李京帥 李 森 王尊策 任向海 王子研 李若寧 陳 星

（1.東北石油大學(xué)機(jī)械科學(xué)與工程學(xué)院；2.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院）

隨著石油工業(yè)的發(fā)展，油田主要的采油方式逐漸由自噴式采油轉(zhuǎn)變?yōu)闄C(jī)械式采油，其中以有桿泵開采方式占據(jù)主導(dǎo)地位。 然而，抽油桿接箍的斷裂會(huì)導(dǎo)致有桿泵采油運(yùn)行效率降低、產(chǎn)液能力下降和系統(tǒng)效率降低［1］。 針對抽油桿接箍失效的問題，倪國斌從理論上敘述了機(jī)械式開采方式的機(jī)理，提出為提高機(jī)械式采油效率需進(jìn)一步探究阻礙機(jī)械式采油的因素［2］。 為了深入研究導(dǎo)致機(jī)械式采油低效的原因，眾多研究人員根據(jù)抽油桿的生產(chǎn)工藝流程，分析引起抽油桿接箍斷脫的原因，并提出相應(yīng)的預(yù)防措施［3～8］。 部分研究者通過實(shí)驗(yàn)并結(jié)合現(xiàn)場調(diào)研，根據(jù)抽油桿接箍在油田中的使用情況，通過扶正類防偏磨技術(shù)延長抽油桿的服役年限［9～14］。 由于各油田井況和采油工藝不同，眾多學(xué)者致力于對抽油桿接箍本身材料性能的研究，但缺乏對某油井具體工況的分析。 為此，筆者針對塔河油田具體井況（奧陶系碳酸鹽巖油藏， 有桿泵采油井占總生產(chǎn)井的比例為86.8%）和開采條件，將材料基體為35CrMo 的典型抽油桿接箍失效件作為研究對象， 從宏觀、微觀角度分析抽油桿接箍失效的因素，通過對新型扶正防偏磨金屬接箍的扶正滑套外表面進(jìn)行鎳基合金熱噴涂工藝處理，使之達(dá)到扶正、防磨損和防腐蝕的目的，為機(jī)械采油設(shè)備的研發(fā)與改進(jìn)奠定基礎(chǔ)，也為相關(guān)設(shè)計(jì)提供參考。

1 宏觀形貌分析

在油田生產(chǎn)過程中，由于抽油桿接箍安裝位置和工況的差異，其磨損和腐蝕情況也存在差異性。 據(jù)統(tǒng)計(jì)，2017 年塔河油田抽油機(jī)井中因桿和泵發(fā)生故障的井共有230 口，其中因桿柱斷脫而檢修的井?dāng)?shù)為56 口，約占總故障井?dāng)?shù)的1/4。圖1所示的是不同抽油桿接箍的磨損程度，因3#接箍磨損狀況較為普遍， 故以3#接箍作為研究對象，對它進(jìn)行磨損腐蝕分析。

3#接箍基體外圓面一側(cè)基本被磨穿且中部出現(xiàn)一條裂紋，內(nèi)部螺紋磨損嚴(yán)重，連接強(qiáng)度下降，接箍產(chǎn)生裂紋處存在明顯的腐蝕坑和腐蝕產(chǎn)物（圖2），該抽油桿接箍直接造成油井故障，導(dǎo)致油井停產(chǎn)。 3#接箍位于TK477 井，其位置在泵上900m 左右，兩端連接7/8 英寸（22mm）抽油桿，該油井下泵深度為1 904～2 376m，接箍原始壁厚為7.145mm，經(jīng)測量磨損后平均壁厚為1.770mm， 磨損率達(dá)75.23%。 在下沖程過程中，抽油桿柱受壓而產(chǎn)生螺旋屈曲，由于抽油桿接箍外徑大于抽油桿桿體外徑，因此抽油桿接箍優(yōu)先與油管接觸，進(jìn)而產(chǎn)生局部偏磨，偏磨嚴(yán)重時(shí)就會(huì)導(dǎo)致接箍失效。

2 材料性能分析

2.1 材料化學(xué)成分

為了確定抽油桿接箍材料本身對失效形式的影響，需要進(jìn)行化學(xué)成分分析。 在圖2 所示的裂紋壁上取樣，使用德國斯派克直讀光譜儀對材料為35CrMo 的抽油桿接箍進(jìn)行化學(xué)成分分析，檢測結(jié)果和GB/T 699—1999 中35CrMo 的成分對比見表1。可以看出，塔河油田抽油桿接箍材料化學(xué)成分符合國標(biāo)的要求。

表1 抽油桿接箍材料化學(xué)成分 %

2.2 硬度測試

為了確保該抽油桿接箍的加工過程滿足生產(chǎn)要求，需要進(jìn)行硬度測試。 在開裂接箍不同位置處選取3 個(gè)具有代表性的測試點(diǎn)進(jìn)行硬度測試。 3 個(gè)測試點(diǎn)的硬度值分別為234、240、231HBS，可以得到接箍的平均硬度值為235HBS，根據(jù)GB/T 699—1999 中的相關(guān)規(guī)定，經(jīng)調(diào)質(zhì)處理后35CrMo 的硬度值不小于229HBS10/3000，因此3#接箍的硬度符合國標(biāo)要求。

2.3 金相分析

在生產(chǎn)過程中，高溫高壓可能會(huì)造成接箍主體本身的組織變化， 因此需要進(jìn)行金相分析，觀察其微觀組織形態(tài)。 選取同批次未經(jīng)使用接箍和3#接箍制備金相試件，分別經(jīng)打磨、拋光和腐蝕后用蔡司Axiovert 25 光學(xué)顯微鏡進(jìn)行觀察。 由圖3 可知，白色物體為接箍金相組織中的鐵素體，黑色物體為索氏體，均屬于正常組織，因此可以排除由材料組織變化而引起接箍失效的可能性。

圖3 兩種接箍金相組織對比

3 腐蝕微觀形貌分析

3.1 腐蝕產(chǎn)物微觀形貌

保留3#接箍表面腐蝕物， 并加工成電鏡試件，進(jìn)行超聲波清洗，利用掃描電鏡觀察腐蝕產(chǎn)物，結(jié)果如圖4、5 所示。 由圖4 可知，低倍鏡下3#接箍表面有大量的微裂紋、 孔洞和夾雜相生成。接箍表面被腐蝕產(chǎn)物覆蓋， 腐蝕產(chǎn)物組織疏松、附著性差，無法對基體形成保護(hù)，為腐蝕離子提供通道，進(jìn)一步加劇腐蝕。 由圖5 可知，高倍鏡下接箍斷口大部分是沿晶開裂的，裂紋沿著大致垂直所施應(yīng)力的晶界延伸， 斷口存在部分韌窩狀態(tài)。 因此，外加應(yīng)力導(dǎo)致的應(yīng)變和腐蝕聯(lián)合作用產(chǎn)生的應(yīng)力腐蝕，最終造成了接箍斷口處的嚴(yán)重腐蝕。

圖4 低倍鏡下裂紋源區(qū)形貌 ×200

圖5 高倍鏡下裂紋源區(qū)形貌 ×1600

3.2 能譜儀微觀成分分析

多種腐蝕性元素的腐蝕產(chǎn)物均有組織疏松、附著性差的特征， 需要進(jìn)行能譜儀微觀成分分析，明確腐蝕性介質(zhì)的類型。

在3#接箍表面腐蝕嚴(yán)重區(qū)域， 選取18 個(gè)點(diǎn)進(jìn)行能譜儀微觀成分分析，筆者選取其中具有代表性的3 個(gè)點(diǎn)進(jìn)行分析（圖6～8），并將光譜處理分析結(jié)果列于表2～4。

圖6 第1 個(gè)點(diǎn)斷面腐蝕區(qū)能譜分析圖

圖7 第2 個(gè)點(diǎn)斷面腐蝕區(qū)能譜分析圖

圖8 第3 個(gè)點(diǎn)斷面腐蝕區(qū)能譜分析圖

表2 第1 個(gè)點(diǎn)光譜處理分析結(jié)果

表3 第2 個(gè)點(diǎn)光譜處理分析結(jié)果

（續(xù)表3）

表4 第3 個(gè)點(diǎn)光譜處理分析結(jié)果

（續(xù)表4）

可以看出， 除了接箍本身的主要元素C、Fe含量高以外，Cl、S 等較為典型的強(qiáng)腐蝕性元素含量也較高。 由于腐蝕產(chǎn)物受到偏磨，其腐蝕性元素的含量遠(yuǎn)高于能譜儀分析的比例，故接箍所受腐蝕較為嚴(yán)重。 此外，腐蝕產(chǎn)物中含有少量Ca 和Na 元素，在腐蝕區(qū)形成了少量質(zhì)地疏松的腐蝕產(chǎn)物。

4 新型防偏磨金屬接箍扶正器

由上文分析可知，抽油桿接箍材料與加工方式完全滿足生產(chǎn)要求，是偏磨和腐蝕造成了井下抽油桿接箍的失效。 為了減少抽油桿接箍的偏磨和腐蝕現(xiàn)象，且針對塔河油田超深、高溫、高壓和非均質(zhì)性極強(qiáng)的油井特點(diǎn)，筆者以由基本扶正器結(jié)構(gòu)演化而來的扶正防偏磨金屬接箍作為研究對象進(jìn)行詳細(xì)分析。

4.1 扶正防偏磨金屬接箍技術(shù)

扶正防偏磨金屬接箍由接箍主體、 扶正滑套、限位螺扣和銷釘組成。 在扶正滑套表面進(jìn)行鎳基合金熱處理工藝，可起到防偏磨、防腐蝕的作用。 此接箍結(jié)構(gòu)簡單緊湊、扶正滑套便于裝卸和更換，在節(jié)約成本的同時(shí)，兼具扶正、防局部偏磨和防腐蝕的效果。

4.2 鎳基合金熱噴涂工藝

抽油桿接箍通過熱處理工藝后，可提高材料的耐腐蝕性、耐磨性。 其中，鎳基合金元素主要包括鉻、鉬、鎢及少量的鈮、鉭和銦，除具有較好的耐磨性能外，其抗氧化、耐腐蝕和焊接性能也顯著提高， 通過噴涂工藝將它包覆在基體材料內(nèi)部，起到防腐蝕、防偏磨的效果。 目前，鎳基合金熱噴涂工藝在油田中已被廣泛應(yīng)用。

5 現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)與效果評(píng)價(jià)

通過對多個(gè)油井進(jìn)行檢泵工作， 選取了井液具有較高礦化度、 生產(chǎn)期間含水率偏高且桿管偏磨較為嚴(yán)重的某個(gè)井， 進(jìn)行扶正防偏磨金屬接箍現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)。 該井使用型號(hào)為38×5.1/CYB38TH6.6-1.2 的管式泵，泵掛深度2 919.18m，初期以5m×3n/min 的工作制度試抽求產(chǎn)，油壓0.8MPa，套壓0MPa，回壓0.8MPa，電流36/41A，出液穩(wěn)定。該油井整體抽油桿柱下部接箍偏磨嚴(yán)重， 其中第172根抽油桿 （井下1 376m 左右） 以下3/4 英寸（19mm）抽油桿接箍偏磨最為嚴(yán)重。 因此在完井柱塞以上140 根抽油桿（泵上1 120m 左右）中每間隔1 個(gè)普通接箍下入1 個(gè)扶正防偏磨金屬接箍，共下入70 個(gè)扶正防偏磨金屬接箍。

目前，在塔河油田中扶正防偏磨金屬接箍已穩(wěn)定生產(chǎn)300 天， 與安全使用期限為60 天的尼龍扶正器和安全使用期限為150 天的金屬刮蠟扶正器相比，顯著地延長了服役期限，有效提高了油田生產(chǎn)效率。

6 結(jié)論

6.1 選取塔河油田中具有代表性的抽油桿接箍進(jìn)行分析，從宏觀分析可以看出，抽油桿接箍受到嚴(yán)重的局部偏磨，導(dǎo)致接箍與抽油桿的螺紋連接強(qiáng)度降低，從而造成接箍的斷脫，此外失效接箍表面存在大量腐蝕坑和腐蝕產(chǎn)物。 通過對該接箍進(jìn)行材料成分分析、 硬度測試和金相分析發(fā)現(xiàn)，塔河油田抽油桿接箍材料成分和硬度均滿足國標(biāo)要求，3#接箍金相組織形態(tài)符合正常調(diào)質(zhì)處理工藝的顯微組織形態(tài)，其加工工藝符合國標(biāo)要求。

6.2 通過對腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行微觀分析和能譜儀微觀成分分析可知，接箍受到Cl、S 等強(qiáng)腐蝕性元素的腐蝕，且腐蝕較為嚴(yán)重。 此外，接箍斷口是由外加應(yīng)力導(dǎo)致的應(yīng)變和腐蝕聯(lián)合作用產(chǎn)生的應(yīng)力腐蝕共同造成的。

6.3 抽油桿接箍失效是接箍與油管發(fā)生局部偏磨與強(qiáng)腐蝕性元素引起的腐蝕共同作用的結(jié)果，偏磨造成接箍基體與腐蝕性元素的結(jié)合，腐蝕產(chǎn)物組織疏松又進(jìn)一步加劇了接箍的偏磨，二者的相互作用縮短了抽油桿接箍的服役期限。 因此，在生產(chǎn)過程中需同時(shí)考慮抽油桿接箍的防偏磨和防腐蝕措施。

6.4 扶正防偏磨金屬接箍的現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該結(jié)構(gòu)適用于塔河油田超深、高溫、高壓和非均質(zhì)性極強(qiáng)的油井，與尼龍扶正器和金屬刮蠟扶正器相比，其效果顯著，可廣泛應(yīng)用于塔河油田的生產(chǎn)。