淺談抽油桿斷裂PPT課件

1、一、一、20132013年維護作業(yè)年維護作業(yè)概況概況20132013年維護作業(yè)統(tǒng)計表年維護作業(yè)統(tǒng)計表生產(chǎn)運行科采油隊年計劃已發(fā)生完成情況（%）年剩余量一隊7290.25100-18.25二隊1820.5100-2.5三隊7382.75100-9.75合計163193.5100-30.5 2013年全廠累計維護作業(yè)井次數(shù)為193.5井次，與2012年相比我廠維護作業(yè)井次數(shù)有所下降；做好躺井原因分析，做到“預防為主，治理為輔”，降低作業(yè)井次、降低原油成本；做好躺井原因分析，做到“一井一策”，提高作業(yè)質量，避免返修，減少作業(yè)占產(chǎn)，保證穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)。華北分公司第二采油廠第1頁/共20頁一、一、 2013

2、2013年維護作業(yè)年維護作業(yè)概況概況2013年維護作業(yè)原因分類統(tǒng)計表采油一隊采油二隊采油三隊全廠維護作業(yè)90.2520.582.75193.5桿斷脫341431.579.5管漏4652677卡泵7.251.518.527.25泵漏失2024清蠟檢泵1034 由以上圖表可以看出，我廠井下維護作業(yè)原因主要是桿斷脫和管漏失；分析造成桿斷脫和管漏失的原因，采取相應的預防措施，對2014年降低作業(yè)頻次，降低原油成本，擁有重要意義。39.79% 41.09% 14.08% 2.07% 2.07% 0.90% 管漏桿斷脫卡泵泵漏失清蠟檢泵其他華北分公司第二采油廠第2頁/共20頁一、一、20132013年維護

3、作業(yè)概況年維護作業(yè)概況二、斷桿原因分析及預防二、斷桿原因分析及預防主要匯報內容主要匯報內容華北分公司第二采油廠第3頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防抽油桿斷裂機械磨損井斜角狗腿度優(yōu)化組合避開偏磨摩擦力運動性質不可避免具體分析疲勞破壞材質質量鋼級優(yōu)選質量把關載荷參數(shù)合理調整直接控制腐蝕破壞流體性質科學加藥減小腐蝕 在實際生產(chǎn)過程中，造成抽油桿斷脫的這3個主要原因是同時存在又相互影響。為簡化分析，下面將從每個方面的單一面分別討論分析，它們對斷桿的影響。華北分公司第二采油廠第4頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防1 1、疲勞破壞 根據(jù)SY-T5029-2006抽油桿標準要求

4、，鋼制D級、H級抽油桿的疲勞性能如下表 當沖次分別為27n/min時，以最小循環(huán)周次計算，抽油桿使用年限見下表（每口抽油井運行天數(shù)以360天計算）沖次（n/min）234 56 7使用周期（年）0.960.640.48 0.390.32 0.28 根據(jù)抽油桿的材質、沖次能夠估算出抽油桿理論使用時間范圍，根據(jù)上表得到最小理論使用周期在半年以上。抽油桿材質、抽油桿質量、載荷變化、抽油桿工作條件等會引起或加劇疲勞破壞，降低了抽油桿的使用壽命，最終導致斷裂。 建議：不影響產(chǎn)量前提下，采取間開制度，減少抽油桿疲勞破壞，可延長抽油桿使用周期。D級抽油桿HL，HY型抽油桿 （Mpa）循環(huán)周次 （Mpa）循環(huán)

5、周次406106540106華北分公司第二采油廠第5頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防以HK8AHK8A井為例，討論沖程、沖次、載荷對桿柱所受應力的影響泵徑 (mm)沖程s (m)沖次n (n/min)泵掛L (m)385.62.51809油管內徑 (mm)原油密度 (kg/m3)含水率 (%)鋼密度 (kg/m3)62850927850抽油桿直徑d(mm)截面積fr（cm2）空氣中每米抽油桿質量qr（kg/m）6分桿192.852.30 7分桿223.83.07 1寸桿253.913.17 華北分公司第二采油廠第6頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防華北分公司第二采

6、油廠第7頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防 通過上訴方法計算出HK8A井最大、最小應力及最大許用應力，討論沖程、沖次的變化與懸點極限載荷的關系；產(chǎn)液（t/d）含水（%）泵掛（m）沖程（m）沖次（n/min）油桿組合（22mm+19mm）15.19921809.00 51.00 7分桿32%+6分桿68%14.75921809.00 52.00 2.00 7分桿32%+6分桿68%13.78921809.00 53.003.00 7分桿32%+6分桿68%14.0921809.00 54.00 4.00 7分桿32%+6分桿68%16.91921809.00 55.00 7分桿32

7、%+6分桿68%17.50921809.00 56.00 7分桿32%+6分桿68%18.97921809.00 57.00 7分桿32%+6分桿68%18.92921809.00 58.00 7分桿32%+6分桿68%17.93921809.00 59.00 7分桿32%+6分桿68%17.24921809.00 510.00 7分桿32%+6分桿68%0246810120501001502002503003504004502012年10月2013年1月2013年5月2013年8月2013年11月最大應力Mpa最大許用應力Mpa沖次（n/min） 隨著沖次的增加，油桿的最大應力逐漸增加，最大

8、許用應力緩慢下降，兩者有一個交點，該點為臨界點，超過此點最大應力大于最大許用應力，抽油桿將發(fā)生破壞；華北分公司第二采油廠第8頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防產(chǎn)液（t/d）含水（%）泵掛（m）沖程（m）沖次（n/min）油桿組合（22mm+19mm）15.19921809.00 23.50 7分桿32%+6分桿68%14.75921809.00 2.53.50 7分桿32%+6分桿68%13.79921809.00 33.50 7分桿32%+6分桿68%14.00921809.00 3.53.50 7分桿32%+6分桿68%16.91921809.00 43.50 7分桿32%+

9、6分桿68%17.53921809.00 4.54.53.50 7分桿32%+6分桿68%18.97921809.00 53.50 7分桿32%+6分桿68%18.92921809.00 5.53.50 7分桿32%+6分桿68%17.93921809.00 63.50 7分桿32%+6分桿68%17.24921809.00 6.53.50 7分桿32%+6分桿68%16.20921809.00 73.50 7分桿32%+6分桿68%0123456783263283303323343363383402012年12月 2013年1月2013年3月 2013年5月2013年6月 2013年8月 2

10、013年10月 2013年11月最大應力Mpa最大許用應力沖程（m） 隨著沖程的增加，油桿的最大應力逐漸增加，最大許用應力下降，兩者有一個交點，該點為臨界點，超過此點最大應力大于最大許用應力，抽油桿將發(fā)生疲勞破壞；華北分公司第二采油廠第9頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防華北分公司第二采油廠個人認為：單獨強調“長沖程、慢沖次”是不合理的。只有我們所選用的“長沖程、慢沖次”使我們的桿柱組合的各級桿的應力范圍比相接近時，才能在保證桿柱組合的合性理。下步計劃：分析在桿柱組合固定基礎上改變工作參數(shù)，是否還能滿足桿柱設計的等強度原則。第10頁/共20頁三、原因分析及預防三、原因分析及預防

11、針對管桿偏磨，我廠從造成偏磨的不同原因入手，結合地層現(xiàn)狀，做出不同防偏磨措施并取得良好效果。 簡化抽油桿受力，從材料力學角度分析桿柱受力狀態(tài)，找出相應的防受力彎曲措施具有重要意義。序號井號躺井日期泵掛位置偏磨位置調整情況檢泵周期延長天數(shù)/天1ND322013.5.272460m2460-2437m上提泵掛至2430m1472ND17-32013.4.181846m1000-1200m1000-1200m使用防磨桿1583HK17B2013.3.151922m1300-1425m1786-1922m1300-1425m使用扶正器1786-1922m使用內襯管2174D994A2013.4.261

12、774m1650-1750m4次下調至2.8次236偏磨原因井斜超標地層能量不足偏磨段較長偏磨位置靠上內襯管扶正器地層能量充足偏磨段較短偏磨位置靠下上提泵掛加長尾管狗腿度超標地層能量足偏磨段較短偏磨位置靠下上提泵掛加長尾管地層能量不足偏磨位置靠上內襯油管防磨桿工作參數(shù)不合理沖次、沖程泵深、泵徑調參華北分公司第二采油廠2 2、機械偏磨第11頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防FFxFy 如上圖，當此處抽油桿與油管接觸時則產(chǎn)生偏磨，軸向分力的存在是造成偏磨的力學原因。根據(jù)材料力學中壓桿穩(wěn)定中約束的概念，簡化抽油桿與柱塞連接如上圖，視抽油桿上部為自由端,在運行過程中，抽油桿底段存在壓桿失

13、穩(wěn)彎曲。 下沖程，抽油桿受兩個方向的力，一是自身在液體中向下的重力，二是活塞下沖程受到向上的阻力；這兩個力的平衡點即中性點。該點上部桿柱呈拉伸狀態(tài)，該點下部受壓而彎曲偏磨。上沖程抽油桿受力下沖程抽油桿受力柱塞G1GF阻柱塞中性點以下桿柱受力華北分公司第二采油廠F阻第12頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防華北分公司第二采油廠下沖程，直井中和點以下桿柱失穩(wěn)受力分析及預防下沖程，斜井中和點以下桿柱失穩(wěn)受力分析及預防第13頁/共20頁二二、原因、原因分析及預防分析及預防抽油桿柱底部單根抽油桿壓桿失穩(wěn)彎曲的臨界載荷：根據(jù)材料力學確定壓桿臨界載荷 的歐拉公式：P=2EJ/(2L) 2 其中：

14、E=20.5947104MPa J=d4/64 m4 d抽油桿直徑 m L抽油桿單根長度 取8m抽油桿直徑（mm）25221916臨界載荷(N)160905030加重桿直徑（mm）42383228臨界載荷(N)21541459708463 由上表計算結果可知：抽油桿底部第1根極易發(fā)生失穩(wěn)彎曲。中和點以下抽油桿長度8m，理論上P值更小，所以泵上第二根到中和點的桿柱比底部第一根抽油桿更易發(fā)生受壓失穩(wěn)彎曲。因此在單井管桿描述中除在井斜角、狗腿度突變大的位置偏磨外，中和點以下井段也在偏磨。華北分公司第二采油廠第14頁/共20頁二二、原因分析及預防、原因分析及預防泵徑D (mm)沖程（m）沖次（n/mi

15、n） 泵掛h（m）配合間隙（mm）泵閥直徑（mm）385.62.518090.05619井口到中性點距離：L1=h泵掛 L = 1809-464.8=1344.2m華北分公司第二采油廠以HK8AHK8A井為例，討論中性點與偏磨井段的關系第15頁/共20頁二二、原因分析及預防、原因分析及預防HK8A井連續(xù)井斜數(shù)據(jù)表第150-175根1208-1408.5m本體偏磨嚴重第174根（1400.48m)節(jié)箍偏磨 第140根（1338.26m）油管偏磨嚴重 (1)2013.11.8 拉桿與柱塞連接絲扣斷 油桿：第150-175根（1208-1408.5m）本體偏磨嚴重； 油管：第138-148根（131

16、7.9-1413.4m）偏磨嚴重；(2)2014.1.12 井口第74根（601.39m） 油桿：第171-222（1387.87m-1788.68m）抽油桿本體偏磨較嚴重，偏磨厚度約3mm-4mm； 油管：第141（1350.48m）偏磨厚度約2-3mm；由HK8A井管桿描述看出，斷桿位置在井斜數(shù)據(jù)或狗腿度變化較大點，在中性點以下井段出現(xiàn)偏磨嚴重。因此，尤其對沒有井斜數(shù)據(jù)的井，計算出中性點位置范圍，做好防磨措施是必要的。華北分公司第二采油廠第16頁/共20頁二二、原因分析及預防、原因分析及預防華北分公司第二采油廠 在治理偏磨過程中除分析管柱受力狀態(tài)之外，根據(jù)現(xiàn)場起出的管柱偏磨特征，同樣可以進

17、一步確認造成偏磨的主導原因，然后采取對應防磨措施。特征分析桿接箍和油管的偏磨井身不直減少管桿間正壓力本體與油管的偏磨壓桿失穩(wěn)減少管桿間摩擦系數(shù)抽油桿或油管的角度磨損井眼曲率變化大上沖程一邊偏磨下沖程另一邊偏磨1.保證合理的桿柱組合前提下，減小抽油桿載荷即減小它們在軸向上的分力；2.定期洗井：減小下沖程過程中活塞阻力，可減小壓桿彎曲失穩(wěn)的程度，同時減小管柱載荷，減 小因油井含沙量、結蠟、結垢等造成載荷增加、摩擦力增加而引起的管桿損壞。3.利用旋轉井口、抽油桿旋轉器、油管旋轉器等，使管柱均勻磨損，一定程度延長管桿使用時間。4.提高抽油機平衡率，減小震動載荷及抽油桿彎曲程度。第17頁/共20頁二二、原因分析及預防、原因分析及預防修井日期井號故障類型故障位置作業(yè)井次管桿更換情況原因分析備注2013/1/7HK8A斷桿第105根接箍斷0.5更換斷桿應力拉斷44*4*3.72013/1/16斷桿第101根0.5更換6分普桿15根，第96-111根偏磨44*4*2.82013/2/1斷桿第131根接箍斷1更換偏磨桿5根偏磨44*4*2.82013/7/5檢泵（管漏） 泵上1-40根油管絲扣磨穿1拉桿上1-50根，拉桿上100-