塔河油田抽油杆接箍磨损腐蚀研究与对策

李京帅 李 森 王尊策 任向海 王子研 李若宁 陈 星

（1.东北石油大学机械科学与工程学院；2.中国石化西北油田分公司工程技术研究院）

随着石油工业的发展，油田主要的采油方式逐渐由自喷式采油转变为机械式采油，其中以有杆泵开采方式占据主导地位。 然而，抽油杆接箍的断裂会导致有杆泵采油运行效率降低、产液能力下降和系统效率降低［1］。 针对抽油杆接箍失效的问题，倪国斌从理论上叙述了机械式开采方式的机理，提出为提高机械式采油效率需进一步探究阻碍机械式采油的因素［2］。 为了深入研究导致机械式采油低效的原因，众多研究人员根据抽油杆的生产工艺流程，分析引起抽油杆接箍断脱的原因，并提出相应的预防措施［3～8］。 部分研究者通过实验并结合现场调研，根据抽油杆接箍在油田中的使用情况，通过扶正类防偏磨技术延长抽油杆的服役年限［9～14］。 由于各油田井况和采油工艺不同，众多学者致力于对抽油杆接箍本身材料性能的研究，但缺乏对某油井具体工况的分析。 为此，笔者针对塔河油田具体井况（奥陶系碳酸盐岩油藏， 有杆泵采油井占总生产井的比例为86.8%）和开采条件，将材料基体为35CrMo 的典型抽油杆接箍失效件作为研究对象， 从宏观、微观角度分析抽油杆接箍失效的因素，通过对新型扶正防偏磨金属接箍的扶正滑套外表面进行镍基合金热喷涂工艺处理，使之达到扶正、防磨损和防腐蚀的目的，为机械采油设备的研发与改进奠定基础，也为相关设计提供参考。

1 宏观形貌分析

在油田生产过程中，由于抽油杆接箍安装位置和工况的差异，其磨损和腐蚀情况也存在差异性。 据统计，2017 年塔河油田抽油机井中因杆和泵发生故障的井共有230 口，其中因杆柱断脱而检修的井数为56 口，约占总故障井数的1/4。图1所示的是不同抽油杆接箍的磨损程度，因3#接箍磨损状况较为普遍， 故以3#接箍作为研究对象，对它进行磨损腐蚀分析。

3#接箍基体外圆面一侧基本被磨穿且中部出现一条裂纹，内部螺纹磨损严重，连接强度下降，接箍产生裂纹处存在明显的腐蚀坑和腐蚀产物（图2），该抽油杆接箍直接造成油井故障，导致油井停产。 3#接箍位于TK477 井，其位置在泵上900m 左右，两端连接7/8 英寸（22mm）抽油杆，该油井下泵深度为1 904～2 376m，接箍原始壁厚为7.145mm，经测量磨损后平均壁厚为1.770mm， 磨损率达75.23%。 在下冲程过程中，抽油杆柱受压而产生螺旋屈曲，由于抽油杆接箍外径大于抽油杆杆体外径，因此抽油杆接箍优先与油管接触，进而产生局部偏磨，偏磨严重时就会导致接箍失效。

2 材料性能分析

2.1 材料化学成分

为了确定抽油杆接箍材料本身对失效形式的影响，需要进行化学成分分析。 在图2 所示的裂纹壁上取样，使用德国斯派克直读光谱仪对材料为35CrMo 的抽油杆接箍进行化学成分分析，检测结果和GB/T 699—1999 中35CrMo 的成分对比见表1。可以看出，塔河油田抽油杆接箍材料化学成分符合国标的要求。

表1 抽油杆接箍材料化学成分 %

2.2 硬度测试

为了确保该抽油杆接箍的加工过程满足生产要求，需要进行硬度测试。 在开裂接箍不同位置处选取3 个具有代表性的测试点进行硬度测试。 3 个测试点的硬度值分别为234、240、231HBS，可以得到接箍的平均硬度值为235HBS，根据GB/T 699—1999 中的相关规定，经调质处理后35CrMo 的硬度值不小于229HBS10/3000，因此3#接箍的硬度符合国标要求。

2.3 金相分析

在生产过程中，高温高压可能会造成接箍主体本身的组织变化， 因此需要进行金相分析，观察其微观组织形态。 选取同批次未经使用接箍和3#接箍制备金相试件，分别经打磨、抛光和腐蚀后用蔡司Axiovert 25 光学显微镜进行观察。 由图3 可知，白色物体为接箍金相组织中的铁素体，黑色物体为索氏体，均属于正常组织，因此可以排除由材料组织变化而引起接箍失效的可能性。

图3 两种接箍金相组织对比

3 腐蚀微观形貌分析

3.1 腐蚀产物微观形貌

保留3#接箍表面腐蚀物， 并加工成电镜试件，进行超声波清洗，利用扫描电镜观察腐蚀产物，结果如图4、5 所示。 由图4 可知，低倍镜下3#接箍表面有大量的微裂纹、 孔洞和夹杂相生成。接箍表面被腐蚀产物覆盖， 腐蚀产物组织疏松、附着性差，无法对基体形成保护，为腐蚀离子提供通道，进一步加剧腐蚀。 由图5 可知，高倍镜下接箍断口大部分是沿晶开裂的，裂纹沿着大致垂直所施应力的晶界延伸， 断口存在部分韧窝状态。 因此，外加应力导致的应变和腐蚀联合作用产生的应力腐蚀，最终造成了接箍断口处的严重腐蚀。

图4 低倍镜下裂纹源区形貌 ×200

图5 高倍镜下裂纹源区形貌 ×1600

3.2 能谱仪微观成分分析

多种腐蚀性元素的腐蚀产物均有组织疏松、附着性差的特征， 需要进行能谱仪微观成分分析，明确腐蚀性介质的类型。

在3#接箍表面腐蚀严重区域， 选取18 个点进行能谱仪微观成分分析，笔者选取其中具有代表性的3 个点进行分析（图6～8），并将光谱处理分析结果列于表2～4。

图6 第1 个点断面腐蚀区能谱分析图

图7 第2 个点断面腐蚀区能谱分析图

图8 第3 个点断面腐蚀区能谱分析图

表2 第1 个点光谱处理分析结果

表3 第2 个点光谱处理分析结果

（续表3）

表4 第3 个点光谱处理分析结果

（续表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 等较为典型的强腐蚀性元素含量也较高。 由于腐蚀产物受到偏磨，其腐蚀性元素的含量远高于能谱仪分析的比例，故接箍所受腐蚀较为严重。 此外，腐蚀产物中含有少量Ca 和Na 元素，在腐蚀区形成了少量质地疏松的腐蚀产物。

4 新型防偏磨金属接箍扶正器

由上文分析可知，抽油杆接箍材料与加工方式完全满足生产要求，是偏磨和腐蚀造成了井下抽油杆接箍的失效。 为了减少抽油杆接箍的偏磨和腐蚀现象，且针对塔河油田超深、高温、高压和非均质性极强的油井特点，笔者以由基本扶正器结构演化而来的扶正防偏磨金属接箍作为研究对象进行详细分析。

4.1 扶正防偏磨金属接箍技术

扶正防偏磨金属接箍由接箍主体、 扶正滑套、限位螺扣和销钉组成。 在扶正滑套表面进行镍基合金热处理工艺，可起到防偏磨、防腐蚀的作用。 此接箍结构简单紧凑、扶正滑套便于装卸和更换，在节约成本的同时，兼具扶正、防局部偏磨和防腐蚀的效果。

4.2 镍基合金热喷涂工艺

抽油杆接箍通过热处理工艺后，可提高材料的耐腐蚀性、耐磨性。 其中，镍基合金元素主要包括铬、钼、钨及少量的铌、钽和铟，除具有较好的耐磨性能外，其抗氧化、耐腐蚀和焊接性能也显著提高， 通过喷涂工艺将它包覆在基体材料内部，起到防腐蚀、防偏磨的效果。 目前，镍基合金热喷涂工艺在油田中已被广泛应用。

5 现场实验与效果评价

通过对多个油井进行检泵工作， 选取了井液具有较高矿化度、 生产期间含水率偏高且杆管偏磨较为严重的某个井， 进行扶正防偏磨金属接箍现场实验。 该井使用型号为38×5.1/CYB38TH6.6-1.2 的管式泵，泵挂深度2 919.18m，初期以5m×3n/min 的工作制度试抽求产，油压0.8MPa，套压0MPa，回压0.8MPa，电流36/41A，出液稳定。该油井整体抽油杆柱下部接箍偏磨严重， 其中第172根抽油杆 （井下1 376m 左右） 以下3/4 英寸（19mm）抽油杆接箍偏磨最为严重。 因此在完井柱塞以上140 根抽油杆（泵上1 120m 左右）中每间隔1 个普通接箍下入1 个扶正防偏磨金属接箍，共下入70 个扶正防偏磨金属接箍。

目前，在塔河油田中扶正防偏磨金属接箍已稳定生产300 天， 与安全使用期限为60 天的尼龙扶正器和安全使用期限为150 天的金属刮蜡扶正器相比，显著地延长了服役期限，有效提高了油田生产效率。

6 结论

6.1 选取塔河油田中具有代表性的抽油杆接箍进行分析，从宏观分析可以看出，抽油杆接箍受到严重的局部偏磨，导致接箍与抽油杆的螺纹连接强度降低，从而造成接箍的断脱，此外失效接箍表面存在大量腐蚀坑和腐蚀产物。 通过对该接箍进行材料成分分析、 硬度测试和金相分析发现，塔河油田抽油杆接箍材料成分和硬度均满足国标要求，3#接箍金相组织形态符合正常调质处理工艺的显微组织形态，其加工工艺符合国标要求。

6.2 通过对腐蚀产物进行微观分析和能谱仪微观成分分析可知，接箍受到Cl、S 等强腐蚀性元素的腐蚀，且腐蚀较为严重。 此外，接箍断口是由外加应力导致的应变和腐蚀联合作用产生的应力腐蚀共同造成的。

6.3 抽油杆接箍失效是接箍与油管发生局部偏磨与强腐蚀性元素引起的腐蚀共同作用的结果，偏磨造成接箍基体与腐蚀性元素的结合，腐蚀产物组织疏松又进一步加剧了接箍的偏磨，二者的相互作用缩短了抽油杆接箍的服役期限。 因此，在生产过程中需同时考虑抽油杆接箍的防偏磨和防腐蚀措施。

6.4 扶正防偏磨金属接箍的现场实验结果表明，该结构适用于塔河油田超深、高温、高压和非均质性极强的油井，与尼龙扶正器和金属刮蜡扶正器相比，其效果显著，可广泛应用于塔河油田的生产。