.84t/d，交变载荷大
2.杆管问题
杆管问题导致检泵的原因分析：从现场统计的数据来看，抽油杆断口和偏磨部位基本都在距抽油杆本体下部接箍70公分以内；断脱、偏磨深度主要集中在600m-900m之间；作业井冲次平均在7次以上。可见参数大、杆管疲劳是造成杆管断、漏、偏磨的主要原因。
2.1 生产参数过大
抽油杆在工作过程中，承受不对称循环载荷的作用，上部光杆承受的载荷包括：抽油杆柱的载荷，液柱载荷，抽油杆柱、油管柱和液柱的惯性载荷，抽油杆柱在运动中受的摩擦阻力，抽油管柱和油管柱的弹性引起的振动载荷，由液击引起的冲击载荷，由井斜变化、螺纹不同心、悬绳器摆动等因素造成的扭力等七方面的力。而抽油杆柱承受的载荷随深度有所变化，如抽油杆柱载荷越往下越小，加上下部抽油杆柱所承受的上顶力的作用，在中和点以下抽油杆柱由承受张应力变成压应力，迫使抽油杆弯曲，增大了扭力和摩擦力，使得下部抽油杆工作条件更加恶劣。因此，抽油杆柱承受的不是简单的不对称循环载荷，而实际上中和点以下的抽油杆承受的是不对称拉压循环载荷，加上抽油杆柱本身未加工面积达85%以上，不可避免地会有疲劳源存在，从而产生疲劳断裂。
由于负荷反复变化的冲击，疲劳破坏是抽油杆所有损坏形式的基本特点，疲劳破坏往往是由于弹性极限的交变压力造成的，弹性极限是不使金属产生永久变形的最大负荷。抽油杆因反复拉伸作用而产生裂纹，则属于应力疲劳破坏。
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，逐渐向径向方向扩展，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。
2.2抽油杆、管机械磨损
一般情况下，对于直井在生产过程中下冲程抽油杆底部受压弯曲程度较大。在下冲程时，抽油杆带着柱塞下行，固定阀关闭，排出阀打开，液柱作用在油管上，使油管伸直。而抽油杆柱承受在液柱中的重力P杆，杆柱与液体之间的摩擦力P磨，衬套与柱塞间的半干摩擦力P摩干，采出液体通过排出阀的液流阻力所产生的向上作用力P阀，由于P杆、P磨沿油杆柱均匀分布，对杆柱弯曲变形影响不大，引起杆柱发生纵向弯曲的载荷主要为P摩干、P阀， 下行时特别是在活塞游动凡尔打开前的瞬间，由于泵内液体及泵筒内壁对活塞的阻力，加之以上力的作用，导致使整个杆柱下部受压上部受拉，拉压之间存在一既不受拉又不受压的中和点，中和点以下，杆柱受压失稳弯曲，弯曲的杆柱与油管内壁接触，相对运动造成杆管磨损。
2.3 含水升高，杆管磨损加剧
当杆与管相接触发生滑动摩擦时，磨损速度与它们之间的润滑状态有关，而水的摩擦系数远远大于油的摩擦系数，另外含水升高，抽油杆下行时，会导致抽油杆的中和点下移，加剧抽油杆的弯曲程度。造成杆管偏磨
下一步治理措施
2.3.1合理优化机、杆、泵设计并保持合理沉没度。作业施工设计建议大泵径、长冲程、低冲次，并加大机采井液面跟踪力度，及时调整抽汲参数，降低抽油杆惯性载荷减少偏磨发生比例。
2.3.2建议采取防偏磨措施，例如增加扭卡式防偏磨环和防偏磨扶正短接的应用，保护抽油杆及接箍不被磨坏。
三、结论
1.通过对2012年作业井的检泵原因分析，造成葡北二断块检泵率偏高的主要原因是工具问题和杆管偏磨、断脱问题。
2.影响油井抽油杆断脱的因素是相当复杂的，而且在同一口油井往往伴随着多种因素的并存，互相参透，同时作用。但最主要还是抽油杆的疲劳破坏和机械磨损两个方面的原因。
3.对于降低检泵率要“以防杆断为重点，防治断脱相结合，采取综合措施，实施整体治理”的原则，具针对性的采取相应的治理措施，延长检泵周期，降低检泵率和返工率，才能有效的提高生产管理水平和完成各项生产指标。
参考文献
[1] 孙爱军，等.抽油杆管磨损问题的探讨及预防措施IJ1.钻采工艺， 2001.24（3）.
[2] 吕瑞典，孙三朵，郭会双.有杆抽油井检泵原因分析与预防措施的探讨.西南石油大学，2007.8.