李 寅，李世文，李艷琦

（1.玉門油田老君廟采油廠，甘肅酒泉 735000；2.玉門油田工程技術(shù)研究院，甘肅酒泉 735000）

1 概況

鴨兒峽油田油井平均泵掛深度2 400 m，其中泵掛深度大于2 400 m的油井占比61%，而存在桿柱失效的油井泵掛深度主要在2 300 m以上。抽油桿失效主要表現(xiàn)為斷脫，斷脫油井中含水率小于50%的油井占比44%，含水率大于80%的油井占比35%，其余含水區(qū)間的油井占比21%。在斷脫桿柱類型中，Φ19 mm鋼桿本體斷脫占比高達(dá)90%為主要斷脫類型，其余占比較高的是Φ22 mm鋼桿，同時還存在防脫器活動軸、抽油桿接箍斷脫的現(xiàn)象。抽油桿接箍斷脫時表現(xiàn)為單面偏磨或雙面偏磨，其中單面偏磨占比60%，雙面偏磨占比40%。

2 抽油桿失效機(jī)理分析

2.1 偏磨導(dǎo)致的桿柱失效

2.1.1 抽油桿偏磨形態(tài)演變

通過檢泵作業(yè)發(fā)現(xiàn)，偏磨失效是區(qū)塊內(nèi)抽油桿失效的主要類型之一。根據(jù)偏磨部位可進(jìn)一步分為桿本體偏磨與接箍偏磨，接箍偏磨占比較大。根據(jù)偏磨形態(tài)可以分類為抽油桿本體單面偏磨、抽油桿本體多面偏磨、接箍單面偏磨、接箍多面偏磨。[1-2]研究發(fā)現(xiàn)各個類型的偏磨形態(tài)并不是孤立出現(xiàn)的，而是存在一定的繼承性與發(fā)展性。起初，抽油桿因各類原因開始屈曲時，這時桿管發(fā)生偏磨后所表現(xiàn)的形態(tài)是某一部位的單面偏磨。但是如果油井在生產(chǎn)過程中采取洗井、降黏、化清、調(diào)沖次等常規(guī)措施，這時抽油桿與采出液的摩阻力Frlm、抽油桿本身的慣性載荷Iixr會發(fā)生較大的變化，原本的平衡狀態(tài)就會發(fā)生改變，那么就會發(fā)生偏磨部位的轉(zhuǎn)移或者同一部位偏磨面的擴(kuò)展。因為接箍的外徑大于抽油桿本體外徑，所以當(dāng)偏磨部位發(fā)生變化時，最終都會落到接箍與油管偏磨。同樣如果抽油桿受力長期保持平衡不變，那么多面偏磨形態(tài)下會存在一個優(yōu)勢面，且優(yōu)勢面會逐漸侵蝕其他偏磨面，最終又會變?yōu)閱蚊嫫?，但是這時的偏磨面會比剛開始形成的單偏磨面大許多。而區(qū)塊內(nèi)抽油桿接箍偏磨形態(tài)基本上是多面偏磨形態(tài)或者為其衍生出的單面偏磨形態(tài)，原始單面偏磨形態(tài)只在少部分油井中出現(xiàn)。

圖1 偏磨形態(tài)與演變過程

2.1.2 井眼軌跡變化導(dǎo)致的偏磨

區(qū)塊內(nèi)部分油井因鉆井提速導(dǎo)致井眼軌跡變化復(fù)雜，井斜較偏大。抽油桿在該類井生產(chǎn)時，因存在井斜角θ，故抽油桿所受的拉力F與綜合重力W會產(chǎn)生一個水平方向的分力Fx。在水平分力的作用下抽油桿與油管內(nèi)壁接觸并產(chǎn)生剛性摩擦。[3-4]結(jié)合公式（2-1）可知當(dāng)受力點(diǎn)越接近井口時F、W越大，但是因為井斜角θ接近于0，所以此次抽油桿并不發(fā)生偏磨，這點(diǎn)與礦場實際吻合。若是井斜越大則水平分力越大，偏磨現(xiàn)象就比較嚴(yán)重。

由桿柱受力分析可知，桿柱中性點(diǎn)以上始終處于拉升狀態(tài)[4]，所以在拉力F產(chǎn)生的正壓力Fx的作用下，上、下沖程都受井斜影響，均表現(xiàn)為單面偏磨。在抽油桿中性點(diǎn)以下為雙面偏磨。因為在上沖程時，桿柱處于拉升狀態(tài)，井斜使得抽油桿與油管內(nèi)壁的一側(cè)產(chǎn)生偏磨；下沖程時，由于管內(nèi)各種阻力與重力的綜合作用，抽油桿處于受壓狀態(tài)，發(fā)生屈曲，與油管內(nèi)壁的另一側(cè)產(chǎn)生偏磨。

鴨區(qū)斷脫井?dāng)?shù)中存在偏磨的油井占50%，其偏磨段主要受井斜控制，桿柱拉力與綜合重力影響較弱，偏磨段主要集中在1 800 m～2 200 m之間。區(qū)域油井采用二開鉆進(jìn)方式，鉆速較高，井斜控制相對較弱。例如鴨1-X井，井深1 800 m～2 600 m井眼軌跡變化復(fù)雜，井斜角大（圖2-a），其偏磨現(xiàn)象嚴(yán)重，與上文偏磨形態(tài)中分析的一致，主要為油管接箍偏磨（圖2-b、c）。2 a內(nèi)，該井桿柱因偏磨失效4次，屬于典型的因井斜導(dǎo)致桿柱失效油井。

圖2 鴨1-X井井眼軌跡變化與偏磨情況

2.1.3 中性點(diǎn)過高導(dǎo)致的偏磨

抽油桿中性點(diǎn)以下桿柱失穩(wěn)模型可以等價于壓桿穩(wěn)定模型。[5-6]（圖3）抽油桿下行后半沖程時，根據(jù)材料力學(xué)中的歐拉公式（2-2），可知當(dāng)軸向上的載荷大于臨界載荷Fcr時，桿柱失穩(wěn)發(fā)生屈曲。中性點(diǎn)模型表明此時只有液體通過游動凡爾時的阻力FV、襯套與柱塞間的摩擦Fz這兩個載荷直接作用于抽油桿底部端面，即FV+Fz為軸向載荷。故可得出當(dāng)抽油桿失穩(wěn)時，桿柱載荷與歐拉臨界載荷滿足式（2-3）。同時歐拉臨界載荷公式表明當(dāng)桿柱長度越長則臨界載荷越小，桿柱更易失穩(wěn)發(fā)生屈曲。結(jié)合抽油桿中性點(diǎn)受力特點(diǎn)式（2-4）分析可知，當(dāng)流體黏度越大、抽油桿沖次越快、沖程越長時，即抽油桿中性點(diǎn)過高，抽油桿越易失穩(wěn)屈曲。當(dāng)抽油桿截面越大時即使用大規(guī)格的抽油桿作為加重桿時，歐拉臨界載荷值大大提高，此時下沖程抽油桿不易發(fā)生失穩(wěn)屈曲。

圖3 抽油桿失穩(wěn)模型

抽油桿中性點(diǎn)以下失穩(wěn)后，便容易與油管內(nèi)壁接觸，進(jìn)而導(dǎo)致桿柱偏磨失效。經(jīng)過統(tǒng)計，偏磨井?dāng)嗝擖c(diǎn)在中性點(diǎn)以下的油井占比80%，說明中性點(diǎn)過高是區(qū)域內(nèi)桿柱失效的主要因素之一，當(dāng)然上文提到的井斜角大的問題與中性點(diǎn)過高的問題同時存在，該類井一般采用22 mm加重桿。

2.1.4 油管彈性形變導(dǎo)致的偏磨

抽油桿在上沖程時，管柱內(nèi)液柱載荷從油管轉(zhuǎn)移到柱塞，油管開始彈性收縮，因收縮應(yīng)力的影響，油管在其中性點(diǎn)以下發(fā)生屈曲，使管、桿接觸面積增大從而產(chǎn)生磨損（圖4-a）。[7]油管彈性屈曲造成的管桿偏磨段主要集中在泵拉桿以上20根抽油桿內(nèi)，總體上在油管中性點(diǎn)以下到泵深位置。但中性點(diǎn)位置又與泵工作筒以下尾管的長度有關(guān)，若加長尾管，則泵工作筒以下油管的質(zhì)量增大，中性點(diǎn)下移，可以有效地減少油管彎曲長度，緩解偏磨，或者可以使用油管錨，錨定尾管避免油管彈性收縮產(chǎn)生的屈曲。[8]（圖4-b、c）

圖4 油管彈性形變受力示意圖

2.1.5 含水升高加劇偏磨損傷

當(dāng)管桿發(fā)生偏磨時，磨損速率的大小與兩者之間的潤滑介質(zhì)有關(guān)。[9]油井含水率對管桿之間的摩擦系數(shù)與磨損速率具有顯著影響，隨著油井含水率的升高，管桿間的摩擦系數(shù)和磨損率增大：當(dāng)油井含水率小于 70%時，摩擦系數(shù)處于0.06～0.13之間：當(dāng)含水處于 70%～85%之間時，摩擦系數(shù)約為 0.13～0.25。根據(jù)室內(nèi)研究成果，當(dāng)油井含水率大于 74%時，產(chǎn)出液乳化物換相，由油包水型轉(zhuǎn)換成水包油型，摩擦潤滑劑由油變成水，失去原油的潤滑作用，摩擦系數(shù)增大，油管內(nèi)壁和抽油桿磨損速度加快。這就解釋了現(xiàn)場某些直井機(jī)采投產(chǎn)初期未發(fā)生明顯的偏磨跡象，但近幾年因偏磨導(dǎo)致的桿柱失效次數(shù)增加。其主要原因就是含水率隨著開發(fā)時間的延長而上升，導(dǎo)致油管內(nèi)的潤滑介質(zhì)發(fā)生變化，加劇管桿磨損速率，使桿柱偏磨失效頻次升高。結(jié)合上述分析統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，區(qū)塊內(nèi)油井含水大于50%的斷脫井?dāng)?shù)量過半。

2.2 應(yīng)力腐蝕開裂導(dǎo)致抽油桿失效

檢泵時發(fā)現(xiàn)抽油桿存在應(yīng)力腐蝕開裂導(dǎo)致的失效。應(yīng)力腐蝕開裂是指金屬合金在腐蝕與拉應(yīng)力的協(xié)同作用下產(chǎn)生的破裂。[10]它只在材料承受一定拉應(yīng)力且材料在環(huán)境中存在各類腐蝕情況下才能發(fā)生。通常含有雜質(zhì)的合金易發(fā)生應(yīng)力腐蝕。

抽油桿在工作時滿足上述失效條件。首先，抽油桿在工作過程中持續(xù)受拉應(yīng)力，且因為抽油桿連接端是由鍛造機(jī)熱壓成型的，在模具中鍛造拉伸過程中材料處于熔融狀態(tài)，此時存在雜質(zhì)與空氣有侵入材料的可能性，這時加工出的抽油桿就存在內(nèi)微孔。內(nèi)微孔的出現(xiàn)導(dǎo)致抽油桿局部出現(xiàn)應(yīng)力集中現(xiàn)象，導(dǎo)致抽油桿抗拉強(qiáng)度大幅下降。（圖5-a）其次是腐蝕環(huán)境，井筒中的腐蝕主要為電化學(xué)腐蝕，當(dāng)油井產(chǎn)出液含水在超過70%時乳化液換相，原油對桿管的潤滑作用消失或降低，抽油桿和油管干磨，水與氧氣進(jìn)一步腐蝕抽油桿，金屬腐蝕現(xiàn)象明顯。（圖5-b） 通過腐蝕油管取樣分析，腐蝕產(chǎn)物形態(tài)為多顆粒堆積狀，顆粒之間較為疏松，形成了各種濃差的腐蝕電池（電化學(xué)腐蝕），導(dǎo)致局部腐蝕嚴(yán)重。Fe、O、Cl、C、S含量較高，采出氣中CO2含量8.5%，CO2腐蝕占主導(dǎo)作用，由于采出液中Cl-含量高，加劇了CO2腐蝕。腐蝕類型為CO2腐蝕+電化學(xué)腐蝕。（圖8-c）故部分抽油桿存在應(yīng)力腐蝕開裂現(xiàn)象，主要存在于抽油桿接頭變徑處，且斷面棱角明顯并存在明顯的腐蝕點(diǎn)。（圖5-d、e）

圖5 鴨區(qū)斷脫井腐蝕情況

圖6 理論計算與極限工況下的修正古德曼圖

2.3 疲勞損傷導(dǎo)致抽油桿失效

抽油桿工作時承受著交變載荷，因此在抽油桿內(nèi)產(chǎn)生了由σMAX到σMIN的非對稱循環(huán)應(yīng)力。在交變載荷的作用下，抽油桿易發(fā)生疲勞損傷，且疲勞損傷的發(fā)生會隨著桿體結(jié)構(gòu)的磨損而加劇。區(qū)塊內(nèi)桿柱偏磨問題嚴(yán)重，加劇了抽油桿疲勞損傷，為此篩選了部分?jǐn)嗝摼嬎闫湓S用應(yīng)力比。結(jié)合統(tǒng)計圖發(fā)現(xiàn)，φ22 mm抽油桿許用應(yīng)力比普遍較高，30%的油井許用應(yīng)力比超過0.8，全部超過0.6；Φ19 mm抽油桿許用應(yīng)力比超過0.7的占比15%；80%的Φ25 mm抽油桿許用應(yīng)力比在0.6以內(nèi)。結(jié)合礦場實際φ22 mm抽油桿疲勞斷脫現(xiàn)象明顯，且該類抽油桿使用年限較長，桿本體抗疲勞能力較弱。說明φ22 mm桿設(shè)計許用應(yīng)力比較大。

為進(jìn)一步驗證桿柱設(shè)計合理性，選取斷脫井的φ22 mm抽油桿置于修正古德曼圖中進(jìn)行校核，結(jié)果表明在理論工況計下，桿柱載荷設(shè)計符合標(biāo)準(zhǔn)，不存在疲勞損傷。但是理論工況下井筒流體黏度偏低，未考慮井筒局部結(jié)蠟、流體乳化、含水較高、生產(chǎn)參數(shù)偏大等現(xiàn)場生產(chǎn)矛盾。當(dāng)考慮上述工況后做出在極限工況下修正古德曼圖，發(fā)現(xiàn)部分抽油桿存在疲勞損傷風(fēng)險。極限工況是將現(xiàn)場生產(chǎn)管理的各類情況與理論計算結(jié)果相匹配的結(jié)果，對于上一階段的現(xiàn)場管理與桿柱配比具有現(xiàn)實意義。分析認(rèn)為在設(shè)計桿柱結(jié)構(gòu)時應(yīng)當(dāng)考慮極限工況，控制桿柱許用應(yīng)力比最大極限在0.7以內(nèi)，可保證抽油桿生產(chǎn)不受疲勞損傷，可進(jìn)一步降低抽油桿失效問題的治理難度。

3 治理對策與效果分析

1)針對井眼軌跡變化復(fù)雜的油井，應(yīng)當(dāng)采用高分子扶正器；對于井斜變化較大且集中磨損井段可使用兩扶正器抽油桿，保證抽油桿本體盡量不與油管內(nèi)壁接觸。目前現(xiàn)場使用注塑刮蠟桿代替兩扶桿進(jìn)行試驗，試驗井檢泵周期明顯延長150～180 d，抽油桿偏磨程度明顯減輕。

2)針對中性點(diǎn)過高的油井，需及時優(yōu)化桿柱結(jié)構(gòu)，目前該類油井普遍使用φ22 mm抽油桿作為加重桿，因區(qū)域泵掛普遍較深，故不能使用加鉛加重桿。目前優(yōu)化使用φ25 mm抽油桿作為加重桿，優(yōu)化調(diào)整20余井次，70%的井調(diào)整后中性點(diǎn)以下偏磨現(xiàn)象消失，治理效果明顯。

3)針對產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量較小的油井，為防止其油管蠕動，可下入油管錨將油管錨定。液量較高的井可采用深尾管管柱結(jié)構(gòu)，深尾管管柱結(jié)構(gòu)一方面可通過重力自正作用校正管柱形態(tài)，其次可減少井筒積液，增大油井生產(chǎn)壓差，釋放地層生產(chǎn)能力。針對生產(chǎn)氣液比較大的油井建議采用深尾管與封隔器配套技術(shù)，將封隔器盡可能下入生產(chǎn)段上部，可最大程度利用油井溶解氣對井筒液柱的舉升作用，同時可保證油管垂直形態(tài)并克服彈性伸縮。目前現(xiàn)場根據(jù)油井產(chǎn)狀特征成熟使用相應(yīng)配套技術(shù)60余井次，在防止桿柱失效、井筒挖潛方面取得了顯著成效。

(1)目前抽油桿腐蝕現(xiàn)象并非區(qū)域內(nèi)桿柱失效的主要因素，但是存在腐蝕現(xiàn)象的抽油桿逐年增多。所以“早發(fā)現(xiàn)。早治理”防腐蝕的主要治理思路。目前正在研究犧牲陽極保護(hù)、掛片防腐等措施的可行性。

(2)在桿柱設(shè)計方面應(yīng)當(dāng)考慮現(xiàn)場各類工況因素，將許用應(yīng)力比的最大范圍下調(diào)至0.7，為極限工況預(yù)留材料的抗疲勞強(qiáng)度，盡量減緩抽油桿疲勞損傷，延長檢泵周期。同時現(xiàn)場采用優(yōu)化措施周期、加裝自動加藥裝置、優(yōu)化機(jī)采參數(shù)（沖程、沖次、泵掛）等措施減少油井出現(xiàn)極限工況的頻率；將現(xiàn)場管理與室內(nèi)設(shè)計相匹配，已形成完備的現(xiàn)場治理體系。

4 總結(jié)

1)鴨區(qū)抽油桿頻繁失效現(xiàn)象是由多種失效機(jī)理共同作用的結(jié)果，其中偏磨失效與疲勞損傷占比較高，腐蝕失效逐年顯著。其中Φ19 mm抽油桿本體斷脫主要是因偏磨導(dǎo)致的，Φ22 mm抽油桿斷脫多為疲勞損傷。

2)偏磨失效存在多種作用機(jī)理，且偏磨形態(tài)存在明顯的繼承與演化過程。在治理過程中需因井制宜、細(xì)分作用機(jī)理，找準(zhǔn)主要偏磨因素，治理對策方能見到成效。

3)設(shè)計時加入對現(xiàn)場極限工況的考慮，提高設(shè)計可行性。且中心點(diǎn)下移可有效解決抽油桿柱屈曲問題。

4)提升現(xiàn)場管理水平一定程度上可以避免抽油桿失效速率過快的問題。合理的生產(chǎn)參數(shù)（長沖程、滿沖次、淺泵掛），可有效減少桿柱失效頻率。

5)深尾管配套技術(shù)體系應(yīng)用效果明顯，技術(shù)推廣較為成功，目前是區(qū)塊內(nèi)主要治理對策之一。