浅谈抽油杆断裂

冲次、冲程 泵深、泵径
上提泵挂
加长尾管
内衬油管 防磨杆
态，找出相应的防受力弯曲
调参
扶正器
措施具有重要意义。
检泵周期延长天数/天 147 158 217 236
序号 1 2 3 4
井号 ND32 ND17-3 HK17B D994A
躺井日期 2013.5.27 2013.4.18 2013.3.15 2013.4.26
第174根（1400.48m)节箍偏磨
(1)2013.11.8 拉杆与柱塞连接丝扣断
油杆：第150-175根（1208-1408.5m）本体偏磨严重；
油管：第138-148根（1317.9-1413.4m）偏磨严重； (2)2014.1.12 井口第74根（601.39m）
油杆：第171-222（1387.87m-1788.68m）抽油杆本体偏磨较严重，偏磨厚度约3mm-4mm；
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二、原因分析及预防
下冲程，直井—中和点以下杆柱失稳受力分析及预防 下冲程，斜井—中和点以下杆柱失稳受力分析及预防
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二、原因分析及预防
抽油杆柱底部单根抽油杆压杆失稳弯曲的临界载荷：
根据材料力学确定压杆临界载荷 的欧拉公式：P=π2EJ/(2L) 2 其中：E=20.5947×104MPa
泵挂位置 2460m 1846m 1922m 1774m
偏磨位置 2460-2437m 1000-1200m 1300-1425m 1786-1922m 1650-1750m
调整情况 上提泵挂至2430m 1000-1200m使用防磨杆 1300-1425m使用扶正器 1786-1922m使用内衬管 4次下调至2.8次
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二、原因分析及预防
G G1
中性点以下杆柱受力
Fx
F
上冲程抽油杆受力
Fy
柱塞
柱塞
下冲程抽油杆受力
F阻
F阻
如上图，当此处抽油杆与油管接触时则产生偏磨，轴向分力的存在是造成偏磨的力学原因。 根据材料力学中压杆稳定中约束的概念，简化抽油杆与柱塞连接如上图，视抽油杆上部为自由端, 在运行过程中，抽油杆底段存在压杆失稳弯曲。 下冲程，抽油杆受两个方向的力，一是自身在液体中向下的重力，二是活塞下冲程受到向上 的阻力；这两个力的平衡点即中性点。该点上部杆柱呈拉伸状态，该点下部受压而弯曲偏磨。
油井运行天数以360天计算）
冲次（n/min） 使用周期（年） 2 0.96 3 0.64 4 0.48 5 0.39 6 0.32 7 0.28
根据抽油杆的材质、冲次能够估算出抽油杆理论使用时间范围，根据上表得到最小理论使用 周期在半年以上。抽油杆材质、抽油杆质量、载荷变化、抽油杆工作条件等会引起或加剧疲劳破 坏，降低了抽油杆的使用寿命，最终导致断裂。
建议：不影响产量前提下，采取间开制度，减少抽油杆疲劳破坏，可延长抽油杆使用周期。
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二、原因分析及预防
以HK8A井为例，讨论冲程、冲次、载荷对杆柱所受应力的影响
泵径 (mm) 38 油管内径 (mm) 62 抽油杆 6分杆 7分杆 1寸杆 冲程s (m) 5.6 原油密度 (kg/m3) 850 直径d(mm) 19 22 25 冲次n (n/min) 2.5 含水率 (%) 92 截面积fr（cm2） 2.85 3.8 3.91 泵挂L (m) 1809 钢密度 (kg/m3) 7850 空气中每米抽油杆质量qr（kg/m） 2.30 3.07 3.17
泵径D (mm) 38 冲程（m） 冲次（n/min） 泵挂h（m） 5.6 2.5 1809 配合间隙（mm） 0.056 泵阀直径（mm） 19
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二、原因分析及预防
HK8A井连续井斜数据表
第150-175根1208-1408.5m 本体偏磨严重 第140根（1338.26m）油管偏 磨严重
浅谈—抽油杆断裂
主要汇报内容
一、2013年维护作业概况
二、断杆原因分析及预防
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一、2013年维护作业概况
2013年维护作业统计表 生产运行科
采油队
一队 二队 三队 合计
年计划
72 18 73 163
已发生
90.25 20.5 82.75 193.5
完成情况 （%） 100 100 100 100
二、断杆原因分析及预防
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二、原因分析及预防
抽油杆断裂
机械磨损
疲劳破坏
腐蚀破坏
井斜角 狗腿度
摩擦力 运动性质
材质 质量
载荷 参数
流体性质
优化组合 避开偏磨
不可避免 具体分析
钢级优选 质量把关
合理调整 直接控制
科学加药 减小腐蚀
在实际生产过程中，造成抽油杆断脱的这3个主要原因是同时存在又相互影响。为简 化分析，下面将从每个方面的单一面分别讨论分析，它们对断杆的影响。
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二、原因分析及预防
1、疲劳破坏
根据SY-T5029-2006《抽油杆》标准要求，钢制D级、H级抽油杆的疲劳性能如下表
D级抽油杆 σ （Mpa） 406 循环周次 ≥106 σ 540 HL，HY型抽油杆 （Mpa） 循环周次 ≥106
当冲次分别为2~7n/min时，以最小循环周次计算，抽油杆使用年限见下表（每口抽
随着冲程的增加，油杆的最
大应力逐渐增加，最大许用应力 下降，两者有一个交点，该点为 临界点，超过此点最大应力大于 最大许用应力，抽油杆将发生疲 劳破坏；
2012年10月 2013年1月 2013年5月 2013年8月 2013年11月
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二、原因分析及预防
个人认为：单独强调“长冲程、慢冲次”是不
合理的。只有我们所选用的“长冲程、慢冲 次”使我们的杆柱组合的各级杆的应力范围比
相接近时，才能在保证杆柱组合的合性理。
下步计划：分析在杆柱组合固定基础上改变工 作参数，是否还能满足杆柱设计的等强度原 则。
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三、原因分析及预防
2、机械偏磨
偏磨原因
针对管杆偏磨，我厂从 造成偏磨的不同原因入手，
全厂
193.5 79.5 77 27.25
14.08%
泵漏失
清蜡检泵 其他
41.09%
4 4
由以上图表可以看出，我厂井下维护作业原因主要是杆断脱和管漏失；分析造成杆断脱
和管漏失的原因，采取相应的预防措施，对2014年降低作业频次，降低原油成本，拥有重要
意义。
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主要汇报内容
一、2013年维护作业概况
随着冲次的增加，油杆的最大 应力逐渐增加，最大许用应力缓慢 下降，两者有一个交点，该点为临 界点，超过此点最大应力大于最大 许用应力，抽油杆将发生破坏；
300
250 200 150 4.00 2.00 0.00
最大许用应力 Mpa 冲次（n/min）
100
50 0
2012年12 2013 月 年12013 月 年32013 月 年52013 月 年62013 月 年8 2013 月 年10 2013 月 年11月
一步确认造成偏磨的主导原因，然后采取对应防磨措施。 杆接箍和油管的偏磨 井身不直 减少管杆间正压力
特征分析
本体与油管的偏磨
压杆失稳
减少管杆间摩擦系数 上冲程一边偏磨
抽油杆或油管的角度磨损
井眼曲率变化大
下冲程另一边偏磨
1.保证合理的杆柱组合前提下，减小抽油杆载荷即减小它们在轴向上的分力； 2.定期洗井：减小下冲程过程中活塞阻力，可减小压杆弯曲失稳的程度，同时减小管柱载荷，减
理论上P值更小，所以泵上第二根到中和点的杆柱比底部第一根抽油杆更易发生受压失稳弯曲。 因此在单井管杆描述中除在井斜角、狗腿度突变大的位置偏磨外，中和点以下井段也在偏磨。
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二、原因分析及预防
以HK8A井为例，讨论中性点与偏磨井段的关系
井口到中性点距离：L1=h泵挂 – L = 1809-464.8=1344.2m
油管：第141（1350.48m）偏磨厚度约2-3mm；
由HK8A井管杆描述看出，断杆位置在井斜数据或狗腿度变化较大点，在中性点以下井段出现偏 磨严重。因此，尤其对没有井斜数据的井，计算出中性点位置范围，做好防磨措施是必要的。
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二、原因分析及预防
在治理偏磨过程中除分析管柱受力状态之外，根据现场起出的管柱偏磨特征，同样可以进
最大应力Mpa
含水（%） 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92
泵挂（m） 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 12.00
冲程（m） 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
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二、原因分析及预防
产液（t/d） 15.19 14.75 13.79 14.00 16.91 17.53 18.97 18.92 17.93 17.24 16.20 340 338 336 334 332 330 328 326 含水（%） 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 8 7 6 5 4 3 2 1 0 最大应力Mpa 最大许用应力 冲程（m） 泵挂（m） 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 1809.00 冲程（m） 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 6.5 7 冲次（n/min） 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 油杆组合 （22mm+19mm） 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68%
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二、原因分析及预防
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二、原因分析及预防
通过上诉方法计算出HK8A井最大、最小应力及最大许用应力，讨论冲程、冲次的变化与 悬点极限载荷的关系；
产液（t/d） 15.19 14.75 13.78 14.0 16.91 17.50 18.97 18.92 17.93 17.24 500 450 400 350 10.00 8.00 6.00
工作参数 不合理
井斜超标
狗腿度 超标 地层能量足 偏磨段较短 偏磨位置靠下 地层能量不足 偏磨位置靠上
结合地层现状，做出不同防
偏磨措施并取得良好效果。 简化抽油杆受力，从材 料力学角度分析杆柱受力状
地层能量不足
偏磨段较长 偏磨位置靠上 内衬管
地层能量充足 偏磨段较短 偏磨位置靠下 上提泵挂 加长尾管
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一、 2013年维护作业概况
2013年维护作业原因分类统计表
2.07% 2.07% 0.90% 39.79%
管漏 杆断脱 卡泵
采油一队
维护作业 杆断脱 管漏 卡泵 泵漏失 清蜡检泵 90.25 34 46 7.25 2 1
采油二队
20.5 14 5 1.5 0 0
采油三队
82.75 31.5 26 18.5 2 3
冲次（n/min） 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00
油杆组合 （22mm+19mm） 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68% 7分杆32%+6分杆68%
J=πd4/64 m4
d—抽油杆直径 m L—抽油杆单根长度 取8m
抽油杆直径（mm） 临界载荷(N) 加重杆直径（mm） 临界载荷(N) 25 160 42 2154 22 90 38 1459 19 50 32 708 16 30 28 463
由上表计算结果可知：抽油杆底部第1根极易发生失稳弯曲。中和点以下抽油杆长度Leabharlann Baidu8m，
年剩余量
-18.25 -2.5 -9.75 -30.5
2013年全厂累计维护作业井次数为193.5井次，与2012年相比我厂维护作业井次数 有所下降；做好躺井原因分析，做到“预防为主，治理为辅”，降低作业井次、降低 原油成本；做好躺井原因分析，做到“一井一策”，提高作业质量，避免返修，减少 作业占产，保证稳产、增产。