抽油杆断脱的结构分析
摘要
抽油杆在油管中的运动及油管自身的运动情况非常复杂,引起抽油杆与油管的内壁产生剧烈地摩擦,甚至将油管磨穿而造成油管漏失,或将抽油杆的节箍磨坏,造成抽油杆断脱,严重影响了抽油井的正常生产。陕西某油田区块，仅2013年抽油杆断脱35井次，占维护作业的10％以上，大量的杆柱断脱会给原油生产带来诸多影响。因此，针对抽油杆断裂进行结构分析，寻找有效的防断脱途经，减少抽油杆断脱频率，延长油井检泵周期是提高油田经济开发效益的迫切需要。
关键词：抽油杆、断脱、结构、分析
目录
摘要 (1)
1 问题的来源 (1)
1.1抽油杆断裂位置分析 (1)
1.2抽油杆断裂的原因 (1)
1.2.1 杆柱组合不合理，受力不均衡导致抽油杆疲劳破坏 (1)
1.2.2 复杂的斜井井眼轨迹导致抽油杆偏磨 (3)
1.2.3 杆的疲劳断裂 (4)
2 理论分析 (4)
2.1理论分析 (4)
2.2中和点的计算 (6)
3 抽油杆柱模型建立 (7)
3.1上冲程抽油杆柱受力模型 (7)
3.2下冲程抽油杆柱受力模型 (10)
3.3受力模型的边界条件 (11)
4 仿真分析 (12)
4.1仿真计算程序流程图 (12)
4.2仿真计算结果分析 (13)
5 结论 (14)
参考文献 (14)
1 问题的来源
近年来，在油田生产中，由于油井井下生产环境比较复杂，导致抽油杆断裂井频繁发生，严重影响了油井正常生产。
1.1 抽油杆断裂位置分析
以陕西安塞油田A区块为例，在断裂井中，光杆断6口，占17.0%；上部抽油杆（全井段深度的1/3以上）断15口，占43.0%；中部抽油杆（全井段深度的1/3-2/3）断10口，占29%；下部抽油杆（全井段深度的2/3以下）断2口，占5.7%；拉杆断2口，占5.7%。可见，抽油杆断裂位置主要集中在上部抽油杆、光杆，占到断裂井的43.0%；下部抽油杆断裂几率相对较小。
1.2 抽油杆断裂的原因
抽油杆是有杆抽油系统中传递动力的部件，在油井工作中带动泵柱塞作上下往复运动，承受交变载荷。如果杆柱受力较小，所受应力明显小于耐久极限时，则无数次的正反载荷循环都不会使其损坏。但是，如果承受的应力接近甚至超过耐久极限时，就可能因逐渐损伤而导致破坏，即所谓的疲劳破坏。疲劳损坏的抽油杆断面具有非常明显的特征，即逐渐损坏的部分因2个面相互研磨而显得非常光滑；由于超过了弹性极限而损坏的断面则很粗糙。总的来说，抽油杆的损坏都是由疲劳破坏造成的。影响钢材疲劳极限的因素有交变应力、周围环境的腐蚀影响、零件表面形状及工作应力范围等。通过对35井次抽油杆断裂情况进行分析可知，造成抽油杆损坏的主要原因有：
1.2.1 杆柱组合不合理，受力不均衡导致抽油杆疲劳破坏
组合不合理的抽油杆在不断恶劣的井下条件下工作，如惯性载荷的增大等，就很容易使抽油杆失稳而发生断裂。从统计情况看，抽油杆上部（包括光杆）断裂15口，占43.0%,这部分井断裂主要原因是泵挂深度不断增加，造成抽油杆最大拉应力增大，超过其屈服应力造成的，同时也使抽油机悬点载荷增大。
安塞油田开发初期，对长6油层定向井、相对高产井的机、杆、泵、匹配为：最大下泵深度1250米，采用CYJ5-1.8-13(H)B抽油机，悬点载荷为44KN，抽油杆采用D级杆，许用应力11Kg/mm2,组合比例为3/4×42%+5/8×58%，抽汲参数为1.50×9×381，这一设计未考虑泵深增加和油井结蜡，泵深增加和油井结蜡后，这一机、杆、泵的匹配比例就显得不适应。
由于安塞油田定向井初始造斜点平均在500米左右，正好占泵深1200米的40%。我厂在实际应用中，根据局开发部意见，取3/4比例40%，因此，在定向井直井段（井口—500米左右）下3/4抽油杆，斜井段下5/8抽油杆，采用Φ32管式泵，抽油杆组合为3/4×40%--5/8×60%，这一比例基本与抽油机型相匹配，也基本符合《抽油机—泵装置图表选择法（万邦烈）》近年来在实际生产过程中，随着泵挂不断增加和受油井结蜡等因素影响，抽油杆所受负荷增大，所受拉力也随之增大，而油杆组合没有发生变化，引起断裂事故增加。
根据油井诊断结果，泵深超过1250m时应采用三级组合，又根据美国API抽油杆柱设计法，应采用7/8〞×33%+3/4〞×33%+5/8〞×34%的组合，而实际上A区的超深井均为二级组合，致使断裂油井增多。
如果抽油杆组合合理，负荷不超过该杆的额定负荷，又无腐蚀、磨损的影响，并且使用得当，则抽油杆可以工作两年或两年以上时间而不发生损坏，这是通过大量的试验研究工作得出的结论。
2013年抽油杆断脱情况调查结果表明，使用在两年之内发生断裂的油井共9口，其余的26口为使用两年以后断裂的，这说明目前的抽油杆组合是不合理的，负荷达到或超过了抽油杆的额定负荷。
这里重点对组合不合理造成的抽油杆断裂井进行计算分析。
以A区22-12井为例，该井工作参数为1.5m×7×φ32mm×1191m，该井发生断裂时的含水为69.2%，井下抽油杆组合为φ19×88m+φ16×1152m。根据这些已知数据来校核该井抽油杆的强度。
使用史洛尼杰尔和美尔斯公式：
P max=（P杆+P液）（1+Sn2/1790）（1-1）
P min= P杆（1-Sn2/1790）（1-2）
应力校核：
根据美国API抽油杆设计方法：
ζ大=P max/f杆
ζ大≤[ζ当]2
[ζ当]—厂家铭牌许用应力，13kg/mm2。
P max——悬点最大载荷，N；
P min——悬点最小载荷，N；
1长庆局钻采院孙应民，《安寒油田采油工艺设计方案》，1991年
2胜利油田采油处《有杆泵采油工艺》，译自美国API有杆抽油泵工作参数计算方法，第154页
P杆——抽油杆在空气中所受到的重力，kg；
P液——柱塞截面以上液体重量，kg；
S——抽油机冲程，m；
n——抽油机冲次。
ζ大——最大拉应力，kg/mm2；
f杆——抽油杆截面积，m2；
[ζ当]——厂家铭牌给定的许用应力kg/mm2。
计算结果为：
P max=3130.29kg
P min=2014.93 kg
= P max/ f杆=15.57 kg/mm2
对于φ16的上部油杆，ζ
大
对于φ19的上部油杆，ζ
= P max/ f杆=11.04 kg/mm2
大
φ16的上部油杆最大拉应力已超过D级杆最大许用应力13kg/mm2，故是不安全的，因此，该井在距井口22根处抽油杆断裂是在所难免的。也说明该井上部油杆组合中φ19油杆比例应该多一些。其它油井由于抽油杆组合不合理，造成上部抽油杆断裂与王侧22-3井的情况相类似,后经过调整该井目前杆柱组合为φ19×502m+φ16×638m。
组合不合理的抽油杆在不断恶劣的井下条件下工作，如泵深的不断加大，惯性载荷的增大等，就不能获得长寿命。
1.2.2 复杂的斜井井眼轨迹导致抽油杆偏磨
A区块共有斜井415口，占总井数的62.6%，井眼轨迹主要有以下几种：直－增，直－增－稳，直－增－降等三种类型，进入油层的井斜角一般在10°—30°之间，尤其第三种类型，出现了拐点，甚至形成严重的“狗腿”，生产时抽油杆的受力状况变得非常复杂，增大了油管油杆偏磨的可能性，严重时会导致抽油杆断裂，从而影响油井正常生产，降低了油井的采油时率。
由于这部分井筒轨迹是弯曲的,抽油杆受井筒轨迹的影响而呈现曲线状态。又由于抽油杆本身具有弹性和刚性,在弯曲的油管中,不可避免与油管相互接触，从而产生摩擦。在上冲程时, 油管油杆摩擦损伤降低了抽油杆的抗拉强度和许用应力,增加了抽油杆的悬点应力。下冲程时,抽油杆受到柱塞和泵筒间的摩擦力,液体通过活塞时的阻力和井下液体对抽油杆的浮力。这些阻力很容易造成抽油杆下部弯曲,油管发生偏磨,很容易造成杆柱失稳，摩擦严重，最终导致了抽油杆的断裂。
根据抽油机井出现管杆偏磨的原因和机理，制定出减缓偏磨的综合防治措施和方法：即采用弹性抽油杆抗磨扶正器及多功能自由式抽油杆扶正器对杆柱进行有效的扶正，减少杆柱受压；采用抽油杆旋转装置，使杆柱均匀磨损,延长杆柱寿命；采用油管锚定技术及安装油管旋转装置，防止管柱弯曲，减少油管磨损；采用合理的防偏磨抽油泵及合理工作制度等措施进一步提高防偏磨能力。现场应用证明，制定的综合防偏磨措施能有效减轻油井偏磨。
1.2.3 杆的疲劳断裂
（1）杆的正常疲劳断裂
疲劳断裂是在交变应力的作用下发生的断裂现象。根据APl标准，普通抽油杆的抗疲劳强度必须符合修正的古德曼应力图的要求。以抽油机冲次6次／min计算，杆的最小疲劳寿命在3.17年左右。
（2）杆的腐蚀疲劳断裂
A区130区块基本上都是污水直接回注，抽油杆的工作环境中各种离子越来越多，使得抽油杆有可能发生腐蚀疲劳失效。腐蚀疲劳断裂的概念是：零件在交变应力和腐蚀介质的联合作用下发生的低应力断裂。腐蚀疲劳断裂的断口上有腐蚀产物产生，其裂纹为穿晶裂纹。抽油杆的工作环境比较恶劣，产出水的矿化度较高，尤其是CL一多，使得碳钢的腐蚀速率大幅度提高。井液呈弱酸性，pH值为6.2～6.8，在此范围内，金属表面不能形成起保护作用的钝化膜，从而加剧了腐蚀；在腐蚀介质的作用下，局部发生化学侵蚀形成腐蚀坑，腐蚀坑内的局部含酸高，pH值可达到3.5左右，这又加剧了腐蚀的进行。腐蚀坑处产生应力集中，形成腐蚀疲劳裂纹源。在交变应力的作用下，裂纹不断扩展，导致了抽油杆本体的有效断面减少，最终断裂。腐蚀疲劳的断裂寿命主要取决于裂纹扩展速度，腐蚀疲劳没有疲劳极限。
2 理论分析
2.1理论分析
早在1965年前苏联人И·A·奥金格就发明了设计抽油杆的方法，限于当时石油工业水平，该方法完全满足当时直井条件下的抽油杆柱设计。随着石油钻井技术的飞跃发展，1977年美国石油学会(API)又推荐了修正的古德曼图进行抽油杆强度校核和杆柱设计。由于两种设计方法使用简便，因而，在国内油田均得到广泛应用。奥金格方法是根据抽油杆循环应力进行设计，即
抽油杆工作时承受着交变负荷。上冲程时σmax 为拉应力，下冲程时σmin 为则为压应力，因此，在抽油杆内产生了由σmax 到σmin 的非对称循环应力。奥金格法(即折算应力法)认为，上冲程时抽油杆仅承受液柱载荷，下冲程抽油杆不承受液柱载荷。无论最大应力怎样变化，这个折算应力值都是不变的。由于计算中忽略了抽油杆下冲程所受的阻力，包括衬套对柱塞的半干摩擦力和液体通过游动阀的摩擦阻力，并且这些阻力随泵径和泵挂的增大而迅速增大。此力会对泵上抽油杆产生压应力，造成抽油杆弯曲，因而，大大增加抽油杆的安全性。
根据抽油杆在上、下冲程中的压力变化可知：当抽油杆下行遇阻时，杆柱下部在轴线方向上受压缩，杆柱将发生弯曲。抽油杆下部的应力等于压缩应力与弯曲应力的组合应力。
()di t r di r r
P D d P f w σσσ-=+=-压组弯 (2-1) .di d r i P P q L =- （2-2）
20.004917440.6050.02707d g P H D D ργ??=- ???
（2-3） 433264
0.132r r r r r d w d d d ππ?
==≈ （2-4）
σ组为抽油杆的组合应力，2N
m ；σ弯为抽油杆的弯曲应力，2N m ；σ压为抽油杆的压缩应力，2N m ；di P 为抽油杆上行的阻力，N ；d P 为抽油杆上冲程断面阻力，N ；t D 为油管内径，m ；r f 为抽油杆和油管的最小直径，m ；r d 为抽油杆和油管的最小面积2m g ργ为流体重度，3N m H 为泵挂，m ；D 为泵径，m 。
在抽油杆与泵的连接断面，σ组为最小，即下冲程抽油杆的最小循环应力为
min 3()0.1d d t r r r
P P D d f d σ-=-- （2-5） 上冲程抽油杆与泵的断面受液柱载荷和惯性载荷，抽油杆最大循环应力为
22
max 141790g u r r sn HD P f f ρπγσ??+ ???=- （2-6） 式中，u P 为抽油杆上冲程断面阻力，N ；s 为冲程，m ；n 为冲次，次/分；可见，在抽油泵的一个工作循环中产生了符号相反的循环应力。上冲程时max σ，下冲程时min σ为压应力，
并且max min σσ≠，因此断面上应力是非对称循环应力条件下，根据折算应力法公式抽油杆正常工作必须满足：
[]1c σσ-≤
[]1c σσ-==
≤ （2-7） 对比下冲程时抽油杆下部的实际弯曲载荷d P 和允许弯曲载荷[]d P ，就可判断抽油杆下部能否安全可靠地工作。如果d P 大于[]d P ，抽油杆不能正常工作，将会发生疲劳破坏，甚至发生抽油杆断脱。
如前文所述，随着石油工业的迅速发展，特别是定向井、水平井和开窗侧钻井以及井下工具等技术的广泛应用，影响抽油杆应力的因数已发生明显变化，一些关键参数，如d P 和u P 等很难求准，奥金格方法日显不足，已成为抽油杆断脱失效的一个主要影响因素。
2.2 中和点的计算
根据理论力学计算，当抽油杆柱下行遇阻达到某一临界值时，抽油杆将失稳，此中和点位置长度[L]和压应力[P]可表示为：
[]()132.66EJ L q = （2-8）
[]]21.88P EJ L = （2-9）
式中，EJ 为抽油杆刚度，2N m ；q 为抽油杆在液柱中的重量，N m 。
根据公式(2-9)可以计算单根(8m)抽油杆的临界载荷，计算结果如表2-1所示。
表2-1 单根抽油杆的临界载荷计算表
间的摩擦力以及游动阀的水力阻力等动载综合阻力，此综合阻力极易大于抽油杆下冲程的临界载荷(30～160N)，促使抽油杆发生多次弯曲变型。严重时，本体与油管内壁相摩擦，甚至产生塑性变型，导致抽油杆断脱。
3 抽油杆柱模型建立
3.1 上冲程抽油杆柱受力模型
假设井下抽油杆柱为柔性杆，不考虑抽油杆柱截面上的剪切力和弯矩。
在上冲程过程中，游动阀关闭，固定阀打开，柱塞和液柱在抽油杆的带动下向上运动。以在一段任意井深处长为△L 的抽油杆柱作为研究对象来进行分析，任意深度抽油杆柱的受力如图1所示。
图3.1 上冲程某段抽油杆柱受力示意图
（1）抽油杆自重F mg
Fmg=Lg A r r ?ρ （3-1）
r ρ——抽油杆的密度，kg/m 3；
r A ——抽油杆柱的横截面积，m 2；
g ——重力加速度，m/s 2 ；
L ?——抽油杆柱的长度，m 。
(2)抽油杆柱所受浮力F 浮
F 浮=L g A r L ?ρ （3-2）
L ρ——油井液体的密度，kg/m 3 。
(3)抽油杆柱产生的惯性载荷F 杆惯
F 杆惯=r r r L A αρ? （3-3）
式中r α——杆柱加速度，m/s 2 , r α=?ωcos 22S
ω ——曲柄的角速度；
S ——冲程长度，m ；
? ——曲柄转角。
(4)油管内液体在柱塞上产生的液体载荷P 液
P 液 = P L r gH A F ρ)(- (3-4)
式中F —抽油泵柱塞的横截面积，m 2 ；
H P —下泵处油井垂深，m 。
(5)油管内液体产生的惯性载荷F 液惯
F 液惯 =P c L r H A F εαρ)(- （3-5）
式中。c α—液柱加速度，m/s 2 ；
ε—油管过流面积扩大引起的油柱加速度
降低系数，。由下式计算[1]
r t r A F A F --=
ε (3-6)
式中F t —油管的内圆面积，m 2。 (6)油管对抽油杆柱的支持力N 在三维井身模型中，油管对抽油杆柱的支持力可分解在2个相互垂直的平面上，即狗腿平面和与狗腿平面相垂直的平面上。
根据几何关系，狗腿平面内全角口(即狗腿角)与井斜角和方位角有如下关系
co sβ=cosα1cosα2+sinα1 sinα2cos(φ2一φ1) (3-7)
式中。α1, α2, φ1,φ2—该井段两端的井斜角、方位角。 在狗腿平面上的侧压力N 1是由轴向力和抽油杆柱重力引起。根据力的平衡有
N 1=(P i +P i+1 ) sin (β/2 )+(F mg 一F 浮)cosγn (3-8)
式中P i ,P i+1——单元段两端的轴向载荷；
γn —井筒主法线方向与重力矢量之间的夹角；
cosγn =sin ??? ??+221ααsin ??? ??-221αα/ 2
cos 1β- (3-9) 故有
N 1=(P i +P i+1 ) 2cos 1β-+(F mg 一F 浮)sin ??? ??+221ααsin ??? ??-221αα/ 2
cos 1β- (3-10) 在与狗腿平面相垂直的平面上的侧压力Nz 只是由抽油杆柱的重力引起的。故有
N 2=(F mg 一F 浮)cosγo (3-11)
式中γo —井筒副法线方向与重力矢量之间的夹角；
cosγo =sinα1 sinα2sin(φ2一φ1)/β2cos 1- (3-12)
故有：
N 2=(F mg 一F 浮) sinα1 sinα2sin(φ2一φ1)/β2cos 1- (3-13)
所以油管对抽油杆柱的支持力N=2221N N +。
(7)运动副之间的摩擦力
①柱塞与泵筒之间的摩擦力f 干摩。
由于目前油田采出液的含水率绝大多数都在50%以上。实验表明，这类抽油井的油水混合液是属于非稳固的乳化液，易分层为原油和水，实际上是属于两相流的形式，而其中的原油是分散相，水是连续相。因此，完全可以认为，这时在抽油杆的外表面、油管的内表面以及柱塞和衬套是被水浸湿的，柱塞和衬套之间的半干摩擦力f 干摩，可以利用水作为润滑剂时的有关实
验数据，因此采用以下经验
公式[2]
f 干摩=0. 94D b /δ-140 (3-14)
式中D b —抽油泵直径，mm ；
δ—在柱塞与衬套半径副上的间隙，mm 。
我国标准抽油泵的技术条件规定，柱塞和衬套的配合间隙分为3个等级。计算时取3个配合间隙的平均值，即取0. 053 mm 作为依据。
②抽油杆柱与油管之间的摩擦力f 杆管。
f 杆管=f| N| （3-15）
式中f —抽油杆柱与油管之间的摩擦因数。
(8)作用在柱塞上的载荷P u 。上冲程时抽油杆柱带着柱塞向上运动，柱塞上作用有液柱的重力和惯性力、柱塞与衬套的摩擦力为：
P u =P 液+ F 液惯+f 干摩 (3-16）
根据牛顿第二定律和平衡原理得
??????????
???????????--??? ??-??? ?
?+-+==?=+-+++=+++++ cos 1)/
φ一sin(φsin α sin α )F 一(F =N 2cos 1 /2sin 2sin )X F 一(F + 2cos 1 )P +(P =N1 |N |f f )2,1,0(2cos 2i 1i 1i i 浮mg 22121mg 1i i 2
22111ββααααβααi i i i mg i i N N N i F F f F P P 浮杆管
浮杆管杆惯）（ （3-17） 3.2 下冲程抽油杆柱受力模型
在下冲程过程中，游动阀打开，固定阀关闭，液柱的载荷作用转移到油管底部，液体经过固定阀进入油管，受到阻力作用。在任意深度抽油杆柱的三维受力图。如图3.2所示。
图3.2 下冲程某段抽油杆柱受力示意图
下冲程时，抽油杆柱重力、浮力、惯性力以及柱塞与衬套之间的摩擦力的计算模型和上冲程的完全一样。以下是其他力的计算模型
（1）抽油杆柱与液柱之间的摩擦力f 杆液[3]
f 杆液=)
1(ln )1()1(2222--+-?m m m v m L r πμ (3-18) 式中 m ——油管内径与抽油杆直径之比值，m=
D t /D r ；
D t —油管的内径，m ；
D r —抽油杆的直径，m ；
μ—井液的动力粘度，Pa·s
v r —杆柱运动速度，m/s ； v r =?ωsin 2S
。
（2）液体流过游动阀时产生的阻力f 阀[4]
f 阀=)()(7295.12221
g g
Sn f f F F n L k ρμ）（座孔座孔- (3-19) 式中n k —游动阀的个数；
座孔f —游动阀阀座孔断面面积，m 2；
μ1—井液通过游动阀的流量系数。
（3）作用在柱塞上的载荷P d
下冲程时抽油杆柱带着柱塞下行，柱塞受到液体经过游动阀口的阻力及其与衬套的摩擦力。
P d =f 阀+f 干摩 （3-20）
与上冲程一样，根据牛顿第二定律和平衡原理，可得：
?????????????????????--??? ??-??? ?
?+-+==?=+--+++=+++++
cos 1)/
φ一sin(φsin α sin α )F 一(F =N 2cos 1 /2sin 2sin )X F 一(F + 2cos 1 )P +(P =N |
N |f f )2,1,0(2cos 2i 1i 1i i 浮mg 22121mg 1i i 12
22111i i i i i mg i i N N N i F F f f F P P ββααααβαα浮杆管浮杆液杆管杆惯）（ （3-21） 3.3 受力模型的边界条件
已经建立抽油杆柱的三维受力模型，要进行具体计算就要找出边界条件，显然以抽油杆柱
最底端的轴向力P o作为边界条件最合适。
根据作用力与反作用力的关系，抽油杆柱最底端的受力与作用在柱塞上的载荷大小相同，方向相反。即上冲程边界条件:
（1）P o=P u=P液+F液惯+f干摩
（2）下冲程边界条件: P o=P d=f阀+f干摩
4 仿真分析
4.1 仿真计算程序流程图
根据建立起的抽油杆柱三维模型，用C语言编写了计算程序，对安塞油田A区冷41 -平3井进行计算。计算程序的流程图如图4.1所示。
图4.1 仿真程序流程图
该井是一口水平井，根据其井眼轨迹数据，利用编制的程序进行了实例计算。选择3m长
度为步长，进行了迭加计算。把计算结果用坐标描绘出来，如图4.2所示。
图4.2 抽油杆受力随井深的变化曲线
4.2 仿真计算结果分析
图4.2a中上冲程曲线在水平段(1 816 m-2 115m)呈线性。因为此段抽油杆柱所受的油管摩擦力、惯性力、自重及浮力都是沿轴向均匀分布，且自重和浮力在此区间又是垂直于轴线，对轴向载荷没有影响，故曲线表现为线性；在1 300-1 800 m之间曲线呈现出非线性，这是因为在此区间井眼轨迹经过了增斜一卜稳斜一增斜的过渡，抽油杆柱所受的油管摩擦力以及自重、浮力、惯性力沿轴向的分力因井斜角和方位角的变化而不再恒定。但是在直井段(0-1 300 m )，曲线又恢复了线性，且斜率比水平段要大。这是因为直井段井斜角和方位角均为0, 抽油杆柱所受的自重、浮力、惯性力以及与油管的下冲程曲线在1 350-2 115 m之间是负值，且绝对值是先增加后减小。负值表示抽油杆柱受压，因为抽油杆柱在下冲程时，柱塞受到与泵筒摩擦力和液体经过游动阀的阻力的共同作用，导致下部抽油杆往受压。在水平段(1 816-2 115 m )，由于抽油杆柱轴向力取决于杆管之间的摩擦及井液与抽油杆柱的摩擦，他们随着抽油杆柱长度的增加而增加，曲线呈现线性增加的趋势。当到达增斜及稳斜段时，抽油杆柱的自重与浮力不再与轴线垂直，他们在沿抽油杆轴向上的分力与抽油杆的运动方向相同，与所受的摩擦力反向，因此抽油杆柱的轴向力随着抽油杆柱长度的增加负向减小，即所受的压力逐渐减小，当到达约1350 m井深处抽油杆柱自重和所受浮力在沿抽油杆轴向的分力与所受的各种摩擦力完全抵消，轴向力为0，这就是中和点的位置。直井段(0-1350 m)抽油杆柱的自重、所受的浮力与轴线重合，抽油杆柱由受压变成受拉，轴向力随着抽油杆柱长度的增加呈线性增加，而且斜率比水平段要大。
由图4.2b中可以看出，在直井段(0-1350m)，上、下冲程油管对抽油杆柱的支撑力为0,因为无论上、下冲程抽油杆柱在这一段都是受拉的，与油管不接触。但是当到达增斜段后，抽油
杆开始与油管接触，油管就对抽油杆柱产生了支撑力，并且呈现增大的趋势。图中显示，上冲程的支撑力要大于下冲程，这是受斜井段抽油杆轴向力的影响。轴向力越大，抽油杆柱所受支撑力就越大。当到了稳斜段(1 634-1 684 m)后，抽油杆柱在油管里是直的，油管对抽油杆柱的支撑力因为不再受轴向力影响，因此这一段曲线是平的。当到了降斜段(1 684-1 816 m)后，支撑力又变大，但是由于井斜角变化程度减缓，抽油杆的轴向力对支撑力的影响程度降低，曲线又出现了降低的趋势。当到了水平段(1816-2 115 m)后，抽油杆柱水平放置在油管内，轴向力不再对支撑力产生影响，因此曲线呈现水平趋势。
图4.2c描述了抽油杆柱所受的摩擦力随井深轨迹的变化。抽油杆柱所受摩擦力主要取决于其所受的支撑力，因此其变化趋势与图4b大致相同。
5 结论
首先，考虑了抽油杆柱的约束条件和井斜角、方位角的变化等边界条件后，建立了抽油杆柱的三维受力模型，为杆管防偏磨研究提供了理论基础。
其次，由于受井斜角和方位角的影响，定向井、水平井中抽油杆柱的运动、受力状态较直井更加复杂，更容易发生管杆偏磨。发生偏磨是由于轴向力或重力分解出来的水平正压力造成的。
再次，通过实例计算，分析得出在定向井、水平井里抽油杆柱在增斜段所受的油管的支撑力较大，而下冲程时抽油杆柱的下半段，即中和点以下部分受压而可能发生失稳变形。因此，在这些部位发生偏磨的几率和偏磨程度都较大，需要采取措施来防止和减轻这些部位的偏磨。
参考文献
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[5]董世民，李宝生.水平井有杆抽油系统设计.北京:石油工业出版社，1996: 17-21
[6]武继辉，孙军，贺志刚，喻西崇.油井清防蜡技术研究现状.油气田地面工程,2004.22:174-175
文章编号：!"""#$%&’（$""’）"!#""()#"’ 抽油杆断脱原因分析 ! 蔡俊杰 （河南油田第一采油厂，河南桐柏’(’(*" ）摘要：对河南油田分公司第一采油厂抽油杆断脱次数不断升高的原因进行了全面分析，并提出了减少抽油杆断脱的技术措施和管理办法，在减少维护性作业及提高油井免修期方面将起到一定的作用。关键词：抽油杆；磨损；断脱；分析中图分类号：+,-&&.$ 文献标识码：/ 抽油杆断脱造成的井下作业工作量在油田开发后期占相当大的比重，作业成本逐年上升，严重影响企业的经济效益。加大技术投入和强化过程管理，减少抽油杆断脱，已成为提高井下作业质量的必由之路。本文就河南油田第一采油厂近几年来抽油杆断脱情况进行全面分析并提出了具有针对性的预防措施，以期提高油井生产免修期，降低作业成本。 !现 状 河南油田第一采油厂现开油井!"’-口， 其中有杆泵采油井-(*口，占油井开井数的-&.$&0。$""$年全年抽油杆断脱&(*口次，抽油杆断两次以上的井共有&&口、*"口次，给原油产量和成本带来较大压力。 图!抽油杆断脱情况对比图 根据!--(年!$""$年抽油杆断脱情况分析， 抽油杆断脱逐年攀升，造成维护作业量居高不下（见图!）。下面就抽油杆断脱的原因进行分析，并提出 相应的解决办法。 $抽油杆断脱原因分析 根据现场多年对抽油杆断脱情况的统计分析，抽油杆断脱的主要原因是偏磨，占近)"0；其次是疲劳，占近!／&；其它因素和材质占近$"0（详见表!）。下面我们就造成抽油杆断脱的相关因素进行分析。 $.!抽油杆偏磨 随着油田的不断开发，以及开发工艺的不断完善，定向井不断增加，井深在&12左右的井不断增多，再加上带封生产井数量上升，造成油井在生产过程中油管与抽油杆的磨损也越来越严重。因抽油杆偏磨造成的断脱从!--(年的&).$0逐步上升至$""!年的)%.(0（见图$）。!--(年!$""$年因抽油杆偏磨而导致抽油杆断脱口次占抽油杆断脱总口次的)".!0。 $.!.!井斜的影响 本油田油井造斜点大都在!"""2左右，偏磨一般发生在*""!!$""2之间，在斜井中，管杆随套管井眼轨迹弯曲，斜度越大，管杆磨损越严重。通常，人们只注意油井的垂直斜，而实际上，在斜井中，特别是定向井中，方位斜与垂直斜同样严重影响管杆 磨损，并且不易为人们所发现，这就是部分井斜并不大，但确是造成管杆磨损的重要原因。在$""$年抽 第$%卷第!期西南石油学院学报 345.$%64.! $""’年$月 7489:;54<=48>?@A B >C A >945A 82D :B >E >8>A F A G $""’ !收稿日期：$""&#"&#")作者简介：蔡俊杰（!-%*#） ，男（汉族），四川沪州人，工程师， 从事质量管理工作。万方数据
抽油杆失效实验分析 摘要：抽油杆是抽油机设备的重要部件，它将抽油机的动力传递给井下抽油泵，因此了解和学习抽油杆知识是必不可少的。通过查阅资料、做实验以及分析结果，加强我们对抽油机和抽油杆的认识，并催使我们把所学的专业知识运用到实际中，并通过分析找到失效原因，以便提出相应的防止措施。 关键词：抽油杆、失效分析、组织。 Abstract: sucker rod pumping equipment is an important component of machine oil pumping machine, power it will be passed to the down hole pump, so understanding and learning the knowledge is essential for sucker rod. Do the experiment and the analysis results through access to information, understanding, strengthen our pumping and pumping rod, and it moves us to learn professional knowledge into practice, and through the analysis to find the cause of failure, so as to put forward corresponding prevention measures. Keywords: sucker rod, failure analysis, organization.
管理制度编号：YTO-FS-PD127 钢连续抽油杆海洋作业安全操作规范 通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
钢连续抽油杆海洋作业安全操作规 范通用版 使用提示：本管理制度文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 连续抽油杆海洋撬装作业设备是连续抽油杆海洋平台施工作业的专用设备，是连续抽油杆在现场应用的基础。所以，正确掌握作业装备的操作，是保证作业工作顺利完成的关键。 首先，操作者必须清楚设备的运转情况，如电动机转速、液压油温、油压力等等在运行中是否正常等。只有设备正常运转才能保证作业施工的顺利进行。 其次，用于海洋作业的撬装作业设备都是液压驱动的，操作者必须清楚操作盘上各操纵手柄的正确操作，以及各仪表显示数值的含义，保证每个操作动作都准确无误，避免对人员和设备造成伤害。 第三，作业施工过程中所有人员必须强化井场的安全环保意识，认真执行作业操作的安全环保规定，对现场及设备的安全隐患做到防患于未然，确保操作的安全及施工过程的环境保护。 海洋撬装作业装备组成有以下八个部分组成：
抽油杆断脱原因再认识及下步防治措施探讨 论文2007-04-14 09:10:22 阅读644 评论3 字号：大中小订阅 摘要抽油杆柱的断脱是影响油田正常生产的主要因素之一。结合陇东油田抽油杆柱断脱资料，对引起抽油杆断脱的主要原因进行了全面剖析，认为疲劳破坏、机械磨损、腐蚀损坏是导致陇东油田抽油杆断脱的三大主要因素，提出了治理抽油杆断脱的“555”综合防治工程。 主题词抽油杆断脱分析防治措施 一、前言 近几年，随着陇东油田挖潜力度的不断加大，定向井的增多，油井泵深不断增大，而老油田油杆老化、斜井偏磨、腐蚀等问题日益严重，使得油杆断脱井次不断增加，不仅困扰着油井的正常生产，而且增 加了采油成本，2001年这一矛盾表现得更加突出。 通过对全厂1-10月份抽油杆断脱情况的调查，全厂1-10月份抽油杆断、脱共计655井次，占1-10月份检泵总井次2670的24.5%，其中抽油杆断裂453井次，占断脱总井次的69.2%，抽油杆脱扣202井 次，占断脱总井次的30.8%，详细情况见表1。 表1 采油二厂各作业区1-10月份油井断脱情况统计表
二、几种常见抽油杆类型及主要性能参数 1、常规钢抽油杆 常规钢抽油杆制造工艺简单，成本低，直径小，使用范围广，一般分为C级、D级、K级三个等级，一般经镦煅、整体热处理、外螺纹滚压加工，喷丸强化、油溶性涂料防护等工序，使其获得一定的抗疲劳和抗腐蚀疲劳的性能，目前陇东油田的抽油杆主要使用φ19mm和φ22mm两种尺寸的D级钢杆。其机械 性能如表2所示。 表2 常规钢抽油杆的机械性能 1998年我国几家单位合作研制成功的KD级抽油杆，采用23CrNiMoV钢，经正火加回火处理，抗 拉强度达到793MPa，屈服强度620MPa。 2、超高强度抽油杆 超高强度抽油杆承载能力比D级抽油杆提高20%左右，适用于深井、稠油井和大泵强采井，90年代以来北京巴威工贸总公司牟丰石油机械厂试制成功H级的超高强度抽油杆，平均抗拉强度提高到 1020MPa。 3、玻璃钢抽油杆 玻璃钢抽油杆具有重量轻、抗腐蚀、疲劳性能好、没有疲劳极限、可实现超行程，但其缺点也很明显，主要有价格贵，大约贵60%—85%；不能承受重压、耐温低、杆体不耐磨、报废后的抽油杆不能熔化 回收利用。 三、抽油杆断脱原因分析 抽油杆柱由于长期受交变载荷和油、气、水以及腐蚀介质的共同作用，再加之定向井的偏磨，使其成为机械采油中可靠性最低的设备，很容易发生断脱，导致抽油杆柱断脱的原因是多方面的，影响因素也错综复杂，就陇东油田的抽油井而言，根据断脱特征、部位及断脱原因分类统计（见表3），主要应从以 下三个方面进行剖析。 表3 采油二厂2001年1-10月份抽油杆断脱部位、断脱原因分类统计表
2.2.3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,另外通过计算发现,含水升高,抽油杆下行时,使抽油杆的中和点下移,加剧抽油杆弯曲。 2.3抽油杆腐蚀破坏 绝大多数油井,在开发中后期产出液都会含水,而产出水中又含有各种腐蚀介质,腐蚀性微生物等,伴生气中也会有CO2、H2S 等腐蚀气体,由于存在这些腐蚀介质,加上抽油杆承受的是不对称循环载荷,所以腐蚀损坏便成为油杆断裂的又一主要原因。 2.3.1 二氧化碳的影响 地层水中含有大量的CO2,它是由地球的地质化学过程产生的,当水中有游离的CO2存在时,水呈酸性反应,由于水中H+离子的量增多,就会产生氢去极化腐蚀,所以游离的CO2腐蚀,从腐蚀电化学的观点看,就是含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀。CO2溶于水呈弱酸性,因为弱酸只有一部分电离,所以随着腐蚀过程的进行,消耗掉的氢离子会被弱酸的继续电离所补充。钢材受游离CO2腐蚀而生成的腐蚀产物都是易溶的,在金属表面不易形成保护膜。CO2腐蚀坑通常是圆底,侧面很陡,连成一片,产生虫蛀效应。 2.3.2 硫化氢的影响 含硫油田中与油水共生的水往往含有硫化氢,碳钢的阳极产物铁离子与水中硫离子相结合生产硫化铁。硫化铁的溶度积很小,是一类难溶沉淀物,它常以黑色粉末或垢的形式附着在油杆表面。含H2S的水对金属材料的腐蚀破坏还有两种类型:一是氢脆,电化学腐蚀产生的氢渗入钢材内部,使材料韧性变差,引起微裂缝,使钢材变脆。二是硫化物应力腐蚀,在拉应力和残余应力作用下钢材氢脆裂纹发展,致使钢材破裂。以上两种腐蚀可能在没有任何征兆的情况下,在短时间突然发生,这应是预防的重点。H2S腐蚀坑是随机排列的,呈圆锥形,侧面较陡,坑的边缘圆滑,坑之间不相连,腐蚀物呈黑色,较粘,有硫化氢味。 3、抽油杆断脱综合防治措施 3.1强化抽油杆老化分析,预防断裂事故的发生。 根据统计,抽油杆故障发生有两个高峰,一是2-3年内,故障率在15%左右,另一高峰在7年以后,故障率高达32-47%。第一高峰是抽油杆质量导致,全井抽油杆中个别质量不合格问题暴露。第二高峰是操作造成,以后便是各种原因疲劳老化造成,因此要做好下井前检验、规范使用、后期损伤检测、更换四个过程的控
钢质连续抽油杆施工作业指导书 胜利高原石油装备有限责任公司连续杆分公司 2005年8月
目录 一、起连续杆操作 二、下连续杆操作 三、相关知识 第一节，拔游梁式抽油机驴头 第二节，安装抽油井防喷盒 第三节，安装井口装置 第四节，测量、计算油补距和套补距 第五节，常用井下作业地面工具及井口有关知识 1.管钳 2.扳手 3.井口装置相关知识 四、常见事故处理 1.井喷 2.井漏 3.沙卡 4.井下落物 5.解卡 6.打捞 五、检泵
第一节起连续杆操作 1.平整场地，支车立腿，确保作业车平稳、牢固。 2.调整作业机，保证连续杆能对准井口中心（误差≤10mm）。 3.充分了解管柱结构、抽油杆结构、泵型和附属配套的井下工具的型号、规格、尺寸、结构、操作要点，做到心中有数。 4.卸驴头负荷拔游梁抽油机驴头操作。 5.装抽油杆胶皮自封器或扶正胶皮。 6.了解检泵原因及采取相应的注意事项，了解压井、洗井的情况。 7.起抽油杆，由于拔出活塞、杆式泵、螺杆泵转子时负荷较大，所以速度要慢，特别是刚开始前20米时。若遇有砂卡现象应上下活动几下，慢慢的往上提，注意负荷表的变化。若有脱节器，应了解是什么结构的，解脱节器的方法要得当才行，光杆接头要是镦粗的要防止挂油管挂。 8.提出全部抽油杆及尾部带的柱塞、杆式泵、螺杆泵转子等，卸下，清洗干净。并检查提出全部抽油杆偏磨、腐蚀等缺陷作详细的记录。 9.对起出的活塞、脱节器上体，杆式泵本体、螺杆泵转子等物件交友甲方处理或进行检查，有无损坏、偏磨、腐蚀现象，并作好记录。 第二节下抽油杆操作 1.调整起下设备，保证大钩对中，使抽油杆能对准井口中心。 2.充分了解下杆目的，管柱结构、下井设备及工具的型号、规格、尺寸、结构和具体深度，按甲方设计书要求将杆柱下到指定深度。 自上而下 泵深=油补距+光杆方入长+抽油杆长+脱节器上体长+安全接头长+柱塞长 核对管柱试压否？ 3.下井前最后一次对活塞、转子、杆式泵、脱节器上体（安全接头）进行检查，确保无误，上扣拧在抽油杆下部接头上，并达到规定扭矩。 4.抽油杆下入井内，要保证速度均匀，下放平稳，避免遇阻时发生杆柱跳动。在活塞进入泵筒时一定要放慢速度，以防碰伤活塞。活塞进入泵底部后，做好记号，应上下活动几下，其幅度不大于一个冲程长度，观察压力表的变化，并校对深度，确定活塞进入泵筒或与活塞对接上。 5.装采油树油管头上法兰，法兰的钢圈槽和钢圈事先要清洗干净并抹上黄油。上法兰时要对角上螺栓，保证两法兰之间的间隙大小一致。螺栓上紧至规定扭矩。具体操作见P70 6.安装光杆并按每100m泵挂调防冲距50～100mm的原则调好防冲距，但要注意在活塞不撞击固定阀的前提下防冲距越小越好。 安装光杆注意两个问题：一是光杆的方入，二是光杆的方余。光杆的方入要大于深井泵的最大冲程。若方入短，光杆在上行时挂井口（已调好防冲距后）会使防喷盒损坏。光杆方余要保证在调好防冲距后，驴头在下死点时，井口防喷盒以上裸露1.5m左右。若方余过短，在检泵后，不能进行碰泵操作，或负荷方卡未卡紧，光杆溜入防喷盒后造成井口污染的环境。 （有的井口高度较高如有的加有闸门的应去掉；有的抽油机安装较低，方余过大，抽油机装的较高方余过小，要是具体情况而调方入和方余。） 除上述外还要求光杆保持垂直、无弯曲、无划痕并与防喷盒密封良好。 7.试抽 装好光杆防喷盒，拨正驴头，挂好毛辫子，起动抽油机，试抽正常后，即可交采油队。 第三节相关知识 一）拨驴头抽油机 一、准备工作 选好工具、用具及材料：900mm管钳1把，375mm、450mm活动扳手各1把，方卡子1只，白棕绳20m，大榔头1把。 二、操作步骤 1.将抽油机停在上死点，刹紧抽油机刹车。 2.用方卡子把光杆卡在采油树防喷盒以上0.1～0.2m处。
抽油泵失效原因分析与对策 发表时间：2019-06-11T11:24:36.710Z 来源：《中国电气工程学报》2019年第3期作者：王芳吕建军王洪波黎东李霞 [导读] 本文对抽油泵失效原因进行了分析，主要是作业施工质量差，地层因素影响，固定凡尔刺漏，游动凡尔罩脱断等原因，并提出了应对措施，主要是重视作业施工质量，改善固定凡尔材质，合理调整抽油机工作参数，改进常规泵柱塞衬套副的结构，采用易排砂的泵体结构等措施，提高了抽油泵的泵效。 1.抽油泵失效原因简析 1.1作业施工质量方面 主要是由于现场条件和周围环境的限制，往往不能保证下井管杆的清洁。同时由于控制成本的原因，在生产中部分老化的管杆还在继续使用，地面部分泥土、砂粒、管杆壁上的铁锈、垢、死油等沉淀到固定阀上，造成阀密封不严或堵塞阀球，在活塞上下运动时造成活塞卡在泵筒内不能正常抽油；某些泥质含量比较高的油井，在抽油过程中，出现周期性的固定阀堵塞，需多次作业更换固定阀座。从生产现场取出来的固定阀看，大部分都沉淀有不同程度的脏东西。 1.2地层因素影响 由于地层条件复杂，在引起抽油泵失效上，主要表现为地层出砂严重、产出液的高含水腐蚀性，这都不同程度的造成泵筒、柱塞、球阀的磨损腐蚀，使抽油泵失效。 1.3固定凡尔刺漏 常用的抽油泵固定凡尔大都采用6Cr18Mo或9Cr18Mo耐磨不锈钢材料制成。Cr在调制结构钢中的主要作用是提高淬透性，使钢经淬火回火后具有较好的力学性能；而Mo在钢中能提高淬透性和热强性，防止回火脆性。在热处理工艺中处理不当，将对固定凡尔的质量产生很大影响。 在绝大多数情况下，抽油泵达不到理想工况，在上冲程过程中，当泵腔未被液体完全充满时，泵腔顶部将出现低压气顶，随后在下冲程过程中，在活塞接触液体前游动阀一直处于关闭状态，直至与液体接触的瞬间液压突然升高，游动阀被打开，出现负向液击现象；而在抽油机下冲程向上冲程转换的瞬间，游动阀由打开状态转换为关闭状态，出现正向液击现象；同时在泵腔内出现低压气顶时，液体被气化，而下冲程泵阀被打开的瞬间，又出现高压状态，气化的液体又被液化，形成瞬时真空，产生气蚀现象。在液击和气蚀的频繁作用下使固定凡尔和游动凡尔失效。 1.4游动凡尔罩脱断 活塞游动凡尔罩在理想状态下，所受的力为抽油杆向上的拉力、抽油杆本身的重力、泵筒与活塞之间的摩擦力、液柱的惯性载荷等，正是由于在游动凡尔罩上作用的外力的综合交替作用下，形成了两个以游动凡尔罩为支点的力矩，这两个力矩在每个冲次中交替出现，大大增加了游动凡尔罩自身的疲劳强度，特别是在活塞下行程时，游动凡尔打开的瞬间，高速高压的液流冲击阀球，由于液流速度的不均匀和其他原因引起的振动，使阀球运动偏离阀座孔轴线，碰撞球室侧壁，在凡尔球的反复冲击下，3条筋处的圆柱形内孔变成椭圆形，3条筋的壁厚变薄，形成从凡尔罩断的抽油泵故障现象；同时由于力矩的存在，使拉杆和游动凡尔罩的结合处从过盈配合转化或部分转化为间隙配合，导致拉杆从游动凡尔罩上脱开。 2.应对措施 2.1重视作业施工质量 从影响抽油泵失效的固定凡尔堵塞来说，作业施工过程中，特别是下管柱过程中要采取措施，注重对井口的保护，雨雪天气施工时要尤为注意；在完井后不能只是单纯的进行试压，而要按规定进行大排量洗井；采油队作业监督要全过程、全方面的实施跟踪监督，保证作
目录 1 绪论 (1) 1.1 连续抽油杆作业车的发展背景 (1) 1.1.1 连续抽油杆的应用情况 (1) 1.1.2 作业车基本功能结构 (5) 1.1.3 碳纤维连续抽油杆作业车的应用前景 (5) 1.2 碳纤维连续抽油杆的特点及应用前景 (5) 1.2.1 碳纤维连续抽油杆的发展历史 (5) 1.2.2 碳纤维连续抽油杆的结构、特点及应用前景 (6) 2 碳纤维杆作业车夹持装置方案对比分析 (9) 2.1 动力方案对比 (9) 2.1.1 动力源选择 (9) 2.1.2 动力方案对比 (9) 2.2 夹紧方案对比分析 (9) 2.2.1 双油缸夹紧 (10) 2.2.2 单缸夹紧 (10) 2.3 本设计所采用的方案 (11) 2.3.1 本设计的工程背景： (11) 2.3.2 本设计拟定的初步方案 (11) 3 碳纤维杆作业车夹持装置设计分析 (12) 3.1 夹持装置的工作原理 (12) 3.2 链传动设计 (13) 3.2.1 夹持块整体结构受力分析 (13) 3.2.2链条设计 (14) 3.2.3 链轮设计 (15) 3.2.4 链传动的张紧与润滑 (16) 3.3 齿轮组设计 (16) 3.3.1 齿轮扭矩 (17) 3.3.2 弯曲疲劳许用应力 (17) 3.3.3 齿高比 (17) 3.3.4 载荷系数 (18) 3.3.5 齿形系数 (18) 3.3.6 比较选择系数 (18) 3.3.7 齿轮尺寸计算 (18) 3.3.8 齿轮的校核 (19) 3.4 主动链轮轴设计 (20) 3.4.1 基本参数 (20) 3.4.2 链轮上的力 (20) 3.4.3 初步确定轴直径 (20) 3.4.4 主动链轮轴结构设计 (20) 3.4.5 轴受力分析简图 (22) 3.4.6 求轴上载荷 (22)
φ95mm有杆抽油泵失效分析及预防措施 摘要根据胜坨油田近几年采用φ95mm有杆抽油泵提液的实践，分析了造成这种抽油泵失效的原因，包括与其配套的脱节器失效、抽油杆断脱、泵漏、电动机不配套和生产管理不善等。为增强泵的提液能力和工作可靠性，提出5 项预防措施：(1)选择有充足供液能力的油井；(2)在保持相同泵效的情况下，泵的沉没度应略大于小泵，推荐按450～500m设计；(3)采用H级超高强度抽油杆柱，并在杆柱底部配置一定重量的加重杆；(4)采用长冲程、低冲次的参数匹配，推荐光杆冲程大于5m，冲次小于6min-1；(5)为提高泵筒、活塞和阀座的防腐耐磨性，推荐采用“氧化锆阀球和阀座+喷焊柱塞+氮化泵筒”的结构形式。 主题词有杆抽油泵失效原因预防措施 Huang Richeng(Shengli Oil Production Plant, Shengli Petroleum Administration, Dongying City, Shandong Province). Failure analysis and precautions for φ95mm subsurface sucker rod pump. CPM, 1999, 27(3): 22～24 Based on the practice of the use of φ95mm subsurface sucker rod pump in Shengtuo Oilfield in recent years, the causes of the failure of the pump are analyzed, and relevant precautions are put forward: (1)selecting oil wells with sufficient fluid supply for pumping; (2)under the condition of the pump efficiency being the same, the submergence depth of the pump being somewhat larger than that of the small pump, and 450～500m being feasible; (3)adopting Grade H ultrahigh-strength rod string and fixing a sinker bar at the bottom of the rod string; (4)selecting long stroke and low pumping speed, and more than 5m stroke and less than 6min-1 pumping speed being recommended; (5)adopting zirconium oxide valve ball and seat ＋spray welded plunger ＋ nitrided barrel. Subject Concept Terms subsurface sucker rod pump failure cause preventive measure 胜坨油田综合含水率已超过94%，在“八五”期间及“九五”的前两年，提液的主要设备是电潜泵。到1997年底，全油田有电潜泵井526口，日产液量123646t，占全部液量的79.8%；日产油量5832t，占全部油量的67.5%。随着采油成本控制意识的强化，“经济油”已成为油田开发的追求目标，因此，提液工艺的经济性也已成为决策者考虑的主要问题。胜坨油田在“七五”和“八五”期间开展了大量的φ95mm有杆抽油泵提液试验，但工艺的可靠性差、有效期短的问题一直未能根本解决。1988年，该油田扩大有杆抽油泵应用规模，通过对配套工具的改进，在增强提液能力和延长有效生产周期方面都取得了较好效果。 φ95mm有杆抽油泵应用水平评价 1998年初，通过推广使用压缩式泄油器，从根本上解决了泄油器失效问题；推广H级超高强度抽油杆，使下泵深度比“七五”期间增加200～300m；对脱节器材质和热处理工艺的改进，使有效生产周期延长了近50天。截止1998年5月，全油田共开φ95mm有杆抽油泵井42口，其中将电潜泵改为φ95mm有杆抽油泵的井25口，泵径升级井17口。42口井的主要运行指标如下。 (1)单井产量平均单井日产液量为146.4t，单井日产油量为 6.93t，综合含水率为95.26%。 (2)检泵周期通过对42口井中的15口作业油井解剖分析，作业30次，完整检泵周期为195天。 (3)主要技术指标采用“14型游梁机+H级超高强度杆”系统，平均泵深843.1m，最大下泵深度达到
长庆油田××-××井 井别：（油、气、水井） 设计单位： 设计人： **修井公司 ××××年××月××日
审核意见： 签字：年月日审批意见： 签字：年月日
目录 一、基本数据 二、设计依据及施工目的 三、施工准备 四、井场布置 五、施工步骤及技术要求 六、压井液参数 七、井控技术措施及防火、防爆、防毒要求 八、QHSE要求 九、井场周围环境、道路等 十、联络电话 十一、井口及防喷器安装示意图 十二、井深结构及完井管柱示意图
一、基本数据 二、设计依据及施工目的 1、依据《××井地质设计》、《××井工程设计》、《井下作业操作规程》及相关行
业标准进行编制。 2、该井为级井控风险井，且是否为高气油比井，或特殊井。（在此处明确） 3、目前生产状况及上次修井情况： 4、上修原因及目的： 三、施工准备 1、工用具、特车、用水量及化工药品准备 （1）施工需要的井下作业设备及各类常用工用具类型、数量。 （2）配合施工的特车及数量。 （3）施工用水量及化工药品用量。 2、井控器材准备 3、井控附属设备准备 4、安全设施 （1）正压式空气呼吸器4套以上，压力25MPa以上，梅思安或斯博瑞安的产品。 （2）四合一检测仪2套，电力充足，梅思安或斯博瑞安的产品。 （3）隔离彩带200m，防渗布2包，现场急救包1套，17种药品有效。 5、消防器材 严格按照“两书一表”中的要求配备。 6、通讯器材
确保作业井场通讯畅通。 四、井场布置 井场布置按照Q/SYCQ3308-2009《油水井修井现场作业规范》、Q/SY1124.3-2007《石油企业现场安全检查规范第3部分：修井作业》和SY5727-2007《井下作业安全规程》执行。 五、施工步骤及技术要求 按顺序详细写明施工工序和技术质量要求。对施工的各项参数要给出明确的数值；需要现场计算的数据，要给出计算公式；需要现场配制的入井液体及数量，要给出配制方法和质量要求；要附有管柱示意图，并注明入井工具的型号、规范和下井深度，特殊的下井工具要注明注意事项和使用方法；对于需配合施工的，应注明配合单位的职责和要求。 六、压井液参数 七、技术措施及井控、防火、防爆、防中毒要求 （一）、技术措施 针对不同作业内容，制定针对性的技术措施 相关提示： 1、施工前按照《长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则》的要求，装全井控器材。起下油管安装好单闸板防喷器和自封封井器，起下抽油杆安装好抽油杆防喷器。 2、观察井口压力，如需进行放喷作业，按规定制定针对性强的具体措施，做好井控安全、环境保护措施。 3、套放出口连接好放喷硬管线，并大于20m，固定牢靠，装好压力表。 4、起下抽油杆若出现异常情况，立即关闭抽油杆防喷器，控制放喷和上报作业区和市场化公司。 （二）井控、防火、防爆、防中毒要求 针对不同作业内容，提出相应要求 相关提示：
油井抽油杆断脱故障原因分析 发表时间：2019-12-16T15:17:40.097Z 来源：《基层建设》2019年第25期作者：赵海涛周秋实邢颖 [导读] 摘要：本文对抽油杆常见的断、脱、偏磨、腐蚀、偏磨加腐蚀等事故原因进行了详细的分析，并提出了防断、防脱、防偏磨、防腐蚀的防治对策，原因分析和防治对策对实际生产有一定的借鉴指导作用。 大庆油田有限责任公司第二采油厂第六作业区大庆油田有限责任公司第六采油厂培训中心 大庆油田有限责任公司第六采油厂第四油矿 摘要：本文对抽油杆常见的断、脱、偏磨、腐蚀、偏磨加腐蚀等事故原因进行了详细的分析，并提出了防断、防脱、防偏磨、防腐蚀的防治对策，原因分析和防治对策对实际生产有一定的借鉴指导作用。 关键词：抽油杆事故原因防治对策 1 常见事故原因分析 1．1 断 抽油杆断的原因绝大部分情况是由于杆的金属材质存在缺陷，在井筒介质环境下形成了局部的小阳极与大阴极腐蚀电偶，从而造成在断点处局部坑蚀；再由于杆在生产过程中受拉伸压缩等复杂交变应力的作用，就容易在杆坑蚀处发生断裂。因此，杆断的原因主要是杆材质问题和由于腐蚀伤害及受力情况综合作用的结果。 1．2 脱 杆脱原因很多，归纳起来有：①抽油杆下井时上扣扭矩不够；②杆柱组合或生产参数不合理；③杆柱固有的工作特性所致；④抽油杆节箍处存在严重的偏磨和腐蚀现象，导致杆在节箍处脱扣。 1．3 偏磨 杆发生偏磨的原因也很多，归纳起来有：①井斜；②地层蠕变，如地层出砂、出盐严重等井况因素造成套管变形，使井段出现弯曲，产生“狗腿子”；③多种因素（如井筒结蜡、结盐较严重）使抽油泵柱塞下冲程时阻力增大，导致抽油杆发生弯曲；④原油含水升高，增加了管杆接触面的摩擦阻力，导致偏磨加重。在弯曲度（狗腿度）较小的地方，油管内壁和抽油杆节箍产生磨擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆节箍产生磨擦，油管内壁与抽油杆本体也产生磨擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重。在抽油杆柱的上部，表现为单面偏磨（见图1a），偏磨的正压力较大，上冲程和下冲程均产生摩擦，偏磨严重。这种偏磨往往把油管磨穿，是偏磨现象中最常见，也是破坏性最大的一种。在抽油杆柱的中性点以下，为双面偏磨。上冲程时，由于井斜使抽油杆与油管内壁的一侧面产生偏磨，下冲程时，由于管内各种阻力与重力的综合作用，使抽油杆弯曲，并与油管内壁的另一侧面产生偏磨，这样就使被偏磨的节箍断面呈图1b 和1c 所示的形状，同时使油管杆对应的两侧面磨成深槽，甚至被磨穿。 a 单面偏磨 b 双面偏磨 c 两侧面偏磨 图1 抽油杆接箍断面偏磨示意图 1．4 腐蚀 腐蚀是一种广泛存在的电化学反应现象。由于抽油机井所处的恶劣介质环境，“高温、高矿化度、高含水”都对腐蚀反应速度起着催化促进作用，Cl - 含量高，提供了抽油杆形成坑蚀的条件和机会。因此，容易在杆表面形成大阴极—小阳极的面积比结构，形成闭塞电池，逐渐“深挖”，最后将杆蚀断。 1．5 偏磨加腐蚀 杆的偏磨和腐蚀并不是简单的叠加，而是相互作用，相互促进。管杆偏磨，使管杆偏磨表面产生热能，从而使管杆表面铁分子活化，而产出液具有强腐蚀性，使偏磨处优先被腐蚀。由于腐蚀，使管杆偏磨表面更粗糙，从而磨损更严重。 2 防治对策 2.1 防脱 从上述造成杆脱的4 个方面的原因分析可知，要防治杆脱，主要应针对这4个方面对症下药进行防治：①必须保证作业时杆下井前上扣扭矩，上紧上满，不能因人为的原因造成杆脱隐患；②杆柱组合和生产参数必须严格按相关API 标准执行，认真优化杆柱组合和生产参数，决不能随意人为操作，避免无功而为；③增强杆的抗拉强度、抗疲劳强度等性能强度，从而尽量降低杆柱固有工作特性造成的杆脱； ④通过杆上装尼龙扶正器，油井加缓蚀剂等方法解决杆偏磨腐蚀严重的问题造成的杆脱。 2.2 防偏磨 抽油杆偏磨这一常见问题，通过大量的实践和研究，目前已经有了较为成熟的防治办法。 2.2.1 杆上加装尼龙扶正器 扶正器类型较为理想的有：KZX防磨扶正器，KBV 固定式扶正器，扶正节箍等。KZX防磨扶正器以丝扣连接在抽油杆上，拆装方便，扶正体是高强度耐磨塑料，能减少油管的磨损。另外，利用直锯齿和螺旋槽使扶正体旋转而均匀磨损，以达到使用寿命长久的目的。该扶正器适用于斜井和偏磨严重的井。具有结构简单，使用方便，寿命长，成本低的特点。KBV 固定式扶正器直接在抽油杆体上注塑。其主要特点是抽油杆体扶正的防偏磨。在弯曲度大的井段，对产生抽油杆偏磨的扶正有明显效果。但是在抽油杆的上部或偏磨严重的井段，使用寿命较短，有效期短。扶正节箍是在抽油杆节箍上增加了扶正防偏磨尼龙体。其主要特点是拆装方便，扶正效果好，适用于抽油杆柱下部因压缩弯曲的防偏磨；而在中性点上部，使用寿命较短。 2.2.2 旋转井口装置 该装置设计是通过地面人力转动来改变油管与抽油杆的偏磨面，使磨损面均匀分布，从而达到延长管杆使用寿命的目的。
抽油杆断脱原因及防治措施 摘要:抽油杆的断脱是影响油田正常生产的主要因素之一。本文结合抽油杆断脱资料,对引起抽油杆断脱的主要原因进行了全面剖析,认为疲劳破坏、机械磨损、腐蚀损坏是导致抽油杆断脱的三大主要因素,提出了治理抽油杆断脱的措施。 关键词:抽油杆;断脱;磨损;腐蚀;措施 1、引言 近几年,随着油田挖潜力度的不断加大,油井泵深不断增大,而老油田抽油杆老化、斜井偏磨、腐蚀等问题日益严重,使得抽油杆断脱井次不断增加,不仅困扰着油井的正常生产,而且增加了采油成本,近几年这一矛盾表现得更加突出。 2、抽油杆断脱原因分析 抽油杆柱由于长期受交变载荷和油、气、水以及腐蚀介质的共同作用,再加之定向井的偏磨,使其成为机械采油中可靠性最低的设备,很容易发生断脱。导致抽油杆柱断脱的原因是多方面的,影响因素也错综复杂,主要应从以下三个方面进行剖析。 2.1疲劳破坏 2.1.1抽油杆工作条件 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。 2.1.2负荷变化引起的疲劳破坏分析 光杆负荷在上下冲程中是不相同的,在保证产量的前提下,长冲程和小冲次可以使负荷变化最小,负荷的变化主要与光杆的冲程和抽油机悬点负荷有关。由于泵阀的作用,上冲程时抽油杆承受着液柱重量,下冲程时液柱的重量便作用在油管上。因此,上冲程开始时,举升的液柱重量会使抽油杆的负荷发生突然变化,冲次愈高负荷愈大,这种负荷的突变愈强烈。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。 2.2抽油杆机械磨损 2.2.1底部受压弯曲致使杆管偏磨 直井抽油杆弯曲产生于下冲程。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,杆柱与液体之间的摩擦力,采出液体通过排出阀的液流阻力所产生的向上作用力,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
碳纤维复合材料柔性连续抽油杆生产工艺 ?拉挤成型于1951年首次在美国注册专利，60年代发展很慢，70－80年代进入快速发展阶段。我国起步则较晚，直到90年代随着拉挤专用树脂技术的引进生产才进入快速发展时期。目前，引进及国产拉挤生产线已超过200条。我国发展拉挤与欧美形式相似：先开发形状简单的棒材，然后随着化工防腐、电力、采矿等行业的发展与需求，开发了型材制品，目前这些技术已经比较成熟。 拉挤工艺是一种连续生产复合材料型材的方法，它是将纱架上的无捻玻璃纤维粗纱和其他连续增强材料、聚脂表面毡等进行树脂浸渍，然后通过保持一定截面形状的成型模具，并使其在模内固化成型后连续出模，由此形成拉挤制品的一种自动化生产工艺。 利用拉挤工艺生产的产品其拉伸强度高于普通钢材。表面的富树脂层又使其具有良好的防腐性，故在具有腐蚀性的环境的工程中是取代钢材的最佳产品，广泛应用于交通运输、电工、电气、电气绝缘、化工、矿山、海洋、船艇、腐蚀性环境及生活、民用各个领域。 拉挤成型工艺形式很多，分类方法也很多。如间歇式和连续式，立式和卧式，湿法和干法，履带式牵引和夹持式牵引，模内固化和模内凝胶模外固化，加热方式有电加热、红外加热、高频加热、微波加热或组合式加热等。 拉挤成型典型工艺流程为： 玻璃纤维粗纱排布——浸胶——预成型——挤压模塑及固化——牵引——切割——制品
注射拉挤成型工艺流程图 拉挤成型设备组成 1、增强材料传送系统：如纱架、毡铺展装置、纱孔等。 2、树脂浸渍：直槽浸渍法最常用，在整个浸渍过程中，纤维和毡排列应十 分整齐。 3、预成型：浸渍过的增强材料穿过预成型装置，以连续方式谨慎地传递， 以便确保它们的相对位置，逐渐接近制品的最终形状，并挤出多余的树脂，然后再进入模具，进行成型固化。 4、模具：模具是在系统确定的条件下进行设计的。根据树脂固化放热曲线 及物料与模具的摩擦性能，将模具分成三个不同的加热区，其温度由树脂系统的性能确定。模具是拉挤成型工艺中最关键的部分，典型模具的长度
抽油杆断脱的结构分析 摘要 抽油杆在油管中的运动及油管自身的运动情况非常复杂,引起抽油杆与油管的内壁产生剧烈地摩擦,甚至将油管磨穿而造成油管漏失,或将抽油杆的节箍磨坏,造成抽油杆断脱,严重影响了抽油井的正常生产。陕西某油田区块，仅2013年抽油杆断脱35井次，占维护作业的10％以上，大量的杆柱断脱会给原油生产带来诸多影响。因此，针对抽油杆断裂进行结构分析，寻找有效的防断脱途经，减少抽油杆断脱频率，延长油井检泵周期是提高油田经济开发效益的迫切需要。 关键词：抽油杆、断脱、结构、分析
目录 摘要 (1) 1 问题的来源 (1) 1.1抽油杆断裂位置分析 (1) 1.2抽油杆断裂的原因 (1) 1.2.1 杆柱组合不合理，受力不均衡导致抽油杆疲劳破坏 (1) 1.2.2 复杂的斜井井眼轨迹导致抽油杆偏磨 (3) 1.2.3 杆的疲劳断裂 (4) 2 理论分析 (4) 2.1理论分析 (4) 2.2中和点的计算 (6) 3 抽油杆柱模型建立 (7) 3.1上冲程抽油杆柱受力模型 (7) 3.2下冲程抽油杆柱受力模型 (10) 3.3受力模型的边界条件 (11) 4 仿真分析 (12) 4.1仿真计算程序流程图 (12) 4.2仿真计算结果分析 (13) 5 结论 (14) 参考文献 (14)
1 问题的来源 近年来，在油田生产中，由于油井井下生产环境比较复杂，导致抽油杆断裂井频繁发生，严重影响了油井正常生产。 1.1 抽油杆断裂位置分析 以陕西安塞油田A区块为例，在断裂井中，光杆断6口，占17.0%；上部抽油杆（全井段深度的1/3以上）断15口，占43.0%；中部抽油杆（全井段深度的1/3-2/3）断10口，占29%；下部抽油杆（全井段深度的2/3以下）断2口，占5.7%；拉杆断2口，占5.7%。可见，抽油杆断裂位置主要集中在上部抽油杆、光杆，占到断裂井的43.0%；下部抽油杆断裂几率相对较小。 1.2 抽油杆断裂的原因 抽油杆是有杆抽油系统中传递动力的部件，在油井工作中带动泵柱塞作上下往复运动，承受交变载荷。如果杆柱受力较小，所受应力明显小于耐久极限时，则无数次的正反载荷循环都不会使其损坏。但是，如果承受的应力接近甚至超过耐久极限时，就可能因逐渐损伤而导致破坏，即所谓的疲劳破坏。疲劳损坏的抽油杆断面具有非常明显的特征，即逐渐损坏的部分因2个面相互研磨而显得非常光滑；由于超过了弹性极限而损坏的断面则很粗糙。总的来说，抽油杆的损坏都是由疲劳破坏造成的。影响钢材疲劳极限的因素有交变应力、周围环境的腐蚀影响、零件表面形状及工作应力范围等。通过对35井次抽油杆断裂情况进行分析可知，造成抽油杆损坏的主要原因有： 1.2.1 杆柱组合不合理，受力不均衡导致抽油杆疲劳破坏 组合不合理的抽油杆在不断恶劣的井下条件下工作，如惯性载荷的增大等，就很容易使抽油杆失稳而发生断裂。从统计情况看，抽油杆上部（包括光杆）断裂15口，占43.0%,这部分井断裂主要原因是泵挂深度不断增加，造成抽油杆最大拉应力增大，超过其屈服应力造成的，同时也使抽油机悬点载荷增大。 安塞油田开发初期，对长6油层定向井、相对高产井的机、杆、泵、匹配为：最大下泵深度1250米，采用CYJ5-1.8-13(H)B抽油机，悬点载荷为44KN，抽油杆采用D级杆，许用应力11Kg/mm2,组合比例为3/4×42%+5/8×58%，抽汲参数为1.50×9×381，这一设计未考虑泵深增加和油井结蜡，泵深增加和油井结蜡后，这一机、杆、泵的匹配比例就显得不适应。
长庆油田 井下作业井控实施细则 2019年3月 长庆油田井下作业井控实施细则 第一章总则 第一条井下作业井控技术，是确保油、气井试油（气）作业、压裂酸化作业和修井作业的必备技术。做好井控工作，可以防止和避免井喷及其失控事故，实现作业过程的安全生产，又有利于试油（气）中发现和保护好油气层，通过压裂酸化改造提高单井产量，顺利完成井下作业施工。 第二条井下作业井控工作的指导思想是“以人为本、安全第一、预防主”，长庆油田井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控。井控工作的重点在试油（气）队和修井队，关键在班组，要害在岗位。 第三条长庆油田井下作业井控的重点是天然气井、超前注水开发区块的油井、地层压力系数梯度大于0.9Mpa/100m和气油比大于100m3/t井的作业。 第四条井下作业的井控工作包括井控设计、井控装备配备及管理、油气层打开前的准备工作、井下作业施工过程井控工作、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训及井控管理制度等八个方面。 第五条本细则的制定依据中国石油天然气集团公司“石油与天然气井下作业井控规定”并结合了长庆油田井下作业的特点而制定的。 第六条天然气井不压井作业和高压油、水井不压井作业等特殊作业井控技术要求和管理由作业设计作详细规定。 第二章井控设计 第七条井控设计是井下作业工程设计的重要组成部分。在天然气井、区域油探井、评价井、调整更新井、注水活跃的井区、钻井作业中发现异常的井及老井新层、地层压力不明等井区进行试油、压裂、检泵或特殊作业施工的井要做单井井控设计。 第八条井控设计的主要内容有： 1、满足井控要求的井场布置。
2、井身结构：套管程序、尺寸、钢级、固井质量和水泥返高等。 3、油气层基本数据：射孔层位、井段、压力梯度、气油比等。 4、特殊情况介绍：钻井异常情况、相邻注水(注气)井分布和压力分布、邻井资料等。 5、井控装备要求：防喷器、油管旋塞阀、防喷井口、压井设备、节流压井管汇、放喷管线等。 6、压井液要求：配方、性能、数量等。 7、井控材料准备：清水、添加剂、加重材料等。 8、井控技术措施及防火、防毒要求：井喷的预防、预报、相关工况下井喷处理的预案、防火、防毒要求及器材准备等。 9、井控设计完成后应按规定程序进行审批。 第三章井控装备 第九条井控装备原则 1、气井井控装备统一按35MPa的压力级别进行配套。 2、区域油探井、评价井、调整更新井、注水活跃的井区、钻井作业中发现异常的井及老井新层、地层压力不明等井区进行试油、修井作业施工的井控装备统一按21Mpa 的压力级别进行配套，在其它油井作业施工的井控装备可以按14Mpa的压力级别进行配套。 3、含硫区域井控装备的选择执行中国石油天然气集团公司《石油天然气井下作业井控规定》。 第十条井下作业(试油、修井、措施)机组井控装备配置要求 1、从事井下作业的机组在所有的作业现场必须配备与作业井配套的防喷井口和油管旋塞。 2、油井修井机组配备21（14）MPa单闸板手动防喷器一套、与作业井井口匹配的防喷井口一套、21(14) MPa油管旋塞阀一只、抽油杆防喷器1套。 3、试油机组配备SFZ14-21MPa单阀扳手动防喷器一套、CYb 25/65防喷井口一套、21Mpa油管旋塞阀一套。 4、试气机组配备2SFZ18-35MPa双闸板手动防喷器一套、KQ60/65防喷井口一套、 ″J-55钢级以上平式油管联接并用地30MPa油管旋塞阀一套。试气地面放喷管线用27/ 8 锚固定。 5、气井修井机组按试气机组标准装备配备井控装备。