潜油电泵气体处理器失效原因分析及对策

2021-01-24李志国

设备管理与维修 2021年22期

李志国

（中油国际（伊拉克）艾哈代布公司，北京 100083）

0 引言

某油田的潜油电泵生产井周期检泵作业中发现潜油电泵机组气体处理器出现断裂脱落问题，该井井下介质为固液混合，运行压力为16 MPa，井下温度约为150℃，该潜油电泵气体处理器材料为45号钢，参照GB/T 699—1999《优质碳素结构钢》的工艺标准进行生产。

完全取出电潜泵设备以后，确定断裂位置为接头下20 cm位置，经过扫描检测，在接头周边还发现了两处穿孔。电潜泵在运行过程中发生断裂和穿孔后，可以直接造成电潜泵功能失效，引起停产，因此分析电潜泵故障原因及处理方法是保障原油生产持续性的必要工作。

1 失效电泵气体处理器宏观失效状况

对两根气体处理器进行失效原因分析，其中1号失效处理器总长度约为112 cm，表面有暗红色防腐涂层，涂层整体较为完整，管线没有明显的形变，穿孔位置位于出气孔20 cm左右，紧邻泵体连接处的螺纹区域，轴向距离约40 mm。2号失效处理其总长度约为204 cm，表面防腐涂层损伤明显，表面存在大量的黄色铁锈，断口处没有明显的塑性变形，经过扫描检查，端口处呈45°斜角，属于韧性断裂。

2 结果与分析

2.1 几何尺寸测量

为了提高实验研究的整体精度以及结果的客观性，采用美产超声波测厚仪器进行管壁的厚度测量工作，经过测量显示，潜油电泵外径和管壁的厚度分布相对均与，基本符合产品质量要求，整体没有塑性形变，其他位置相对完整。

2.2 无损探伤

无损探伤使用的是目前精度最高的cjz-212型号的磁粉探伤检测机，它可以有效识别0.1 cm以上宽度的裂口。为了提高检测精度使用显像能力的荧光磁粉，经过检测没有裂纹。

2.3 化学成分分析

为了更精准客观的分析泵体损伤的原因，对其进行材质化学成分分析实验，实验参照《碳素钢和中低合金钢火花原子发射光谱分析法》进行，实验采用arl 4460光谱分析设备。检查结果显示外壳成分中包含碳、硅、锰、磷、硫、铬、铜等金属成分，各成本含量符合我国对45号钢材的要求。

2.4 力学能力分析

力学能力分析是判断外壳强度是否符合井下环境需求的研究内容，首先对两个潜油电泵外壳继续拉伸实验，常温下拉伸结果：1号外壳最终的屈服强度为742 MPa，超过742 MPa时外壳材料发生形变，在强度上升至819 MPa时，外壳材料出现了13%的形变；2号泵体外壳最终的屈服强度为756 MPa，在拉伸强度达到819 MPa时出现了12%的整体形变。将实验结果与GB/T 699—1999标准进行对比，两种外壳的拉伸延长测试不符合该标准。可见外壳材料强度不足是潜油电泵失效的原因之一。

随后对外壳进行切割取样，进行硬度测试，测试方法参照布式硬度实验方法继续进行，经过实验分析最终确定1号泵壳材料硬度为243 HB，2号泵壳材料硬度为238 HB，而国标钢材硬度要求为229 HB以内，因此两种外壳在硬度上均不符合45号钢材的要求。

2.5 金相分析

分别从1号和2号潜油电泵气体处理其壳体以及穿孔处截面进行金相分析，依据GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》、GB/T 10561—2005《钢中非金属夹杂无含量的测量标准评级图显微检验法》、GB/T 6394—2002《金属平均晶粒度测定方法》，应用MEF4M金相显微镜对其组织、非金属夹杂物与晶粒度进行分析，该壳体组织为珠光体P+铁素体F，非金属夹杂物等级分别为A 0.5、B 0.5、D 0.5，晶粒度等级为80%的9.5级与20%的6.5级，晶粒度不均匀，部分组织粗大。还可以观察到穿孔和断口附近组织有明显的组织变形，且不均匀性，说明此处有应力集中。

3 失效机理分析

3.1 穿孔失效分析

根据前文的实验结果，可以得出下述结论，首先两个潜油电泵气体处理器外壳厚度平均，外壳表面均没有发现明显的塑性形变，在经过仪器检测后也没有发现外壳存在内部损伤，经过电化学实验检测电泵气体处理，其外壳金属成分符合产品的相关要求，但通过力学系列实验可以发现，该外壳材料的拉伸强度以及硬度均不符合45号钢材的相关要求，同时穿孔位置存在明显的金相组织变形。

1号潜油电泵气体处理器外壳穿孔位置处于螺纹连接处，穿孔呈贯穿式，初步判断其与螺纹存在直接关系，穿孔呈椭圆形，穿孔断壁表面轻微腐蚀，由此可以推断1号泵的穿孔原因是螺纹部分刚体强度以及拉伸强度不够，在井下多种应力的作用下螺纹区域出现了穿透性裂纹，在电泵高振动频率的工作下裂缝产生疲劳性扩散，最终内介质由裂缝处刺穿形成穿孔。

3.2 断裂失效分析

根据前文的试验分析可以得知，2号潜油电泵气体处理器外壳断裂位置的螺纹已经无法用肉眼直接识别了，断裂面有明显的弯曲、呈45°角，断裂位置有明显的塑性形变的痕迹，可以判断属于韧性断裂。根据厂家提供的资料显示，为了降低设备在使用过程中出现的内部腐蚀及磨损现象，在外壳与旋转位置之间设置了不锈钢内衬，降低导轮与外壳之间的磨损。但内衬在使用过程中会与内螺纹产生磨损，导致螺纹发生疲劳性损坏，以及一氧化碳和二氧化碳产生的腐蚀性损害。根据前期内、外螺纹接触区受力分布研究表明，其受力分布由高到低，在整个螺纹接头中，外螺纹最大张应力区出现在外螺纹倒数（由断面向管体中部）2～3扣的螺纹牙根部，内螺纹最大张应力出现在内螺纹尾部区域。在该潜油电泵螺纹连接处，由于其内螺纹区域较外螺纹区域长，导致内、外螺纹啮合时，内螺纹尾部域与未啮合螺纹牙叠加，进一步增大了该区域应力。

此外，2号泵壳断裂位面也存在相对平坦的区域，说明该断裂是经过疲劳扩展不断发展最终产生断裂的，这与泵壳钢材性能有着直接的关系。根据前文的金相分析结果可以看出，2号泵体外壳材料中晶粒度较为粗大，远超相关标准的要求范围，导致外壳钢材的强度分布不均匀，在受到应力时容易出现断裂的情况。综上所述，2号潜油电泵气体处理器外壳断裂的最终原因是，外壳与内衬层在运转时存在机械磨损以及腐蚀性磨损，导致外壳厚度不断减小，同时材料强度分布不均匀，在井下工作时受到多种外部应力等多种因素的共同影响发生了疲劳性断裂。