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[摘 要]在石油工业中，光杆失效问题逐渐引起各个油田的普遍关注。大多数光杆均是在光杆卡子底部断裂，几乎所有的光杆断裂都是由于疲劳破坏造成的。光杆疲劳破坏的特点是在光杆高应力点出现裂纹，在脉动载荷作用下裂纹反复开、合，沿应力轴线垂直平面方向生长，直至剩余材料不足以支持载荷发生断裂。本文通过理论分析并结合石西油田现场实际进一步研究光杆断裂失效的原因，提出合理的预防措施。
[关键词]光杆；断裂；光杆卡子
中图分类号：TE933.207 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0338-01
1.前言
石西油田作业区共管辖石西、莫北、石南、石南31、莫109五个主力油气田。目前作业区总采油井数为726口，其中自抽油井502口，抽油井数占作业区总油井数的68.4%。近期在莫北油田、石南4油田连续发生机采生产井光杆断裂失效事故，均出现了井口失控的险情并造成了环境污染，给油田的日常管理带来巨大麻烦，同时油田的安全生产也面临严峻考验。
2.断脱实例分析
2.1 基本情况
光杆断脱的2口井均采用直径为Φ38mm的管式整筒泵配合地面机抽系统举升原油，其中井下杆柱结构配有三级抽油杆，平均泵挂深度为1703m，平均日产液量为18.4t。
MB5008井使用的光杆为北京安东奥尔工程技术有限公司生产的防腐、抗磨AOC合金光杆，目前在石西油田使用规模较大；SN2674井使用的为普通材质光杆，厂家不详，从统计情况看两个厂家、两种规格、两种性能的光杆使用期限均在1年以上，其中SN2674井的光杆使用期在2年以上。
2.2 涂层损坏造成应力集中断脱实例
（1）断口力学分析
MB5008井断裂位置为距光杆卡子下方40cm处，断面新鲜、平整无砂眼，断脱的上、下半截光杆断口处有均磨损现象。
根据测量分析，该处磨损是由于光杆卡子不平造成悬绳器下端与光杆反复摩擦形成。悬绳器长期处于承载不平衡的工作状态，使AOC合金光杆表面涂层损坏，造成光杆表面缺陷处应力集中，最终形成微裂纹，降低光杆的疲劳极限。同时，在交变载荷作用下，裂纹反复开合，延垂直轴向应力的平面方向生长，随着裂纹的发展，有效截面积逐渐减小，直到剩余的材料不足以支撑载荷而发生断裂。因此这也是光杆断裂失效的直接原因。
（2）光杆材质分析
2013年通过对AOC合金光杆断头送检化验，根据国标GB/T10561-2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》得出该类型光杆所用钢材的金相组织中非金属夹杂级别属于D3级，在放大100倍的情况下杂质个数在36～49个之间， 按该标准界定该类型光杆所用钢材属最低级别。国标对D类（球状氧化物类）杂质描述为不变形，带角或圆形的，形态比小，黑色或带蓝色的，无规则分布的颗粒。由此可见，该类型光杆存在一定的质量缺陷，极有可能造成光杆断裂失效。
（3）机抽系统分析
该井于2011年8月检泵换偏心井口，泵深1603m，三级抽杆柱组合为Φ25mm刮×408m+Φ22mm刮×588m+Φ19mm扶×584m，生产过程中实际最大负荷在55-60KN左右，根据行业标准SY/5186-87碳钢或合金钢D级光杆的最小抗拉强度为793MPa计算，该井最大负荷利用率为15%。光杆断脱前抽油机运行正常，井口对中良好，无光杆碰驴头现象，产液量有小幅上升，负荷变化不明显。由此判断，产液量上升造成光杆负荷小幅增大不是光杆断裂失效的主要原因，仅作为参考依据。
（4）井下作业情况分析
2013年4月10日在提抽油杆作业过程中，提出检查发现抽油杆和油管在0-1000m之间结蜡十分严重，其中有两根油管出现段塞式硬蜡段。由此可以判断，油井结蜡严重导致光杆承载负荷增大是光杆断脱失效的间接原因。
综合以上几点因素，MB5008井光杆断裂失效的直接原因是光杆表面合金涂层损坏，在该点造成应力集中，最终疲劳断裂。
2.3 承受弯曲载荷造成光杆断脱实例
（1）断口力学分析
SN2674井断裂位置为光杆卡子与光杆咬合处，断面新鲜、平整无砂眼，断口处光滑。光杆断裂位置咬痕较深，下半段光杆本体有多处磨损痕迹，由此判断在上、下冲程时光杆与井口存在偏磨。
钳牙型光杆卡子作用在光杆上时，必须咬合非常紧才能达到额定载荷，因此造成光杆卡子与光杆咬合较深，这种过量的径向应力对光杆本体造成伤害。另外，承载杆上下行时不水平造成与井口盘根盒的偏磨，使光杆承受较大的弯曲应力，光杆由承受单一的轴向应力转变为轴向、弯曲应力相互作用，长期运行使光杆的疲劳极限降低，最终导致在光杆本体上最薄弱处即卡子与光杆咬合处应力集中发生断裂。因此这也是光杆断裂失效的直接原因。
（2）机抽系统分析
该井于2010年10月检泵换偏心井口，泵深1803m，三级抽杆柱组合为Φ25mm刮×522m+Φ22mm刮×610m+Φ19mm扶×647m，生产过程中实际最大负荷在60-67KN左右，根据行业标准SY/5186-87碳钢C级光杆的最小抗拉强度为620MPa计算，该井最大负荷利用率为22%。光杆断脱前抽油机运行正常，产液量无明显变化，负荷无突变现象。由此判断，机抽系统运行平稳，不存在导致光杆断裂失效的原因。
（3）井下作业情况分析
2013年4月10日该井在检泵作业过程中，提出检查发现抽油杆和油管在0-1100m之间结蜡严重，在1100-1810m之間结垢严重。由此可以判断，杆管结蜡、结构严重导致光杆承载负荷增大是光杆断裂失效的间接原因。
综合以上几点因素，SN2674井光杆断裂失效的直接原因是光杆卡子严重过紧，上下行过程中与井口存在偏磨，在轴向应力与弯曲应力相互作用下造成应力集中，最终疲劳断裂。另外，该井自2010年10月更换完光杆，截止光杆断脱之日已连续生产919天，光杆上下往复运动已达5.6×106 次之多，远远大于光杆所能承受的疲劳极限。因此，该井光杆断裂失效符合事物发展规律及材料力学相关理论。
3.光杆的维护
光杆卡子不能安装在表面“喷镀”硬化的光杆上。否则，光杆的喷镀硬化表面将被损坏。钳牙型和摩擦型的光杆卡子，作用在光杆上必须非常紧，以达到额定载荷。这种过量的径向应力，就象会对光杆造成伤害一样，也会损害到光杆卡子本身。作用在光杆上的过量应力聚集，将很快导致应力断裂，造成光杆过早失效。
光杆的操作就象抽油杆一样，要严格按照API标准进行。切记，所有的凹痕和弯曲都是形成光杆应避免的应力集中的因素。管钳一定不能用于光杆。在运输或储存过程中，光杆表面需要用筒状硬纸板或原来的海运集装箱防护。在修井过程中，盘根盒和抽油三通在放倒光杆前要先卸下。当光杆从井上卸下后，需存放在水平支撑均匀的木架上。
4.结论及建议
（1）AOC合金光杆表面涂层的磨损及光杆本体的损伤都会使光杆缺陷处产生应力集中，在弯曲应力作用下将萌生裂纹，发生光杆断裂失效。在使用过程中要确保光杆承载水平，避免井口及井下杆柱偏磨。
（2）光杆卡子与光杆咬合时会产生轴向应力，单纯的应力集中通常不会造成光杆失效，但光杆卡子应用于硬化“喷焊金属”表面的光杆和光杆卡子严重过紧时例外。
（3）结合油井生产动态，制定合理的结蜡制度，采取可行的防垢工艺，减少因蜡卡、垢卡产生的光杆负荷增大现象，消除可能造成光杆断脱失效的因素。
（4）光杆和光杆卡子看似简单的机械接触，其中却存在诸多影响光杆稳定运行的因素，因此有必要进一步加强现场操作人员的培训，使其能够正确安装使用光杆和光杆卡子。
[关键词]光杆；断裂；光杆卡子
中图分类号：TE933.207 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0338-01
1.前言
石西油田作业区共管辖石西、莫北、石南、石南31、莫109五个主力油气田。目前作业区总采油井数为726口，其中自抽油井502口，抽油井数占作业区总油井数的68.4%。近期在莫北油田、石南4油田连续发生机采生产井光杆断裂失效事故，均出现了井口失控的险情并造成了环境污染，给油田的日常管理带来巨大麻烦，同时油田的安全生产也面临严峻考验。
2.断脱实例分析
2.1 基本情况
光杆断脱的2口井均采用直径为Φ38mm的管式整筒泵配合地面机抽系统举升原油，其中井下杆柱结构配有三级抽油杆，平均泵挂深度为1703m，平均日产液量为18.4t。
MB5008井使用的光杆为北京安东奥尔工程技术有限公司生产的防腐、抗磨AOC合金光杆，目前在石西油田使用规模较大；SN2674井使用的为普通材质光杆，厂家不详，从统计情况看两个厂家、两种规格、两种性能的光杆使用期限均在1年以上，其中SN2674井的光杆使用期在2年以上。
2.2 涂层损坏造成应力集中断脱实例
（1）断口力学分析
MB5008井断裂位置为距光杆卡子下方40cm处，断面新鲜、平整无砂眼，断脱的上、下半截光杆断口处有均磨损现象。
根据测量分析，该处磨损是由于光杆卡子不平造成悬绳器下端与光杆反复摩擦形成。悬绳器长期处于承载不平衡的工作状态，使AOC合金光杆表面涂层损坏，造成光杆表面缺陷处应力集中，最终形成微裂纹，降低光杆的疲劳极限。同时，在交变载荷作用下，裂纹反复开合，延垂直轴向应力的平面方向生长，随着裂纹的发展，有效截面积逐渐减小，直到剩余的材料不足以支撑载荷而发生断裂。因此这也是光杆断裂失效的直接原因。
（2）光杆材质分析
2013年通过对AOC合金光杆断头送检化验，根据国标GB/T10561-2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》得出该类型光杆所用钢材的金相组织中非金属夹杂级别属于D3级，在放大100倍的情况下杂质个数在36～49个之间， 按该标准界定该类型光杆所用钢材属最低级别。国标对D类（球状氧化物类）杂质描述为不变形，带角或圆形的，形态比小，黑色或带蓝色的，无规则分布的颗粒。由此可见，该类型光杆存在一定的质量缺陷，极有可能造成光杆断裂失效。
（3）机抽系统分析
该井于2011年8月检泵换偏心井口，泵深1603m，三级抽杆柱组合为Φ25mm刮×408m+Φ22mm刮×588m+Φ19mm扶×584m，生产过程中实际最大负荷在55-60KN左右，根据行业标准SY/5186-87碳钢或合金钢D级光杆的最小抗拉强度为793MPa计算，该井最大负荷利用率为15%。光杆断脱前抽油机运行正常，井口对中良好，无光杆碰驴头现象，产液量有小幅上升，负荷变化不明显。由此判断，产液量上升造成光杆负荷小幅增大不是光杆断裂失效的主要原因，仅作为参考依据。
（4）井下作业情况分析
2013年4月10日在提抽油杆作业过程中，提出检查发现抽油杆和油管在0-1000m之间结蜡十分严重，其中有两根油管出现段塞式硬蜡段。由此可以判断，油井结蜡严重导致光杆承载负荷增大是光杆断脱失效的间接原因。
综合以上几点因素，MB5008井光杆断裂失效的直接原因是光杆表面合金涂层损坏，在该点造成应力集中，最终疲劳断裂。
2.3 承受弯曲载荷造成光杆断脱实例
（1）断口力学分析
SN2674井断裂位置为光杆卡子与光杆咬合处，断面新鲜、平整无砂眼，断口处光滑。光杆断裂位置咬痕较深，下半段光杆本体有多处磨损痕迹，由此判断在上、下冲程时光杆与井口存在偏磨。
钳牙型光杆卡子作用在光杆上时，必须咬合非常紧才能达到额定载荷，因此造成光杆卡子与光杆咬合较深，这种过量的径向应力对光杆本体造成伤害。另外，承载杆上下行时不水平造成与井口盘根盒的偏磨，使光杆承受较大的弯曲应力，光杆由承受单一的轴向应力转变为轴向、弯曲应力相互作用，长期运行使光杆的疲劳极限降低，最终导致在光杆本体上最薄弱处即卡子与光杆咬合处应力集中发生断裂。因此这也是光杆断裂失效的直接原因。
（2）机抽系统分析
该井于2010年10月检泵换偏心井口，泵深1803m，三级抽杆柱组合为Φ25mm刮×522m+Φ22mm刮×610m+Φ19mm扶×647m，生产过程中实际最大负荷在60-67KN左右，根据行业标准SY/5186-87碳钢C级光杆的最小抗拉强度为620MPa计算，该井最大负荷利用率为22%。光杆断脱前抽油机运行正常，产液量无明显变化，负荷无突变现象。由此判断，机抽系统运行平稳，不存在导致光杆断裂失效的原因。
（3）井下作业情况分析
2013年4月10日该井在检泵作业过程中，提出检查发现抽油杆和油管在0-1100m之间结蜡严重，在1100-1810m之間结垢严重。由此可以判断，杆管结蜡、结构严重导致光杆承载负荷增大是光杆断裂失效的间接原因。
综合以上几点因素，SN2674井光杆断裂失效的直接原因是光杆卡子严重过紧，上下行过程中与井口存在偏磨，在轴向应力与弯曲应力相互作用下造成应力集中，最终疲劳断裂。另外，该井自2010年10月更换完光杆，截止光杆断脱之日已连续生产919天，光杆上下往复运动已达5.6×106 次之多，远远大于光杆所能承受的疲劳极限。因此，该井光杆断裂失效符合事物发展规律及材料力学相关理论。
3.光杆的维护
光杆卡子不能安装在表面“喷镀”硬化的光杆上。否则，光杆的喷镀硬化表面将被损坏。钳牙型和摩擦型的光杆卡子，作用在光杆上必须非常紧，以达到额定载荷。这种过量的径向应力，就象会对光杆造成伤害一样，也会损害到光杆卡子本身。作用在光杆上的过量应力聚集，将很快导致应力断裂，造成光杆过早失效。
光杆的操作就象抽油杆一样，要严格按照API标准进行。切记，所有的凹痕和弯曲都是形成光杆应避免的应力集中的因素。管钳一定不能用于光杆。在运输或储存过程中，光杆表面需要用筒状硬纸板或原来的海运集装箱防护。在修井过程中，盘根盒和抽油三通在放倒光杆前要先卸下。当光杆从井上卸下后，需存放在水平支撑均匀的木架上。
4.结论及建议
（1）AOC合金光杆表面涂层的磨损及光杆本体的损伤都会使光杆缺陷处产生应力集中，在弯曲应力作用下将萌生裂纹，发生光杆断裂失效。在使用过程中要确保光杆承载水平，避免井口及井下杆柱偏磨。
（2）光杆卡子与光杆咬合时会产生轴向应力，单纯的应力集中通常不会造成光杆失效，但光杆卡子应用于硬化“喷焊金属”表面的光杆和光杆卡子严重过紧时例外。
（3）结合油井生产动态，制定合理的结蜡制度，采取可行的防垢工艺，减少因蜡卡、垢卡产生的光杆负荷增大现象，消除可能造成光杆断脱失效的因素。
（4）光杆和光杆卡子看似简单的机械接触，其中却存在诸多影响光杆稳定运行的因素，因此有必要进一步加强现场操作人员的培训，使其能够正确安装使用光杆和光杆卡子。