35CrMoA抽油桿失效原因分析

張旺寧，王 磊，劉西西，劉 彥，呂慶鋼，姬丙寅，史交齊

1.中國石油長慶油田分公司工程技術管理部 （陜西 西安 710000）

2.中國石化西北油田分公司物資供應管理中心 （新疆 輪臺 841600）

3.西安三維應力工程技術有限公司 （陜西 西安 710075）

隨著油田開發(fā)進入高含水期[1]，許多油井由自噴式油井轉(zhuǎn)為機械采油井，而機械采油井中有桿泵采油方式占90%以上，抽油桿是有桿泵采油系統(tǒng)中的重要組成部分[2]。由于抽油桿長期承受交變載荷的作用[3]，加之井內(nèi)液體腐蝕[4]、作業(yè)施工起下桿柱等原因，從而造成抽油桿失效[5]。如果抽油桿發(fā)生斷裂，就需要進行打撈、更換抽油桿的修井作業(yè)，不僅影響油井的原油產(chǎn)量，而且還將增加油井作業(yè)費用，使采油成本上升。

因此對失效抽油桿進行失效原因分析[6]，對防止失效事故的發(fā)生，進一步提高抽油桿服役的安全可靠性意義重大。

1 抽油桿概況

某井機抽油桿柱自下而上為：柱塞+25.4 mm（1″）抽油桿2根+變絲+22.22mm（7/8″）抽油桿1206m+變絲+25.4mm（1″）抽油桿562m+調(diào)整短節(jié)+25.4 mm（1″）抽油桿2根+Φ38 mm光桿。泵型為CYB-70/32（5級間隙長沖程），泵深為1 800 m，泵常數(shù)為4.37，工作制度為4.2×3次/min，泵排量為55.06 m3，配套抽油機為16型抽油機，抽汲混合液黏度為1 600 mPa.s，理論安全最大抽深為1 600 m，22.22 mm（7/8″）應力范圍比為98.6%，25.4 mm（1″）應力范圍比為94.8%，調(diào)防沖距為0.4 m。

該抽油桿2017年1月19日首次入井，2018年1月4日發(fā)生斷桿事故，斷裂位置距井口640 m，運行壽命350d。該井于2017年12月13日計量分離器出口監(jiān)測硫化氫濃度為33 997.22 mg/m3。

通過對現(xiàn)場取回來的失效抽油桿樣品進行宏觀形貌、化學成分、金相組織、力學性能、斷口腐蝕產(chǎn)物及載荷分析，找出該抽油桿失效形式及原因。

2 試驗結(jié)果與分析

2.1 宏觀形貌

圖1為斷裂抽油桿的宏觀形貌，可以看出斷裂位置距離卸荷槽為196 mm，臺肩有多處磨損痕跡，扳手方和桿體有較多縱向和橫向機械損傷痕跡。斷口形貌如圖2所示，斷口有明顯的3個區(qū)域，分別是疲勞源區(qū)、疲勞裂紋擴展區(qū)和最后瞬斷區(qū)[7]。裂紋擴展前期斷面較為平整，擴展后期斷面變得越來越粗糙，最后瞬斷區(qū)形成45°剪切唇[8]，且裂紋起源于外表面腐蝕坑處。此外，從斷口還可以看到，瞬斷區(qū)環(huán)向約占外圓周長的2/3，瞬斷區(qū)面積約占斷口橫截面的1/4。

圖1 斷裂抽油桿宏觀形貌

圖2 斷口宏觀形貌

2.2 化學成分

斷裂抽油桿化學成分測試結(jié)果及標準要求見表1。從表1可以看出，35CrMoA抽油桿中各元素化學成分符合GB/T 26075—2010標準的要求。

2.3 金相組織

斷裂抽油桿斷口附近顯微組織如圖3（a）、（b）所示，組織為回火索氏體+少量鐵素體。斷裂抽油桿的夾雜物形貌如圖3（c）所示，夾雜物等級見表2，可知夾雜物等級較低。

2.4 力學性能

對斷裂抽油桿進行洛氏硬度測試，測試結(jié)果見表3，測試點分布見圖4。從表3可知，桿體心部洛氏硬度值（34.9HRC）較低，遠離心部靠近邊緣的洛氏硬度值（平均值為35.3 HRC）較高。

對斷裂抽油桿的沖擊和拉伸性能分別進行檢測，檢測結(jié)果見表4和表5。由檢測結(jié)果可以看出沖擊和拉伸性能均符合SY/T 5029—2013標準要求。

2.5 斷口分析

裂紋源附近形貌如圖5所示。從圖5（a）可以看到，斷桿外表面尤其裂紋源所在軸向截面腐蝕最為嚴重；從圖5（b）可以看到，裂紋擴展區(qū)有貝紋線[9]，符合疲勞斷口特征；從圖 5（c）～（e）可以看出，放射狀臺階區(qū)及河流花樣的解理斷裂平臺，說明抽油桿的斷裂為脆性解理斷裂。此外，還可以看出斷口表面有泥狀花樣、發(fā)紋（微裂紋），符合應力腐蝕斷口特征。

表1 斷裂抽油桿化學成分分析結(jié)果 /%

表2 斷裂抽油桿夾雜物評定結(jié)果

表3 斷裂抽油桿洛氏硬度測試結(jié)果 /HRC

圖3 斷裂抽油桿金相組織

表4 斷裂抽油桿沖擊試驗結(jié)果

圖4 硬度測試示意圖

圖5 斷口表面能譜分析（SEM）形貌

對裂紋源腐蝕坑底、裂紋源附近及遠離裂紋源斷口表面腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，分析結(jié)果見表6。能譜分析結(jié)果表明，裂紋源腐蝕坑底、裂紋源附近腐蝕產(chǎn)物中S元素（或O元素）含量很高，且明顯高于遠離裂紋源斷口表面。

對斷裂抽油桿失效斷口腐蝕產(chǎn)物進行了X射線衍射（XRD）分析，分析結(jié)果見圖6和表7，XRD分析結(jié)果表明，失效斷口的腐蝕產(chǎn)物中存在FeS和FeCO3等腐蝕產(chǎn)物。

3 斷裂原因綜合分析

3.1 材料理化性能

根據(jù)對失效桿樣品的化學分析、力學性能和金相組織等性能檢測與分析，未發(fā)現(xiàn)超標項目，其結(jié)果均符合供貨質(zhì)量保證書和相關標準要求，所以材料性能不是造成此次失效事故的主要原因。

3.2 抽油桿斷裂失效原因

圖6 腐蝕產(chǎn)物XRD圖譜

表5 斷裂抽油桿拉伸試驗結(jié)果

表6 腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果 /%

從失效試樣外觀形貌來看，抽油桿桿體表面有大量呈隨機排列的腐蝕坑。從斷口宏觀形貌來看，斷口區(qū)域分為疲勞源區(qū)、疲勞裂紋擴展區(qū)和最后瞬斷區(qū)。裂紋擴展前期斷面較為平整，擴展后期斷面較粗糙，最后瞬斷區(qū)形成45°剪切唇，且裂紋起源于外表面腐蝕坑處。從微觀形貌看，裂紋擴展區(qū)有貝紋線特征，具有疲勞特征，放射狀臺階區(qū)及河流花樣的解理斷裂平臺，斷口表面有泥狀花樣、發(fā)紋（微裂紋），具有應力腐蝕斷口特征，因此推斷該抽油桿斷裂失效原因為腐蝕疲勞斷裂。

從腐蝕產(chǎn)物看，裂紋源腐蝕坑底、裂紋源附近腐蝕產(chǎn)物中S元素（或O元素）含量很高，且明顯高于遠離裂紋源斷口表面。失效斷口腐蝕產(chǎn)物XRD分析表明，失效桿的腐蝕產(chǎn)物中存在FeS、FeCO3和Fe2O3等，所以腐蝕與S元素有關。至于有無其他腐蝕類型（如CO2、O元素腐蝕等），由于現(xiàn)場提供的資料有限，目前無法確認或排除，如果井液中含有這些腐蝕介質(zhì)，不排除多種腐蝕方式綜合作用誘發(fā)的點腐蝕。

從失效機理來看，抽油桿表面保護層（防銹漆、噴丸層等）破壞處首先發(fā)生腐蝕，并形成深淺不一的腐蝕坑，在拉-拉交變載荷作用下，從最深的腐蝕坑底起裂并擴展，最終導致抽油桿發(fā)生斷裂。

3.3 引起腐蝕疲勞斷裂的主要因素

3.3.1 材質(zhì)因素

圖7 斷桿前功圖

材質(zhì)因素是造成抽油桿斷裂事故頻發(fā)的本質(zhì)原因，材質(zhì)選擇的正確與否，對抽油桿斷裂至關重要。根據(jù)已有的研究表明，30CrMoA的力學性能和疲勞壽命均優(yōu)于35CrMoA，2種抽油桿中30CrMoA的綜合性能更優(yōu)。本次失效的抽油桿材質(zhì)為35CrMoA，相較30CrMoA疲勞性能較差。

3.3.2 腐蝕因素

根據(jù)提供的資料，2015年4月1日該井開始注水，2017年2月3日開始第1輪次的注氣，9月開始第2輪次注氣，注入水和注入氣過程中均存在氧。且該井于2017年12月13日計量分離器出口監(jiān)測硫化氫濃度為33 997.22 mg/m3，井液中H2S含量較高，斷口能譜分析證實腐蝕產(chǎn)物中含有較高的S元素和O元素，斷口腐蝕產(chǎn)物XRD分析證實存在FeS、Fe2O3等，表明抽油桿受到H2S、O元素等綜合腐蝕作用。

3.3.3 載荷因素

該井泵掛較深（1 800 m），稠油黏度較高，因此桿柱自重及摩阻均較大，如圖7所示。功圖顯示抽油桿承受拉-拉交變載荷，桿斷前2 d的沖程為4.3 m，最大載荷為140.0 kN，最小載荷為37.0 kN，交變載荷為103 kN，上、下沖程曲線波動較大。表明抽油桿在承受拉-拉循環(huán)載荷的同時，還承受振動載荷，振動載荷一方面增加了抽油桿的循環(huán)周次，另一方面增大了抽油桿承受的載荷，導致抽油桿疲勞壽命大大縮短。

4 結(jié)論與建議

1）本次抽油桿斷裂失效事故的主要原因是腐蝕疲勞。

2）在井液的腐蝕作用下，抽油桿表面保護層（防銹漆、噴丸層等）破壞處首先發(fā)生腐蝕，并形成深淺不一的腐蝕坑，在拉-拉交變載荷作用下，從最深的腐蝕坑底起裂并擴展，最終導致抽油桿發(fā)生斷裂。其斷裂失效事故的主要原因是腐蝕疲勞，為了防止事故的再次發(fā)生，建議采用抗腐蝕性能較好的30CrMoA替代目前的35CrMoA材質(zhì)。