王曉飛，馮立勇，韓 濤，閆 杰，曾波清，王學(xué)寶

（ 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

有桿泵采油是紅井子作業(yè)區(qū)的主要采油方式之一，截止2014 年12 月本區(qū)有桿泵油井共計(jì)578 口，平均泵深2 057.13 m，沉沒(méi)度215.8 m，液量5.0 m3，含水51.9 %，在用抽油桿為HL 和HY 兩種級(jí)別，其桿柱組合基本都是Φ22 mm×Φ19 mm×Φ22 mm 三級(jí)組合而成。自2012 年以來(lái)，紅井子作業(yè)區(qū)抽油桿斷脫頻繁，成為井筒治理的難題。 2012-2014 年統(tǒng)計(jì)資料顯示，抽油桿斷裂主要表現(xiàn)為抽油桿本體斷裂、 抽油桿絲扣處斷裂和抽油桿接箍處斷裂三種情況， 且上部Φ22 mm 抽油桿斷裂主要集中在井口下0 m～300 m。 針對(duì)存在的問(wèn)題開(kāi)展抽油桿斷綜合治理，效果顯著。

1 抽油桿斷裂概況

自2011 年紅井子作業(yè)區(qū)投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，本區(qū)抽油桿斷頻出，斷脫部位在抽油桿本體、節(jié)箍。 尤其是2013年，抽油桿斷裂發(fā)生105 井次。

2010-2014 年油桿斷裂井次與泵掛散點(diǎn)統(tǒng)計(jì)，自2010 年以來(lái)發(fā)生的326 井次桿斷裂，其泵掛深度均在2 000 m～2 500 m。

長(zhǎng)慶油田第三采油廠紅井子2010-2014 年油桿斷裂井的平均泵掛深度、沖次、含水都大于全廠及東線作業(yè)區(qū)的平均值，泵掛深度、沖次、含水是造成本區(qū)油桿疲勞斷裂，腐蝕（ 偏磨）疲勞斷裂的主要因素。

表1 基本生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比表

表2 紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年油桿斷裂鋼級(jí)對(duì)比

紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年不同鋼級(jí)油桿的斷裂井次（ 見(jiàn)表2），發(fā)現(xiàn)發(fā)生斷裂的油桿主要是HL 級(jí)油桿。

對(duì)紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年Φ22 mm 油桿斷裂位置的統(tǒng)計(jì)， 發(fā)現(xiàn)Φ22 mm 油桿斷裂的主要位置是井口下0 m～300 m，占68.9 %。

綜上所述， 本區(qū)油桿使用存在主要問(wèn)題是由于泵掛深度、沖次、含水造成油桿疲勞斷裂，腐蝕疲勞、偏磨斷裂，發(fā)生斷裂的油桿主要是HL 級(jí)油桿，上部Φ22 mm抽油桿斷裂主要集中在井口下0 m～300 m。

2 油桿斷裂原因分析

抽油桿在抽油機(jī)運(yùn)行過(guò)程中承受動(dòng)載荷、 摩擦載荷、柱塞以上液柱重力和自重等多種載荷，在交變載荷[1]的作用下做周期性的往復(fù)運(yùn)動(dòng)，易產(chǎn)生金屬極限疲勞， 并且由于井下條件的復(fù)雜性易造成抽油桿機(jī)械磨損、腐蝕損壞，從而造成斷裂等故障[2]。

2.1 疲勞斷裂

2.1.1 交變載荷下的疲勞斷裂 油井在交變載荷的作用下，抽油桿產(chǎn)生了非對(duì)稱(chēng)的循環(huán)應(yīng)力，當(dāng)應(yīng)力循環(huán)中的最大應(yīng)力值超過(guò)抽油桿柱許用的最大應(yīng)力值時(shí)，經(jīng)過(guò)一定的應(yīng)力循環(huán)次數(shù)后， 首先在應(yīng)力最集中的地方（ 偏磨、腐蝕處、抽油桿絲扣處、應(yīng)力槽處或抽油桿上的缺陷處）開(kāi)始形成極細(xì)的裂紋，然后隨著應(yīng)力循環(huán)次數(shù)繼續(xù)增加，裂紋逐漸擴(kuò)展[3]。 當(dāng)裂紋擴(kuò)展到使抽油桿不能承受的載荷時(shí)，抽油桿就會(huì)突然斷裂。在裂紋擴(kuò)展的過(guò)程中，由于應(yīng)力的交替變化，使裂紋兩邊的表面時(shí)而張開(kāi)，時(shí)而壓緊，因而彼此磨擦和擠壓，逐漸形成光滑區(qū)。 當(dāng)抽油桿突然斷裂時(shí)，形成的斷口為粗糙區(qū)（ 見(jiàn)圖1）。

圖1 油桿斷裂截面圖

紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年， 抽油桿斷裂326 井次，其中抽油桿本體斷裂202 井次、節(jié)箍斷裂36 井次、絲扣斷裂88 井次。數(shù)據(jù)表明在抽油桿柱的上部、中部、下部都有斷裂故障發(fā)生， 而不是集中在拉應(yīng)力最大的上部， 所以本區(qū)油桿是在交變載荷下發(fā)生的疲勞油桿斷面調(diào)查發(fā)現(xiàn)，抽油桿呈脆性斷裂，而不是塑性變形，這也是疲勞斷裂的特點(diǎn)， 所以交變載荷是導(dǎo)致油桿疲勞斷裂的原因之一。

2.1.2 拉伸頻次下的疲勞斷裂 當(dāng)油井下泵深度一定，沖程、泵徑不變的情況下，隨著沖次增加，懸點(diǎn)最大載荷不斷增大，最小載荷不斷減小，造成桿柱所受應(yīng)力差不斷加大，造成桿柱疲勞損壞。所以沖次過(guò)大也會(huì)造成油桿疲勞斷裂。 擬合曲線求得最大值2.0×107次，油桿斷裂井次在拉伸頻次達(dá)到2.0×107次時(shí)達(dá)到峰值，即2.0×107是油桿疲勞的臨界值，本區(qū)平均沖次3.9 次，油桿在使用約1 年（ 11 個(gè)月18 天）后進(jìn)入疲勞期。 本區(qū)油井平均沖次3.9 次，致使油桿拉伸頻率較頻繁，所以拉伸頻次也是導(dǎo)致油桿斷裂的原因之一。

2.1.3 深井疲勞斷裂 油桿斷裂位置與泵掛深度散點(diǎn)圖（ 見(jiàn)圖2），圖2 表明隨著泵掛深度的增加油桿斷裂井次增加， 且本區(qū)的油桿斷裂主要集中在泵掛深度為2 000 m～2 500 m，所以深泵掛也是導(dǎo)致油桿疲勞斷裂的原因之一。

圖2 油桿斷裂位置與泵掛深度散點(diǎn)圖

對(duì)比斷裂抽油桿生產(chǎn)年限發(fā)現(xiàn)， 連續(xù)生產(chǎn)1 年以?xún)?nèi)的抽油桿斷裂發(fā)生179 井次，占46.4 %；連續(xù)生產(chǎn)1年～2 年的抽油桿斷裂發(fā)生23.8 %； 連續(xù)生產(chǎn)2 年～3年的抽油桿斷裂發(fā)生77 井次，占20 %。

2.2 腐蝕疲勞、偏磨斷裂

2.2.1 腐蝕疲勞斷裂 腐蝕疲勞斷裂： 零件在交變載荷和腐蝕介質(zhì)的聯(lián)合作用下發(fā)生的低應(yīng)力斷裂[4]。油桿在運(yùn)動(dòng)過(guò)程中，首先應(yīng)力集中在腐蝕坑，形成腐蝕疲勞的裂紋源，之后在交變應(yīng)力作用下，裂紋不斷擴(kuò)展，最終油桿斷裂。

2.2.2 偏磨斷裂 井眼軌跡表現(xiàn)出不同程度的方向變化，油桿在井眼軌跡內(nèi)運(yùn)動(dòng)時(shí)受力較復(fù)雜，同時(shí)容易在造斜點(diǎn)、最大傾角處和油管發(fā)生偏磨。

油桿偏磨主要表現(xiàn)為接箍磨薄、 磨破甚至磨掉導(dǎo)致油桿斷脫；油桿本體磨細(xì)斷裂；油桿絲扣磨穿導(dǎo)致油桿斷脫。 根據(jù)對(duì)本區(qū)2010-2014 年油桿偏磨斷裂的具體部位和原因的統(tǒng)計(jì)， 發(fā)現(xiàn)偏磨導(dǎo)致的油桿斷裂共計(jì)105 井次，占油桿斷裂總井次的32.2 %。

3 紅井子作業(yè)區(qū)深井防斷綜合治理及效果

針對(duì)紅井子采油作業(yè)區(qū)斷脫頻次， 從兩方面進(jìn)行了綜合治理：

3.1 加強(qiáng)監(jiān)督

（ 1）對(duì)每口斷脫油井進(jìn)行分析，核實(shí)斷脫原因，分析主導(dǎo)因素，有針對(duì)性的開(kāi)展治理；

（ 2）井下作業(yè)監(jiān)督加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督，確保每口井治理對(duì)策能夠落實(shí)到位；

（ 3）對(duì)存在質(zhì)量問(wèn)題的抽油桿停用，防止帶病入井。

3.2 技術(shù)政策調(diào)整

3.2.1 調(diào)整桿柱組合 針對(duì)桿柱組合不合理的， 進(jìn)行優(yōu)化。

（ 1）泵深≤1 500 m 時(shí)，按照φ22 mm 55%+φ22 mm 45 %；（ 2）1 500 m≤泵深≤1 800 m 時(shí)，φ22 mm 45 %+φ19 mm 40 %+φ22 mm 15 %；（ 3）1 800 m≤泵深≤2 000 m 時(shí)，φ22 mm 40 %+φ19 mm 48 %+φ22 mm 12 %；（ 4） 泵深≥2 000 m 時(shí)，φ25 mm 10 %+φ22 mm 30 %+φ19 mm 50 %+φ12 mm 10 %。

累計(jì)優(yōu)化調(diào)整組合123 井次。

3.2.2 更換質(zhì)量存在問(wèn)題的抽油桿 針對(duì)HL 級(jí)抽油桿鋼級(jí)差，頻繁出現(xiàn)絲扣斷的情況，對(duì)HL 級(jí)抽油桿進(jìn)行更換。

（ 1）對(duì)泵深超過(guò)1 500 m 的油井，上部抽油桿全部更換HY 級(jí)抽油桿；（ 2） 對(duì)于使用3 年以上的HL 級(jí)抽油桿全部更換HY 級(jí)抽油桿。

3.2.3 開(kāi)展化學(xué)三防治理 針對(duì)井筒環(huán)境復(fù)雜， 腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重的油井，開(kāi)展化學(xué)三防專(zhuān)項(xiàng)治理，累計(jì)優(yōu)化調(diào)整加藥井102 口，新增加藥井167 口。3.2.4 防磨治理

（ 1）針對(duì)偏磨嚴(yán)重的油井，增加扶正防磨措施，累計(jì)增加扶正器1 026 個(gè)；（ 2） 使用新型防偏磨節(jié)箍，防止節(jié)箍偏磨造成的斷脫，累計(jì)使用354 個(gè)。

3.2.5 開(kāi)展降載治理

（ 1）對(duì)泵效低、產(chǎn)量低的油井及時(shí)進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化，在提升泵效的同時(shí)，降低抽油機(jī)懸點(diǎn)復(fù)合，降低抽油桿符合；（ 2）地面參數(shù)優(yōu)化后，降低油井循環(huán)次數(shù)，延長(zhǎng)抽油桿使用壽命。

3.3 取得的成效

3.3.1 產(chǎn)生的生產(chǎn)價(jià)值 通過(guò)2013 年、2014 年兩年的綜合治理，桿斷故障呈現(xiàn)明顯下降趨勢(shì)，全年單井?dāng)嗔杨l次由2012 年的0.49 次/口·年下降到0.21 次/口·年。年平均斷脫總井次降低。2014 年本區(qū)油井開(kāi)井597口，年斷脫頻次降低0.28 次/口，減少年斷脫井次167井次。

圖3 近年斷脫故障井次對(duì)比

圖4 近年斷脫頻次對(duì)比

3.3.2 產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)價(jià)值

（ 1）節(jié)約井下作業(yè)費(fèi)166.31 萬(wàn)元，通過(guò)對(duì)2010 年至2013 年三年斷脫井次中檢泵作業(yè)區(qū)所占的比例進(jìn)行分析，檢泵作業(yè)頻率約占總斷脫次數(shù)的38 %。

修井費(fèi)=167×62 %×0.62+（ 13 800+（ 2 057-1 600）×6-450）×38 %=1 663 146 元

（ 2）年平均減少原油影響約355.3 t/a，通過(guò)對(duì)本區(qū)平均單井處斷、檢泵時(shí)間進(jìn)行分析，本區(qū)平均處斷時(shí)間為14 h，平均檢泵時(shí)間為48 h，本區(qū)平均單井產(chǎn)能為1.9 t/d。

減少的影響=167×62 %×14/24×1.9+167×38 %×48/24×1.9=355.3 t

4 結(jié)論及建議

（ 1）造成本區(qū)油管斷裂的主要因素是疲勞斷裂、腐蝕疲勞斷裂和偏磨疲勞斷裂， 其中單一因素造成的斷裂有限，主要是疲勞與偏磨、腐蝕的協(xié)同作用加劇了油桿斷裂；

（ 2）交變載荷、高沖次、深泵掛是導(dǎo)致本區(qū)油桿疲勞斷裂的主要因素；

（ 3）HL 級(jí)抽油桿在拉伸頻次達(dá)到2×107后進(jìn)入疲勞期；

（ 4）本區(qū)油桿斷裂井次隨泵掛深度的增加而增加，且主要集中在泵掛深度為2 000 m～2 500 m；

（ 5）在深井中Φ22 mm 抽油桿的斷裂主要發(fā)生在井口下300 m， 該段油桿換為Φ25 mm 的良好治理效果為后續(xù)深井的上部斷裂治理提供了技術(shù)指導(dǎo)；

（ 6）從工藝角度出發(fā)，在深井防油桿斷裂治理中，合理的沖次， 合理的油桿的鋼級(jí)是防止油桿斷裂的關(guān)鍵。

［ 1］ 陳鐳.抽油機(jī)懸點(diǎn)最小載荷計(jì)算偏差對(duì)抽油桿柱受力狀況評(píng)價(jià)的影響［ J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào)（ 自然科學(xué)版），2000，24（ 5）：55-57.

［ 2］ 王倩，任向海，等.塔河油田油桿斷裂原因分析及防治［ J］.內(nèi)蒙古石油化工，2013，（ 15）：74-75.

［ 3］ 董其宏，牛宗華，趙署生.抽油桿斷裂原因分析［ J］.內(nèi)蒙古石油化工，2014，（ 17）：46-48.

［ 4］ 劉建國(guó)，高嵩，劉軍.抽油桿失效原因探討［ J］.油氣田地面工程，2006，25（ 6）：43.