油井检泵作业原因分析与治理对策研究

摘要：本文以辽河油田某区块油井检泵作业为研究对象，通过深入分析近年来检泵作业的现场数据，系统且全面地总结了检泵作业的主要原因，涵盖杆管偏磨、结蜡、腐蚀、泵况异常等。紧密结合生产实际情况，提出了一系列综合治理对策，包括优化抽汲参数、改进防偏磨技术、强化清防蜡措施等。现场应用实践表明，这些对策能够显著延长检泵周期，有效降低作业成本，对提高油田开发效益具有至关重要的参考价值。

关键词：油井检泵；杆管偏磨；结蜡治理；腐蚀防护；辽河油田

一、引言

辽河油田作为我国重要的稠油生产基地，在长期的开发过程中，随着开发时间的不断延长，油井检泵作业频次呈现出逐年增加的趋势。这一现象直接对生产时率与开发成本产生了负面影响。以某区块为例，2022年该区块累计实施检泵作业325井次，平均检泵周期仅为298天，与行业先进水平相比，存在着较为显著的差距。油井检泵作业频次的增加，不仅会导致生产时间的减少，还会使作业成本大幅上升，进而影响油田的整体开发效益。因此，深入分析检泵作业的成因，并提出针对性的治理措施，对于提高油田的生产效率、降低开发成本、保障油田的高效开发具有重要的现实意义，能够为油田的可持续发展提供有力的技术支撑。

二、检泵作业原因分析

2.1杆管偏磨问题

统计数据显示，因杆管偏磨导致的检泵在所有检泵原因中占比达42%，其主要表现为抽油杆接箍磨损以及油管偏磨漏失。造成杆管偏磨的原因较为复杂，主要包括以下几个方面：

井斜与狗腿度影响：当定向井井斜角大于30°时，杆管之间的接触应力会显著增加。这是因为井斜角的增大改变了抽油杆在井筒中的受力状态，使得抽油杆与油管之间的摩擦力增大，从而加速了杆管的磨损。相关研究表明，井斜角每增加5°，杆管接触应力约增加10%-15%。

抽汲参数不匹配：泵径与冲程的组合不合理会导致抽油杆下行阻力增大。例如，当泵径过大而冲程过小时，抽油杆在下行过程中需要克服更大的液体阻力，这会使抽油杆受到更大的拉力和弯曲力，增加了杆管偏磨的风险。

杆柱组合缺陷：普通抽油杆与加重杆的配比不当，尤其是加重杆比例不足20%时，偏磨风险会明显升高。加重杆的作用是增加抽油杆的重量，使抽油杆在下行过程中更加稳定，减少因惯性和摩擦力导致的弯曲和偏磨。若加重杆比例不足，抽油杆在运动过程中容易发生弯曲变形，与油管内壁产生摩擦，进而导致偏磨。

2.2结蜡与沉积物影响

在稠油井中，结蜡导致泵效下降的案例占比达28%。辽河油田原油含蜡量普遍在12%-18%之间，其析蜡温度在45-55℃，这一温度范围接近井筒生产温度。在这样的温度条件下，原油中的蜡质容易析出并附着在油管和抽油杆表面，形成结蜡现象。结蜡具有一定的规律：

在井深800-1200m段，结蜡速率可达0.8mm/月。这是因为该井段的温度和压力条件有利于蜡质的析出和沉积。随着井深的增加，温度逐渐降低，当温度降至析蜡温度以下时，蜡质开始析出并在油管和抽油杆表面沉积。

当清蜡周期缩短至60天时，泵效下降超过40%。这是因为结蜡会导致油管内径变小，抽油杆运动阻力增大，从而使泵的工作效率降低。同时，结蜡还会影响泵的密封性能，导致泵漏失增加，进一步降低泵效。

2.3腐蚀与结垢问题

腐蚀导致的杆断、管漏在检泵原因中占比15%，主要的腐蚀类型包括：

CO₂腐蚀：当CO₂分压大于0.05MPa时，腐蚀速率会显著加快，可达0.25mm/a。CO₂在水中会形成碳酸，碳酸会与金属发生化学反应，从而导致金属腐蚀。随着CO₂分压的增加，碳酸的浓度也会增加，进而加速腐蚀过程。

SRB微生物腐蚀：当产出水硫酸盐还原菌含量超过10^4个/mL时，局部点蚀风险会升高。SRB微生物能够在厌氧环境下将硫酸盐还原为硫化氢，硫化氢与金属反应生成硫化亚铁，硫化亚铁会破坏金属表面的保护膜，导致金属发生局部点蚀。

2.4泵况异常及其他因素

泵况异常及其他因素包括固定凡尔漏失（占比8%）、砂卡（占比5%）等。固定凡尔漏失主要是由于凡尔座与凡尔球之间的密封不严，导致液体在泵的吸入和排出过程中发生泄漏。砂卡则是由于地层出砂，砂粒进入泵内，卡住泵的活塞或凡尔，使泵无法正常工作。这些问题多与入井液清洁度、防砂措施失效有关。例如，入井液中含有较多的固体颗粒，会磨损泵的部件，降低泵的密封性能；防砂措施失效会导致地层砂大量涌入井筒，进而引发砂卡等问题。

三、治理对策研究

3.1杆管偏磨综合治理

优化杆柱设计：采用“倒装杆柱”，即上部使用H级高强度杆，下部配置旋转式扶正器。这种杆柱设计能够有效改善抽油杆的受力状态，减少杆管偏磨。上部的高强度杆可以承受更大的拉力，下部的旋转式扶正器能够使抽油杆在运动过程中保持居中，减少与油管的摩擦。现场应用表明，采用这种杆柱设计后，偏磨井比例下降了35%。

推广内衬油管技术：在狗腿度>5°/30m井段应用Ni-P镀层油管。Ni-P镀层油管具有良好的耐磨性和耐腐蚀性，其摩擦系数可降低至0.08以下。这使得抽油杆在油管内运动时更加顺畅，减少了因摩擦导致的偏磨。

3.2清防蜡技术优化

化学清蜡：研发复合型清蜡剂，该清蜡剂含有10%烷基苯磺酸盐+5%乙烯醋酸乙烯酯。这种复合型清蜡剂能够同时作用于蜡质的溶解和分散，其溶蜡速率提升至2.1g/min。烷基苯磺酸盐具有良好的表面活性，能够降低蜡质与油管表面的粘附力，乙烯醋酸乙烯酯则能够溶解蜡质，两者协同作用，提高了清蜡效果。

热力清蜡：推广电加热空心杆技术，通过电加热使空心杆内的液体温度升高，进而将热量传递到油管和抽油杆上，维持井筒温度高于析蜡点5℃以上。这样可以有效地防止蜡质的析出和沉积，保证油井的正常生产。

3.3腐蚀防护体系构建

材质升级：在CO₂分压>0.1MPa井中使用13Cr油管。13Cr油管具有良好的抗CO₂腐蚀性能，其腐蚀速率可控制在0.02mm/a以内。13Cr油管中的铬元素能够在金属表面形成一层致密的氧化膜，阻止CO₂和水与金属的接触，从而起到防腐的作用。

缓蚀剂加注：采用咪唑啉类缓蚀剂，浓度为150mg/L。咪唑啉类缓蚀剂能够在金属表面形成一层保护膜，阻止腐蚀介质与金属发生反应，缓蚀效率达92%。

阴极保护：安装牺牲阳极，如Al-Zn-In合金。牺牲阳极能够将自身的电子传递给被保护的金属，使被保护金属处于阴极状态，从而避免腐蚀。保护电位稳定在-0.85V～-1.05V（vs.CSE）。

3.4泵况异常预防措施

安装磁防垢器：在泵入口处设置永磁防垢装置。磁防垢器能够改变水中矿物质的结晶形态，使其不易在泵内和油管内沉积，从而减少垢质的形成。使用磁防垢器后，垢质沉积减少了70%。

改进沉砂工艺：应用旋流沉砂泵，该泵的沉砂效率>90%。旋流沉砂泵利用离心力将砂粒从液体中分离出来，使其沉淀在泵的底部，从而防止砂粒进入泵内，减少砂卡的发生。采用旋流沉砂泵后，砂卡井次下降了40%。

推广数字化诊断：基于示功图分析建立泵效评价模型。通过对示功图的采集和分析，可以实时监测泵的工作状态，判断泵是否存在异常。该模型的诊断准确率达88%。

四、现场应用效果

2023年在某作业区实施综合治理措施后，取得了显著的效果：平均检泵周期由298天延长至412天，延长了约38.3%。这表明综合治理措施有效地减少了油井检泵的频次，提高了油井的生产时率。年检泵井次减少116次，按照每次检泵作业费用约5万元计算，节约作业费用约580万元。这直接降低了油田的开发成本，提高了经济效益。泵效由38.2%提升至45.6%，累计增油1.2万吨。泵效的提高意味着油井的生产能力得到了提升，增加了原油产量，进一步提高了油田的开发效益。

五、结论

通过对辽河油田某区块油井检泵作业的深入研究，明确了杆管偏磨、结蜡、腐蚀是导致检泵频发的主控因素。这些因素相互影响，共同作用，导致油井的生产效率下降，检泵作业频次增加。提出的杆柱优化、清防蜡技术升级、腐蚀防护体系构建等综合治理措施，在现场应用中取得了显著的效果，能够显著延长检泵周期，降低作业成本，提高泵效，增加原油产量，对提高油田开发效益具有重要的作用。

参考文献

[1]何伟.影响油井检泵周期的原因分析及对策[J].化工设计通讯，2017，43（11）：261，276.