深井抽油桿防斷綜合治理試驗及效果評價

王曉飛，馮立勇，韓 濤，閆 杰，曾波清，王學寶

（ 中國石油長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578 口，平均泵深2 057.13 m，沉沒度215.8 m，液量5.0 m3，含水51.9 %，在用抽油桿為HL 和HY 兩種級別，其桿柱組合基本都是Φ22 mm×Φ19 mm×Φ22 mm 三級組合而成。自2012 年以來，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。 針對存在的問題開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)投入開發(fā)以來，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統(tǒng)計，自2010 年以來發(fā)生的326 井次桿斷裂，其泵掛深度均在2 000 m～2 500 m。

長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)對比表

表2 紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年油桿斷裂鋼級對比

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

對紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年Φ22 mm 油桿斷裂位置的統(tǒng)計， 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

抽油桿在抽油機運行過程中承受動載荷、 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運動，易產(chǎn)生金屬極限疲勞， 并且由于井下條件的復雜性易造成抽油桿機械磨損、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)生了非對稱的循環(huán)應力，當應力循環(huán)中的最大應力值超過抽油桿柱許用的最大應力值時，經(jīng)過一定的應力循環(huán)次數(shù)后， 首先在應力最集中的地方（ 偏磨、腐蝕處、抽油桿絲扣處、應力槽處或抽油桿上的缺陷處）開始形成極細的裂紋，然后隨著應力循環(huán)次數(shù)繼續(xù)增加，裂紋逐漸擴展[3]。 當裂紋擴展到使抽油桿不能承受的載荷時，抽油桿就會突然斷裂。在裂紋擴展的過程中，由于應力的交替變化，使裂紋兩邊的表面時而張開，時而壓緊，因而彼此磨擦和擠壓，逐漸形成光滑區(qū)。 當抽油桿突然斷裂時，形成的斷口為粗糙區(qū)（ 見圖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， 所以交變載荷是導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，懸點最大載荷不斷增大，最小載荷不斷減小，造成桿柱所受應力差不斷加大，造成桿柱疲勞損壞。所以沖次過大也會造成油桿疲勞斷裂。 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到2.0×107次時達到峰值，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 個月18 天）后進入疲勞期。 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圖（ 見圖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圖

對比斷裂抽油桿生產(chǎn)年限發(fā)現(xiàn)， 連續(xù)生產(chǎn)1 年以內(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)生的低應力斷裂[4]。油桿在運動過程中，首先應力集中在腐蝕坑，形成腐蝕疲勞的裂紋源，之后在交變應力作用下，裂紋不斷擴展，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)運動時受力較復雜，同時容易在造斜點、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、 磨破甚至磨掉導致油桿斷脫；油桿本體磨細斷裂；油桿絲扣磨穿導致油桿斷脫。 根據(jù)對本區(qū)2010-2014 年油桿偏磨斷裂的具體部位和原因的統(tǒng)計， 發(fā)現(xiàn)偏磨導致的油桿斷裂共計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

針對紅井子采油作業(yè)區(qū)斷脫頻次， 從兩方面進行了綜合治理：

3.1 加強監(jiān)督

（ 1）對每口斷脫油井進行分析，核實斷脫原因，分析主導因素，有針對性的開展治理；

（ 2）井下作業(yè)監(jiān)督加強現(xiàn)場監(jiān)督，確保每口井治理對策能夠落實到位；

（ 3）對存在質(zhì)量問題的抽油桿停用，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 針對桿柱組合不合理的， 進行優(yōu)化。

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

累計優(yōu)化調(diào)整組合123 井次。

3.2.2 更換質(zhì)量存在問題的抽油桿 針對HL 級抽油桿鋼級差，頻繁出現(xiàn)絲扣斷的情況，對HL 級抽油桿進行更換。

（ 1）對泵深超過1 500 m 的油井，上部抽油桿全部更換HY 級抽油桿；（ 2） 對于使用3 年以上的HL 級抽油桿全部更換HY 級抽油桿。

3.2.3 開展化學三防治理 針對井筒環(huán)境復雜， 腐蝕結(jié)垢嚴重的油井，開展化學三防專項治理，累計優(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）針對偏磨嚴重的油井，增加扶正防磨措施，累計增加扶正器1 026 個；（ 2） 使用新型防偏磨節(jié)箍，防止節(jié)箍偏磨造成的斷脫，累計使用354 個。

3.2.5 開展降載治理

（ 1）對泵效低、產(chǎn)量低的油井及時進行參數(shù)優(yōu)化，在提升泵效的同時，降低抽油機懸點復合，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)價值 通過2013 年、2014 年兩年的綜合治理，桿斷故障呈現(xiàn)明顯下降趨勢，全年單井斷裂頻次由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比

圖4 近年斷脫頻次對比

3.3.2 產(chǎn)生的經(jīng)濟價值

（ 1）節(jié)約井下作業(yè)費166.31 萬元，通過對2010 年至2013 年三年斷脫井次中檢泵作業(yè)區(qū)所占的比例進行分析，檢泵作業(yè)頻率約占總斷脫次數(shù)的38 %。

修井費=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，通過對本區(qū)平均單井處斷、檢泵時間進行分析，本區(qū)平均處斷時間為14 h，平均檢泵時間為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、深泵掛是導致本區(qū)油桿疲勞斷裂的主要因素；

（ 3）HL 級抽油桿在拉伸頻次達到2×107后進入疲勞期；

（ 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；

（ 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， 合理的油桿的鋼級是防止油桿斷裂的關鍵。

［ 1］ 陳鐳.抽油機懸點最小載荷計算偏差對抽油桿柱受力狀況評價的影響［ J］.石油大學學報（ 自然科學版），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，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.