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【摘要】长庆油田采油三厂所管辖的大部分油井为定向井，井眼轨迹复杂，同时各主力油田已进入中高含水期，产出水矿化度高，偏磨、腐蚀、结垢等各种原因造成抽油泵漏失。为此采取了一系列的完善和配套，取得了一定效果。
【关键词】 定向井 抽油泵 漏失治理
1 抽油泵漏失现状
长庆油田采油三厂所辖油田为低渗、特低渗油藏，主要采用丛式井组定向井开发，随着大部分老油田步入开发中后期，含水升高，同时新建区块大丛式井组的大量应用，导致井筒状况越来越复杂，腐蚀、结垢、供液不足、井斜等导致的抽油泵漏失问题越来越严重。
从表1可以看出，从2009年-2011年总检泵井次10953井次，其中泵故障4790井次，占总检泵的43.73%，泵故障中漏失检泵2916井次，占泵故障的60.88%，因此抽油泵漏失是影响检泵的最主要因素。
2 抽油泵漏失原因分析
抽油泵漏失主要分为泵漏（柱塞与泵筒配合间隙漏失）和附件漏（固定阀漏失，游动阀漏失和双阀漏失）两方面。从检泵情况可以看出，采油三厂斜井中的抽油泵漏失主要是阀球漏失，从抽油泵的工作原理可以看出，阀球是深井泵中主要设备之——深井泵中控制油液单向流动的部件，承受着来自井底流压、液柱重力、管杆重力等多方面的压力作用，同时受到含有腐蚀介质及砂粒的原油的冲刷，且阀球与座以一定的频率相互撞击，其密封性能很容易遭到破坏。
导致采油三厂抽油泵阀副漏失的主导因素：
2.1 沉没度及阀球硬度影响
低渗透油田，油井间歇出液，油井沉没度低，泵内井液充满度差，上下冲程时易发生“液击”和“气蚀”现象，容易造成阀座及密封面腐蚀、沟槽、冲击变形，加之所使用的阀座硬度不够、阀球和阀座密封配合存在偏差，以上因素共同作用导致固定凡尔过早失效。
2.2 结垢、腐蚀的影响
油田在开发中后期，油井的水、气、砂等较多，加上石蜡、胶质沥青、腐蚀性介质的综合作用，表面会形成方向性的冲刷痕迹，造成泵阀组件严重破坏，固定阀组件工作失效而使泵不能正常工作。
2.3 部分井泵挂处井斜大，固定凡尔关闭滞后或阀座偏磨导致漏失
部分井，特别是大从式井组，泵挂处井斜角大，阀球和阀座线性接触不均，阀关闭时长时间与一侧接触面单一碰撞，使得最后接触的切面出现刺漏。
2.4 气体的影响
三叠系油藏部分油井气油比高，气蚀造成刺漏和泵筒充不满导致阀球延迟关闭造成漏失。
3 治理措施
3.1 加强井筒基础管理
开展对标分析，狠抓基础管理和目标管理，夯实井筒管理。
3.1.1规范基础资料台帐
完善四项资料：《油井检泵记录》、《新工艺新技术台账》、《频繁上修井记录》、《检泵周期台账》，做好四项分析：井筒现状和存在问题、历年配套工艺效果、检泵原因分析、不同区块井筒治理特点，提供技指导：提供水质、垢型、腐蚀率测定，井筒配套工具应用指导；定期对各单位实施情况进行指导、检查，进行通报。
3.1.2加强井筒净化，改善抽油泵应用工况
利用载荷、电流曲线关系图确定油井结蜡周期，合理安排油井热洗计划；同时对比热洗前后功图变化，评价热洗效果，优化热洗工艺。2012年，全厂热洗1690井次，与2011年同期对比，热洗井次上升了679井次，上升幅度为67%。
3.1.3抽油泵区块定型，服务生产
分析深井泵和井下附件的应用效果，下发《关于进一步规范“管、杆、泵”及井下附件使用与管理建议的通知》，规范抽油泵的上报、验收，从源头上把关。
3.2 应用特殊阀副
先后引进了“钴铬钨球+座”、“碳化钛球+碳化钨座”、“碳化钨球+座” 新型阀副进行抽油泵的漏失治理。截止目前共使用特殊阀副1086套，目前在用823套，效果明显。
3.2.1钴铬钨
试验应用钴铬钨阀副492套，该阀副平均故障率频次4.5%（表2）。
3.2.2碳化钛球+碳化钨座
2011-2012年在五里湾一区和郝坨梁作业区共下入“碳化钛球+碳化钨座”63套，目前在用46套，出现故障1套，是因为固定阀偏磨，线性接触不均匀。故障率为1.6%。
从柳9-41使用情况可以看出，应用该阀副后，使用周期较普通阀副延长376天，效果明显（表3）。
3.2.3碳化钨球+座
2012年共下入“碳化钨球+座”178套，目前在用151套，阀副故障2井次，故障率为1.3%，从起出井看该阀副不宜在结垢井中下入，平均使用天数51天，在用井平均使用天数191天。
3.3 改进固定阀
针对固定阀球跳动过高导致关闭滞后、原油漏失率大的问题，将其移动距离由常规的39mm降低为18mm。同时针对阀座上下密封面刺漏的情况，添加1mm厚紫铜垫子，同时在垫子上下涂抹厌氧胶，由于紫铜垫子材质软，塑性好，球座在压实后，紫铜垫子发生塑性变形，厌氧胶固化，大大提高了阀座的密封性，减少了阀座的刺漏。截至2012年底共实施285口井，平均检泵周期由374天延长到465天，共延长了91天（图1）。
3.4 推广双固定阀副
油井因结垢、地层出砂等原因，井筒状况较差，当抽油泵单个固定阀不能适应复杂的井筒工况时，容易造成频繁漏失。根据井筒状况，有针对的应用双固定阀，即普通不锈钢球（座）+普通不锈钢球（座）或者特殊阀副组合，或者特殊阀副+特殊阀副组合，达到“双保险”的目的。2012年共应用双固定阀副1508井次，其中因固漏、阀副问题检泵18井次，故障率为1.2%，防漏失效果明显。 3.5 泵挂调整
固定凡尔关闭滞后或阀座偏磨导致漏失，可以通过加深或上提泵挂避开井斜较大处来防漏失，2012年加深泵挂41井次。
4 取得的效果
2012年共检泵4197井次，其中抽油泵故障检泵1738井次，与2011年相比，因泵故障造成的单井检泵频次下降了0.03次/年.口，因抽油泵故障检泵比例下降0.86%。其中泵自身故障954井次，占泵故障原因的54.8%，与2011年同期对比下降了14.1%，主要是2012年阀副漏失井次比去年同期下降了286井次（表4）。
5 认识与建议
从检泵情况可以看出抽油泵漏失问题仍然非常严重。由于抽油泵漏失受油藏、井筒状况、人为管理等多方面的影响，情况复杂。如何控制抽油泵漏失，仍需要进一步完善和优化。
下面根据采油三厂油田特点及生产实际情况，提出以下几点建议：
（1）井筒基础管理是关键，从油井的检泵情况入手，详细了解每一口油井的结蜡、结垢、腐蚀情况，摸清其周期，继而完善和优化油井的化学三防和井筒净化等基础管理工作；
（2）针对大部分油田逐渐步入开发中后期，含水升高，油井腐蚀导致的抽油泵漏失情况越来越严重问题，工艺方面从改善设备材质入手，综合考虑其性能和成本，结合钴铬钨的抗腐蚀性强和碳化钨的抗磨损强的优点，综合应用特殊阀副，完善工艺配套，延长检泵周期；
（3）作好抽油泵入井的试压工作，从源头控制漏失。
（4）降低抽油泵漏失，延长油井检泵周期是一项长期持续的工作，需要在生产实践中不断进行总结，提炼出既经济又适合本区块特点的管理及配套工艺系列技术。
参考文献
[1] 王鸿勋，张琪，等.1996.采油工艺原理.北京：石油工业出版社
[2] 丁玲.抽油泵漏失试验研究.石油仪器第21卷第5期（2007）.
[3] 一种防杂质固定凡尔.钻采工艺（2011.7）
作者简介
1975年10月出生，1999年毕业于江汉石油学院，石油工程专业，现为采油三厂采油工艺研究所技术干部。
【关键词】 定向井 抽油泵 漏失治理
1 抽油泵漏失现状
长庆油田采油三厂所辖油田为低渗、特低渗油藏，主要采用丛式井组定向井开发，随着大部分老油田步入开发中后期，含水升高，同时新建区块大丛式井组的大量应用，导致井筒状况越来越复杂，腐蚀、结垢、供液不足、井斜等导致的抽油泵漏失问题越来越严重。
从表1可以看出，从2009年-2011年总检泵井次10953井次，其中泵故障4790井次，占总检泵的43.73%，泵故障中漏失检泵2916井次，占泵故障的60.88%，因此抽油泵漏失是影响检泵的最主要因素。
2 抽油泵漏失原因分析
抽油泵漏失主要分为泵漏（柱塞与泵筒配合间隙漏失）和附件漏（固定阀漏失，游动阀漏失和双阀漏失）两方面。从检泵情况可以看出，采油三厂斜井中的抽油泵漏失主要是阀球漏失，从抽油泵的工作原理可以看出，阀球是深井泵中主要设备之——深井泵中控制油液单向流动的部件，承受着来自井底流压、液柱重力、管杆重力等多方面的压力作用，同时受到含有腐蚀介质及砂粒的原油的冲刷，且阀球与座以一定的频率相互撞击，其密封性能很容易遭到破坏。
导致采油三厂抽油泵阀副漏失的主导因素：
2.1 沉没度及阀球硬度影响
低渗透油田，油井间歇出液，油井沉没度低，泵内井液充满度差，上下冲程时易发生“液击”和“气蚀”现象，容易造成阀座及密封面腐蚀、沟槽、冲击变形，加之所使用的阀座硬度不够、阀球和阀座密封配合存在偏差，以上因素共同作用导致固定凡尔过早失效。
2.2 结垢、腐蚀的影响
油田在开发中后期，油井的水、气、砂等较多，加上石蜡、胶质沥青、腐蚀性介质的综合作用，表面会形成方向性的冲刷痕迹，造成泵阀组件严重破坏，固定阀组件工作失效而使泵不能正常工作。
2.3 部分井泵挂处井斜大，固定凡尔关闭滞后或阀座偏磨导致漏失
部分井，特别是大从式井组，泵挂处井斜角大，阀球和阀座线性接触不均，阀关闭时长时间与一侧接触面单一碰撞，使得最后接触的切面出现刺漏。
2.4 气体的影响
三叠系油藏部分油井气油比高，气蚀造成刺漏和泵筒充不满导致阀球延迟关闭造成漏失。
3 治理措施
3.1 加强井筒基础管理
开展对标分析，狠抓基础管理和目标管理，夯实井筒管理。
3.1.1规范基础资料台帐
完善四项资料：《油井检泵记录》、《新工艺新技术台账》、《频繁上修井记录》、《检泵周期台账》，做好四项分析：井筒现状和存在问题、历年配套工艺效果、检泵原因分析、不同区块井筒治理特点，提供技指导：提供水质、垢型、腐蚀率测定，井筒配套工具应用指导；定期对各单位实施情况进行指导、检查，进行通报。
3.1.2加强井筒净化，改善抽油泵应用工况
利用载荷、电流曲线关系图确定油井结蜡周期，合理安排油井热洗计划；同时对比热洗前后功图变化，评价热洗效果，优化热洗工艺。2012年，全厂热洗1690井次，与2011年同期对比，热洗井次上升了679井次，上升幅度为67%。
3.1.3抽油泵区块定型，服务生产
分析深井泵和井下附件的应用效果，下发《关于进一步规范“管、杆、泵”及井下附件使用与管理建议的通知》，规范抽油泵的上报、验收，从源头上把关。
3.2 应用特殊阀副
先后引进了“钴铬钨球+座”、“碳化钛球+碳化钨座”、“碳化钨球+座” 新型阀副进行抽油泵的漏失治理。截止目前共使用特殊阀副1086套，目前在用823套，效果明显。
3.2.1钴铬钨
试验应用钴铬钨阀副492套，该阀副平均故障率频次4.5%（表2）。
3.2.2碳化钛球+碳化钨座
2011-2012年在五里湾一区和郝坨梁作业区共下入“碳化钛球+碳化钨座”63套，目前在用46套，出现故障1套，是因为固定阀偏磨，线性接触不均匀。故障率为1.6%。
从柳9-41使用情况可以看出，应用该阀副后，使用周期较普通阀副延长376天，效果明显（表3）。
3.2.3碳化钨球+座
2012年共下入“碳化钨球+座”178套，目前在用151套，阀副故障2井次，故障率为1.3%，从起出井看该阀副不宜在结垢井中下入，平均使用天数51天，在用井平均使用天数191天。
3.3 改进固定阀
针对固定阀球跳动过高导致关闭滞后、原油漏失率大的问题，将其移动距离由常规的39mm降低为18mm。同时针对阀座上下密封面刺漏的情况，添加1mm厚紫铜垫子，同时在垫子上下涂抹厌氧胶，由于紫铜垫子材质软，塑性好，球座在压实后，紫铜垫子发生塑性变形，厌氧胶固化，大大提高了阀座的密封性，减少了阀座的刺漏。截至2012年底共实施285口井，平均检泵周期由374天延长到465天，共延长了91天（图1）。
3.4 推广双固定阀副
油井因结垢、地层出砂等原因，井筒状况较差，当抽油泵单个固定阀不能适应复杂的井筒工况时，容易造成频繁漏失。根据井筒状况，有针对的应用双固定阀，即普通不锈钢球（座）+普通不锈钢球（座）或者特殊阀副组合，或者特殊阀副+特殊阀副组合，达到“双保险”的目的。2012年共应用双固定阀副1508井次，其中因固漏、阀副问题检泵18井次，故障率为1.2%，防漏失效果明显。 3.5 泵挂调整
固定凡尔关闭滞后或阀座偏磨导致漏失，可以通过加深或上提泵挂避开井斜较大处来防漏失，2012年加深泵挂41井次。
4 取得的效果
2012年共检泵4197井次，其中抽油泵故障检泵1738井次，与2011年相比，因泵故障造成的单井检泵频次下降了0.03次/年.口，因抽油泵故障检泵比例下降0.86%。其中泵自身故障954井次，占泵故障原因的54.8%，与2011年同期对比下降了14.1%，主要是2012年阀副漏失井次比去年同期下降了286井次（表4）。
5 认识与建议
从检泵情况可以看出抽油泵漏失问题仍然非常严重。由于抽油泵漏失受油藏、井筒状况、人为管理等多方面的影响，情况复杂。如何控制抽油泵漏失，仍需要进一步完善和优化。
下面根据采油三厂油田特点及生产实际情况，提出以下几点建议：
（1）井筒基础管理是关键，从油井的检泵情况入手，详细了解每一口油井的结蜡、结垢、腐蚀情况，摸清其周期，继而完善和优化油井的化学三防和井筒净化等基础管理工作；
（2）针对大部分油田逐渐步入开发中后期，含水升高，油井腐蚀导致的抽油泵漏失情况越来越严重问题，工艺方面从改善设备材质入手，综合考虑其性能和成本，结合钴铬钨的抗腐蚀性强和碳化钨的抗磨损强的优点，综合应用特殊阀副，完善工艺配套，延长检泵周期；
（3）作好抽油泵入井的试压工作，从源头控制漏失。
（4）降低抽油泵漏失，延长油井检泵周期是一项长期持续的工作，需要在生产实践中不断进行总结，提炼出既经济又适合本区块特点的管理及配套工艺系列技术。
参考文献
[1] 王鸿勋，张琪，等.1996.采油工艺原理.北京：石油工业出版社
[2] 丁玲.抽油泵漏失试验研究.石油仪器第21卷第5期（2007）.
[3] 一种防杂质固定凡尔.钻采工艺（2011.7）
作者简介
1975年10月出生，1999年毕业于江汉石油学院，石油工程专业，现为采油三厂采油工艺研究所技术干部。