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摘要：分析了压裂后抽油杆偏磨断脱的机理及原因。结果表明，抽油杆断脱是杆柱下行程时遇到的阻力达到一定值后，抽油杆柱产生屈曲造成的。通过采取优化工作制度、调整杆组合、释放法向力及管理综合技术措施，减少杆管偏磨，降低柱断比例，提高泵效，延长检泵周期。
关键词：抽油杆；原因；治理措施
中图分类号：TE933文献标识码： A
统计某厂2012年1-10月份维护性作业530井次，420口井，其中统计压裂后由于杆断上修的183井次，杆断占比例为34.5%。免修期为446d，因杆断大幅缩短了检泵周期。分析了造成杆断上修原因，对今后开展免修期工作，将起到指导的作用。
1抽油杆断脱机理
抽油杆断脱井都有偏磨段，杆管偏磨主要是抽油杆柱下行程时遇到的阻力达到一定值后，抽油杆柱产生屈曲造成的，抽油杆工作时的往复运动，在传递力的过程中承受着各种载荷，各种载荷对抽油杆的作用比较复杂，上冲程时，抽油杆由于提升液体重量，使抽油杆与油管间不会产生大的摩擦；而下冲程情况则不同，轴向力和法向力作用于抽油杆—柱塞系统。
2断脱原因
2.1应力幅值大
根据载荷与井深的关系曲线[1]可知，该井在上冲程时杆柱全部受拉力作用，由井口向下逐步减小，上冲程时最小拉力仅有3.65kN。该井下冲程时在1004m处压力达到4.2KN，中和点在945m左右。在其下部压力逐渐增大，在1350m处压力值是10kN，同时在1350m处，载荷差值较大，高于井口载荷变化值，此处的应力幅值是24N/ mm2，远高于抽油杆最上部的应力幅值11 N/mm2。使抽油杆在此处严重弯曲。
2.2偏磨
当下行阻力较小时，受压段长度不大，杆柱保持直线状态，中和点靠近下端。随着轴向压应力的增加，受压段长度不断增长，中和点随之上移，当达到一定值时，杆柱将失稳，由于油管的限制，杆柱弯曲与油管壁相接觸。抽油杆失稳临界长度和载荷，见表1。
表1抽油杆失稳临界长度和载荷表
杆径（mm） 16 19 22 22
1（m） 9.2 10.3 11.4 12.2
P（kN） 0.15 0.24 0.35 0.51
由表1可知，当压应力足够大时，可以使所有规格的杆柱失稳弯曲，若有液击产生时，更会加剧杆柱的多次弯曲。多级杆组合虽然上部载荷较小，但下部较小杆径的受压力增大，且稳定性较差。应用表明，泵上500m抽油杆偏磨，距离活塞越近，偏磨越严重，且偏磨间距减小。
2.3井身结构
（1）下部加与不加扶正器，在造斜段没有任何影响，但在抽油杆下部，加扶正器后偏磨段上移，上移后的偏磨段，井筒相对较直。说明此段抽油杆的偏磨是其在下行程中弯曲偏磨所致。
（2）在中和点下。高频杆断井统计表明，造斜段没有出现杆断，断点多发生在中和点以下，断点处井身结构较直，但在斜段上部且下行阻力增大，在其上部的杆柱因压应力增大而断。如：B井，断点在904m，证明杆断的本质是抽油杆在下行程中弯曲所致。
2.4冲数与杆断的关系
统计杆断井冲数高所占的比例较大，冲数过快，受改变运动方向的次数太多，说明随着交变载荷增加，加剧了抽油杆疲劳状态，动载荷增加，加大抽油杆的弯曲程度，增大了杆断的机率。冲次越快，下部受压杆越长，轴向压力越大。对A井进行了杆柱运行过程中受力状况测试[1]，测试结果显示，冲次越小，杆柱在上下死点处所受的交变载荷和惯性载荷就越小，振动也就越小；冲次越大，杆柱受压段越长（即受力的中和点上移）。所以在满足生产要求前提下，冲数尽可能小。
2.5泵径与杆断的关系
杆断井大泵所占比例较高，由于抽油泵柱塞偏磨，使柱塞与泵筒之间的摩擦力增大，导致抽油杆柱下行程阻力增大，引起杆管偏磨，偏磨到一定程度发生杆断的机率增大。一般来讲，泵径越大，油井的负荷越大，泵的柱塞与泵筒之间磨损加重，检泵周期缩短。抽油杆的负荷与冲数、泵径、泵挂成正比，尤其是泵径和冲数，随着工作制度的增，还会使载荷大幅增加，振动载荷明显加大，当超过抽油杆的许用应力，即造成抽油杆断。
2.6井况影响
（1）供液能力差。地质条件差是造成杆断的重要因素，A区块比B区块供液能力差，结垢井主要集中在A区块、有10口井在作业时发现有结垢现象，杆断井结垢的占总数的33.3%。而B区基本没有发现严重结垢、腐蚀现象。
（2）含水较高。含水在90%-100%的油井占50%以上。油井随着含水上升，杆、管由优先油湿变为水湿，产出水直接接触金属，失去原油的润湿作用，发生腐蚀现象，摩擦系数增加，杆管磨损加快，阻力增加；抽油杆表面产生斑痕，形成应力集中。某一点在交变载荷的作用下，应力集中造成杆断。
（3）蜡卡。结蜡使液体运行空间减小，结蜡点处抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，极易导致结蜡点上部的抽油杆柱产生屈曲，从而发生偏磨、杆断，即结蜡增大抽油杆上下行阻力，使局部受力不均，造成杆柱弯曲，杆、管偏磨，增大杆断几率。
2.7抽油机管理
调整抽油机平衡，使上下冲程时间基本相等，减小动载荷，减小杆管形变磨损。现在抽油机平衡率达到90%，但在杆断之前平衡率不到50%。
3治理及效果
3.1调整杆组合
降低抽油杆的中和点，采取下部加重的方法；增强下部杆的稳定性，采取增加下部杆的直径；增加下部杆的强度，换H级抽油杆。取得了较好的效果。C井在调整杆组合之前，杆断3次，每次间隔不到50d，且泵上700m偏磨；调后没有发生杆断，扶正器基本不偏磨，效果非常好。
3.2调整工作制度
（1）大冲程、小冲数、合理泵径。工作制度调整后，平均单井沉没度上升129m，最大载荷下降1.22kN，最小载荷上升2.45kN，证明抽油杆的受力状况可以通过调整工作制度来实现，进而达到提高检泵周期的目的。
（2）上提泵挂、或加尾管。根据油井连斜数据、动液面、泵挂深度，如果连斜数据显示其中下部井身结构不好，在条件（沉没度）允许的情况下，适当上提泵挂。或采取尾管加花管的泵下装置结构，既起到防止油管
（3）针对井况措施。（a）结蜡使液体运行空间减小，结蜡点处抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，导致结蜡点上部的抽油杆柱产生屈曲，从而发生杆断。摸索结蜡规律，制定合理洗井周期，严格执行，杜绝了结蜡井的发生。（b）结垢、腐蚀，由于井身结构和井况的双重影响，油杆上下冲程阻力均增大，导致油杆疲劳弯曲，短期内杆断。现在的做法是定期、定量加除垢剂。
3.3调平衡
对不平衡的井调平衡，使最大载荷减少，延长检泵周期。最大载荷由64.3kN下降了62.5kN，下降了1.8kN，最小载荷由26.9 kN下降为26.2kN，延长检泵周期约80d左右。
3.4下防脱器
由于井斜，抽油杆在工作时会产生螺旋扭矩，防脱器下入井内可有效的进行释放，同时起到减小振动载荷，防止抽油杆弯曲齐断。根据每口井的实际情况确定下放位置，主要依据断点深度、井斜角的变化，在杆柱的中、下部进行按装，取得了一定的效果。
4结束语
分析了抽油杆齐断所受的力主要是活塞上顶力和油杆下压力在某一区间集中造成的。即柱塞上顶力和油杆下压力致杆局部弯曲，抽油杆系统从失稳、弯曲、螺旋到自锁。其次是井身结构不合理，斜井出现纠斜段，且位置靠上影响较大。采取优化工作制度、调整杆组合、释放法向力及加强管理等综合技术措施，降低冲数，减小动载荷，是减少杆断较有效的方法。
参考文献：
[1]陈涛平，胡靖邦著.石油工程[M].北京：石油工业出版.2000.
关键词：抽油杆；原因；治理措施
中图分类号：TE933文献标识码： A
统计某厂2012年1-10月份维护性作业530井次，420口井，其中统计压裂后由于杆断上修的183井次，杆断占比例为34.5%。免修期为446d，因杆断大幅缩短了检泵周期。分析了造成杆断上修原因，对今后开展免修期工作，将起到指导的作用。
1抽油杆断脱机理
抽油杆断脱井都有偏磨段，杆管偏磨主要是抽油杆柱下行程时遇到的阻力达到一定值后，抽油杆柱产生屈曲造成的，抽油杆工作时的往复运动，在传递力的过程中承受着各种载荷，各种载荷对抽油杆的作用比较复杂，上冲程时，抽油杆由于提升液体重量，使抽油杆与油管间不会产生大的摩擦；而下冲程情况则不同，轴向力和法向力作用于抽油杆—柱塞系统。
2断脱原因
2.1应力幅值大
根据载荷与井深的关系曲线[1]可知，该井在上冲程时杆柱全部受拉力作用，由井口向下逐步减小，上冲程时最小拉力仅有3.65kN。该井下冲程时在1004m处压力达到4.2KN，中和点在945m左右。在其下部压力逐渐增大，在1350m处压力值是10kN，同时在1350m处，载荷差值较大，高于井口载荷变化值，此处的应力幅值是24N/ mm2，远高于抽油杆最上部的应力幅值11 N/mm2。使抽油杆在此处严重弯曲。
2.2偏磨
当下行阻力较小时，受压段长度不大，杆柱保持直线状态，中和点靠近下端。随着轴向压应力的增加，受压段长度不断增长，中和点随之上移，当达到一定值时，杆柱将失稳，由于油管的限制，杆柱弯曲与油管壁相接觸。抽油杆失稳临界长度和载荷，见表1。
表1抽油杆失稳临界长度和载荷表
杆径（mm） 16 19 22 22
1（m） 9.2 10.3 11.4 12.2
P（kN） 0.15 0.24 0.35 0.51
由表1可知，当压应力足够大时，可以使所有规格的杆柱失稳弯曲，若有液击产生时，更会加剧杆柱的多次弯曲。多级杆组合虽然上部载荷较小，但下部较小杆径的受压力增大，且稳定性较差。应用表明，泵上500m抽油杆偏磨，距离活塞越近，偏磨越严重，且偏磨间距减小。
2.3井身结构
（1）下部加与不加扶正器，在造斜段没有任何影响，但在抽油杆下部，加扶正器后偏磨段上移，上移后的偏磨段，井筒相对较直。说明此段抽油杆的偏磨是其在下行程中弯曲偏磨所致。
（2）在中和点下。高频杆断井统计表明，造斜段没有出现杆断，断点多发生在中和点以下，断点处井身结构较直，但在斜段上部且下行阻力增大，在其上部的杆柱因压应力增大而断。如：B井，断点在904m，证明杆断的本质是抽油杆在下行程中弯曲所致。
2.4冲数与杆断的关系
统计杆断井冲数高所占的比例较大，冲数过快，受改变运动方向的次数太多，说明随着交变载荷增加，加剧了抽油杆疲劳状态，动载荷增加，加大抽油杆的弯曲程度，增大了杆断的机率。冲次越快，下部受压杆越长，轴向压力越大。对A井进行了杆柱运行过程中受力状况测试[1]，测试结果显示，冲次越小，杆柱在上下死点处所受的交变载荷和惯性载荷就越小，振动也就越小；冲次越大，杆柱受压段越长（即受力的中和点上移）。所以在满足生产要求前提下，冲数尽可能小。
2.5泵径与杆断的关系
杆断井大泵所占比例较高，由于抽油泵柱塞偏磨，使柱塞与泵筒之间的摩擦力增大，导致抽油杆柱下行程阻力增大，引起杆管偏磨，偏磨到一定程度发生杆断的机率增大。一般来讲，泵径越大，油井的负荷越大，泵的柱塞与泵筒之间磨损加重，检泵周期缩短。抽油杆的负荷与冲数、泵径、泵挂成正比，尤其是泵径和冲数，随着工作制度的增，还会使载荷大幅增加，振动载荷明显加大，当超过抽油杆的许用应力，即造成抽油杆断。
2.6井况影响
（1）供液能力差。地质条件差是造成杆断的重要因素，A区块比B区块供液能力差，结垢井主要集中在A区块、有10口井在作业时发现有结垢现象，杆断井结垢的占总数的33.3%。而B区基本没有发现严重结垢、腐蚀现象。
（2）含水较高。含水在90%-100%的油井占50%以上。油井随着含水上升，杆、管由优先油湿变为水湿，产出水直接接触金属，失去原油的润湿作用，发生腐蚀现象，摩擦系数增加，杆管磨损加快，阻力增加；抽油杆表面产生斑痕，形成应力集中。某一点在交变载荷的作用下，应力集中造成杆断。
（3）蜡卡。结蜡使液体运行空间减小，结蜡点处抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，极易导致结蜡点上部的抽油杆柱产生屈曲，从而发生偏磨、杆断，即结蜡增大抽油杆上下行阻力，使局部受力不均，造成杆柱弯曲，杆、管偏磨，增大杆断几率。
2.7抽油机管理
调整抽油机平衡，使上下冲程时间基本相等，减小动载荷，减小杆管形变磨损。现在抽油机平衡率达到90%，但在杆断之前平衡率不到50%。
3治理及效果
3.1调整杆组合
降低抽油杆的中和点，采取下部加重的方法；增强下部杆的稳定性，采取增加下部杆的直径；增加下部杆的强度，换H级抽油杆。取得了较好的效果。C井在调整杆组合之前，杆断3次，每次间隔不到50d，且泵上700m偏磨；调后没有发生杆断，扶正器基本不偏磨，效果非常好。
3.2调整工作制度
（1）大冲程、小冲数、合理泵径。工作制度调整后，平均单井沉没度上升129m，最大载荷下降1.22kN，最小载荷上升2.45kN，证明抽油杆的受力状况可以通过调整工作制度来实现，进而达到提高检泵周期的目的。
（2）上提泵挂、或加尾管。根据油井连斜数据、动液面、泵挂深度，如果连斜数据显示其中下部井身结构不好，在条件（沉没度）允许的情况下，适当上提泵挂。或采取尾管加花管的泵下装置结构，既起到防止油管
（3）针对井况措施。（a）结蜡使液体运行空间减小，结蜡点处抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，导致结蜡点上部的抽油杆柱产生屈曲，从而发生杆断。摸索结蜡规律，制定合理洗井周期，严格执行，杜绝了结蜡井的发生。（b）结垢、腐蚀，由于井身结构和井况的双重影响，油杆上下冲程阻力均增大，导致油杆疲劳弯曲，短期内杆断。现在的做法是定期、定量加除垢剂。
3.3调平衡
对不平衡的井调平衡，使最大载荷减少，延长检泵周期。最大载荷由64.3kN下降了62.5kN，下降了1.8kN，最小载荷由26.9 kN下降为26.2kN，延长检泵周期约80d左右。
3.4下防脱器
由于井斜，抽油杆在工作时会产生螺旋扭矩，防脱器下入井内可有效的进行释放，同时起到减小振动载荷，防止抽油杆弯曲齐断。根据每口井的实际情况确定下放位置，主要依据断点深度、井斜角的变化，在杆柱的中、下部进行按装，取得了一定的效果。
4结束语
分析了抽油杆齐断所受的力主要是活塞上顶力和油杆下压力在某一区间集中造成的。即柱塞上顶力和油杆下压力致杆局部弯曲，抽油杆系统从失稳、弯曲、螺旋到自锁。其次是井身结构不合理，斜井出现纠斜段，且位置靠上影响较大。采取优化工作制度、调整杆组合、释放法向力及加强管理等综合技术措施，降低冲数，减小动载荷，是减少杆断较有效的方法。
参考文献：
[1]陈涛平，胡靖邦著.石油工程[M].北京：石油工业出版.2000.