如何降低油井检泵率

　　摘要：结合油井检泵作业情况，探讨如何做好油井检泵工作及油井日常管理工作，分析研究油井检泵原因，并根据不同原因制定相应的预防、治理措施，以达到降低油井检泵率、提高油井管理水平、节约生产成本的目的。

　　关键词：效益 成本 检泵原因 措施 检泵率

　　Abstract: combining the oil well pump overhaul operation conditions, the author discusses how well the oil well pump overhaul work and oil well daily management, analyzed the reason oil well pump overhaul, and according to the different reasons make corresponding prevention and control measures to reduce the oil well pump overhaul rate and improve well management level, and save the purpose of the production cost.

　　Keywords: benefit cost pump overhaul reason measures pump overhaul rate

　　中图分类号：TE38 文献标识码：A 文章编号：

　　油井检泵率的高低是衡量采油工程工作水平的一个重要指标，也是采油工程工作中控制成本的一个有效途径。结合实际，对如何降低油井检泵率进行探讨。

　　一、油井检泵原因及措施

　　2010年，某队油井总数为105口，检泵作业共计24井次，检泵率为22.85%。检泵原因分类：上凡尔罩断井6井次;活塞磨损井9井次;固定凡尔漏井2井次;卡泵井1井次;管漏井3井次;抽油杆断井3井次;平均检泵周期为1032天。

　　1.1泵问题井原因分析及治理

　　从泵问题的具体原因分布来看：活塞磨损有9井次，上凡尔罩断有6井次，两项加在一起所占比例为83.3%，统计表明，泵问题井主要集中在活塞和上凡尔罩部分。

　　(1)活塞磨损。检泵周期较长，属于正常磨损。抽油杆柱下端集中轴向力随冲次、冲程的增加而增加，杆管偏磨临界轴向力随冲次、冲程的增加而下降，抽汲参数越大，杆管越容易发生偏磨。单井产液量较低、含水较高，待作业时间较长，热洗不彻底，容易结蜡，导致偏磨，如某井日产液9t，含水91.1%，待作业时间长达824天，现场检查情况发现该井油管内壁和抽油杆外壁结蜡较多，偏磨严重，检泵结果为活塞衬套磨损。

　　(2)上凡尔罩断。检泵周期长，属于正常检泵。凡尔罩充当了抽油杆柱与泵活塞的“连接点”，是包括活塞在内的整个杆体中最薄弱的环节，是惯性交变载荷产生弯曲应力最为集中的部分，上游动凡尔球在抽油泵抽汲和洗井过程中不断撞击阀罩，使阀罩钢体逐渐变薄造成断裂。某井检泵周期1403天，检泵发现活塞上凡尔罩断，活塞磨损。上凡尔罩质量存在问题，耐磨性差，抗拉强度低，从而导致断裂。某井检泵周期410天，检泵周期较短，检泵发现上凡尔罩断。

　　(3)卡泵。泵质量存在一定问题，活塞与泵筒间隙过小，造成活塞运行阻力增大，导致卡泵。某井检泵周期560天，检泵周期较短，检泵结果为活塞卡在泵筒内，活塞磨损。

　　(4)治理措施。2010年共调小冲次23井次，调小参数时优选调小冲次，以减少活塞磨损，延长检泵周期。加强抽油机井的热洗管理，摸索合理的热洗周期，保证抽油机井的热洗质量，如果条件允许，对长期待作业井用高压热洗车加密热洗。加大长柱塞防砂泵、大流道泵的应用力度，到目前分别应用了2井次，保证和增加了柱塞与泵筒之间的间隙，在一定程度上减缓抽油泵的磨损。在检泵过程中有针对性的选择应用总机厂生产的超强度闭式阀罩抽油泵，以加强凡尔罩处的机械强度，避免上凡尔球撞击阀罩，可以有效的预防上凡尔罩断井的发生。

　　1.2抽油杆断井原因及治理

　　抽油杆断检泵2井次，占检泵井数的12.5%，平均检泵周期857天。

　　(1)抽油杆磨断。扶正器失效窜位造成接箍磨断。井口为偏Ⅲ井口，油套不同心造成杆管偏磨。该井含水较高(95.1%)，流体介质性质发生改变，从油包水变成水包油，摩擦系数增大，抽油杆下行阻力增大，杆管之间润滑作用减少，造成杆管偏磨。该井属于长期泵况变差井，待作业时间较长(212天)，在洗井的过程中化蜡不彻底，杆管结蜡严重，导致杆柱下行阻力增大，流体在油管内流动的过流面积减少，单位长度抽油杆柱所受的液体摩擦力增加，单位长度抽油杆柱的轴向分布力与杆管偏磨的临界压力将降低，当杆管结蜡厚度增加到一定程度时，杆管偏磨临界轴向压力随油井结蜡厚度的增加会显著降低，造成杆管偏磨。

　　(2)治理措施。在检泵中加大扭卡式扶正器的应用力度，采取下扶正措施，强制限定扶正器的窜动区间，防止扶正器串位，及时更换偏磨杆管。采取清防蜡措施，减少结蜡对杆管偏磨的影响。合理匹配参数，保持合理的沉没度。加大油管锚的应用力度，锚定泵筒以上油管，以增加其稳定性，避免上冲程时泵上油管受压弯曲而使管杆磨损，同时减小振动的影响，从而减小杆管偏磨产生的几率。

　　(3)抽油杆拉断。由于抽油杆使用年限过长，疲劳损伤大。冲次快，交变载荷大。该井冲次为8r/min，最大载荷48.75kN，最小载荷14.94kN，抽汲次数过快，交变载荷大于30kN，增加了杆的疲劳度，导致杆断的发生。抽油杆在上行时加载伸长，在下行时卸栽收缩，这一伸一缩反复作用的结果，就造成金属疲劳，产生应力集中，使抽油杆断裂。

　　(4)治理措施。利用检泵时机，及时换杆，提高杆柱强度。从以往抽油杆拉断井情况来看，杆断部位多集中在靠近抽油杆接箍处，应增加这部分杆抗拉伸强度，防止其杆断。利用检泵时机，调整杆柱组合。本次检泵将某井22、19、22三级杆组合调整为22一级杆组合。参数匹配上尽量采用低冲次生产。由于抽油杆断是在交变应力作用下发生的疲劳损伤，当循环应力的最大应力值超过了抽油杆许用最大应力值时，经过一定的应力循环次数后，导致杆柱断裂。采用低冲次生产，降低了杆柱的交变载荷和循环次数，可以有效防止杆断的发生。

　　1.3油管漏井原因及治理

　　油管漏检泵3井次，占检泵井数的12.5%，平均检泵周期1630天，检泵周期很长。

　　(1)油管漏。偏磨导致将管磨漏。井口为偏Ⅲ井口，油套不同心，高含水在低沉没度条件下生产，加上待作业时间较长结蜡严重，造成杆管偏磨。油管使用年限过长，某井油管使用年限为13年，作业现场起出的油管已经变为浅绿色，腐蚀相当严重;管扣疲劳损伤，检查管杆情况发现第90-95根油管丝扣损坏，第92根油管下丝扣有豁口。高工作参数，某井冲次为9n/min，抽汲次数多。

　　(2)治理措施。利用好检泵时机，加大换杆管力度，尤其是使用年限较长的油管。某井全部换新油管;某井换入N80油管5根48.26m，Φ62mm油管6根57.24m。在参数匹配上，尽可能采用低冲次生产，降低抽汲次数，对于使用较长时间的油管可上下倒换使用。

　　二、油井检泵要把好“三关”

　　(1)检泵前把好报检关。发现泵况变差井，在第一时间内进行落实，亲自到现场进行核实。每一口上报检泵井，都必须认真反复核实，做到“四个对扣”，即产量、示功图、动液面三种资料的统一，并结合现场憋泵情况，落实到位，处理有效、核实准确后方可上报，最大限度地避免误报。

　　(2)检泵中把好监督关。做好油井检泵现场监督工作是提高作业质量，降低检泵率和综合返工率的一项重要技术管理手段。要严格把好井下作业施工质量关，返工井做到全过程现场监督，鉴别原因，明确责任;正常检泵井做到关键工序必盯现场，特别是起杆管、下杆管时必到现场，对杆管的刺洗质量严格把关，对发现表面有缺陷的杆管严禁下入;另外还要对现场出现的问题及时协调解决，对现场各监督环节做好记录。

　　(3)检泵后把好交井关。在量油、功图、流压达到正常后，到现场与作业队进行交井，发现问题要求作业队及时整改，坚持交井前必须憋泵且达到相关要求、确认泵况良好后方可交井。

　　三、强化油井日常管理工作，预防为主，最大限度延长油井检泵周期

　　(1)做好井下作业的现场跟踪工作。油井作业检泵时，坚持必到现场，了解、取得第一手资料，将上报前憋泵情况和上报作业原因与作业现场实际情况进行对比、分析、验证，进一步摸索不同泵况所反映出的现场憋泵特征，以增强自身的分析水平和判断能力，不断提高检泵井上报原因与实际检泵原因符合率。

　　(2)做好油井日常资料的录取管理工作。不定期抽查和定期普查相结合，确保取全取准油井各项资料，为准确分析提供可靠的依据。

　　(3)加强油井日常技术管理，合理匹配生产参数。一是做好地下参数匹配。确定合理的泵径、下泵深度、杆组合。二是做好地面参数匹配。在参数匹配上，尽量采用低冲次生产，降低循环次数，减小杆柱的交变载荷。针对大泵径，高冲次和沉没度较低的油井进行调小参数，保证其较合理的沉没度。

　　(4)加强油井的热洗质量管理。长期待作业井如条件允许应用高压热洗车加密洗井;严格执行热洗规程;按时录取电流，做好监控;热洗时一定保证温度、压力达到洗井要求;对于热洗不易洗好的井，到现场落实，摸索其热洗规律和提高其热洗质量的方法;加大蜡堵井的考核力度。

　　参考文献：

　　[1]陈涛平、胡靖邦主编.石油工程[M].石油工业出版社，2000.