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浏览:- 发布日期:2022-09-26 16:22:56【

闫 湃1,龙 岩2,窦 伟3,邝献任2,罗金恒2,雒设计

(1.西安石油大学,西安 710065;2.中国石油集团石油管工程技术研究院,西安 710077; 

3.宝鸡石油机械有限责任公司,宝鸡 721002) 

摘 要:某西部油田高温高压气井连续油管在下井过程中发生断裂,采用宏观观察无损探伤化学成分分析力学性能试验金相检验扫描电镜及能谱分析等方法,分析了连续油管断裂的原 结果表明:该连续油管在下井过程中,管壁发生结腊,连续油管受到压缩载荷,导致下井受阻, 当压缩载荷超过材料屈服强度后,连续油管发生压缩变形,随后发生断裂。 

关键词:连续油管;断裂;失效分析 

中图分类号:TG115 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)01-0018-05

20世纪60年代初,连续管技术开始应用于石 油工业,因连续管作业机移动方便作业成本低等优 ,已被广泛应用于侧钻井完井修井和集输等作 业中[1-5]目前,国内连续管技术还不够成熟,因油 管服役环境恶劣,受力情况复杂,连续油管失效形式 多种多样[6],失效的主要原因有腐蚀疲劳操作不 当等[7-9]。 

201710,某西部油田高温高压气井在进 行连续油管(材料为 CT110)替液作业时,泵入密 度为1.13g/cm3 的 有 机 盐 完 井 液,泵 压 为 50~ 63MPa,排量为60~160L/min,当连续油管下至 井深576m ,,即停 泵并增大,迅速通过关卡瓦半封,卸掉液压系统压力注入头进行检查发现,连续油管管体在防喷盒链条 中上部发生断裂,上下管体错位,重叠段长度约为 1m,位置1。 

无 损 探 伤化 学 成 分 分 拉伸试 验硬 度 试 验扩 口 试 验压 扁 试 验相检验扫描电镜及能谱分析等方法,对该连续油 管的断裂原 因 进 行 分 析,以 预 防 此 类 事 故 的 再 次 发生。 


1 理化检验

1.1 宏观观察 

断裂连续油管上下侧管段的宏观形貌如图2 所示,两节连续油管管段外表面光滑,无腐蚀痕迹; 下侧管段有一处被折断,据现场了解,这是连续油管 2 断裂连续油管上下侧管段的宏观形貌 发生断裂后,为防止连续油管落井,关闭防喷器时夹 伤所致


如图3所示,上侧管段断口侧面未见变形,无明 显颈缩现象,断口附近可见轻微损伤痕迹;断口表面 轻微胀大,大部分区域受到损坏,局部区域断面平 ,表面呈轻微金属色,无明显剪切唇

1.2 无损探伤 

根据 NB/T47013.4-2015《承压设备无损检测 4部分:磁粉检测 PPT》标准,采用 CJZ-212E 磁轭设备,对断裂连续油管外表面进行磁粉探伤检 如图4所示,该断裂连续油管上下侧管段外表 面未发现裂纹


1.3 化学成分分析

分别从断裂连续油管上侧和下侧管段上截取试 ,根据 ASTM A751-14a《钢产品化学分析的试验 方法规程和术语标准,采用 ARL4460型直读光 谱仪进行化学成分分析由表1可见,连续油管上下侧管段的化学成分均满足 SY/T6895-2012《续油管标准对 CT110钢的技术要求


1.4 力学性能试验 

1.4.1 拉伸试验 

根据 ASTM A370-17《钢产品力学性能试验的 标准试验方法和定义》,在断裂连续油管上侧管段截 取 纵 向 拉 伸 试 样 ,拉 伸 试 样 尺 寸 为?44.5mm×3.68mm×50 mm。由表2可见,连续油管上侧管 段的屈服强度略低于 SY/T6895-2012标准对求 CT110钢要求的下限值由图5可见,连续油管拉 伸断口呈倾斜状,可见明显颈缩现象,断口表面主要 呈现剪切唇形貌。 

1.4.2 硬度试验

在连 续 油 管 上 侧 管 段 截 取 环 形 试 样,根 据 ASTM E18-17《金属材料洛氏硬度标准试验方法》, 采用 BH3000型硬度测量系统进行硬度测试,测量 位置如图6所示由表3可见,断裂连续油管上侧管段的硬度满足 SY/T6895-2012标准对 CT110 钢的要求

1.4.3 扩口试验 

分别在断裂连续油管上侧和下侧管段截取扩口 试样,试样尺寸为?44.5mm×3.68mm×50mm, 根 据 ASTM A450/A450M-21 Standard SpecificationforGeneralRequirementsforCarbon and Low Alloy Steel Tubes 标 准,采 用 UH- F500KNI型试验设备进行扩口试验,结果见表4,发现连续油管表面有裂纹萌生


1.4.4 压扁试验 

在断裂连续油管下侧管段截取压扁试样,试样 尺寸为?44.5mm×3.68mm×70mm,依据 GB/T 246-2007《金 属 管 压 扁 试 验 方 法 》,采 用 UH- F500KNI型压扁试验设备进行压扁试验,测量结果 5,裂纹萌生 (5D )

1.5 金相检验 

分别在断裂连续油管上下侧管段截取试样,ASTM E3-11-2011《金 相 试 样 的 制 备 标 准》、 ASTM E45-13《夹杂物分析标准ASTM E11213-2013《测定平均晶粒度的标准试验方法》,采用 MEF4M 型金相显微镜图像分析系统和 OLS4100 型激光共聚焦显微镜分别进行显微组织观察晶粒 度分析及非金属夹杂物分析由表6和图7可见: 断裂连续油管上下侧管段的显微组织未见异常,为粒状 贝 氏 体 组 织;晶 粒 度 为 12.0 ,晶 粒 度 无 异常


1.6 断口分析

将断裂连续油管上侧管段断口用酒精超声清洗 ,采用 TESCAN VEGA 型扫描电镜(SEM)行断口形貌观察由图8可见:该连续油管断口未 见颈缩现象,呈现明显挤压形貌;将图8a)中方框处 放大观察发现,起裂区域管体外表面呈明显的撕裂 特征,见图8b)中箭头处,为断口的裂纹源区,从撕 裂区向内表面过渡的扩展区可见明显的平台区,台区外靠近内表面为剪切瞬断区;裂纹源区及扩展 区均呈挤压形成的拉长状韧窝形貌


采用能谱仪(EDS)对断口裂纹源区及扩展区进 行分析如图9所示,其表面主要含有碳铁元 ,未发现硫氯等井下腐蚀性元素,说明该连续油 管未发生明显的腐蚀

2 分析与讨论 

该断裂连续油管属于 Cr-Mo低合金钢,其化学 成分符合标准 SY/T6895-2012的技术要求续油管显微组织为粒状贝氏体,晶粒度无异常扁和扩 口 试 验 后 油 管 表 面 均 未 出 现 裂 纹,符 合 SY/T6895-2012的技术要连续油管硬度低 30HRC,符合标准 SY/T6895-2012要求伸试验中试样取自断裂连续油管,SY/T6895- 2012标准要求拉伸试样取自连续油管断裂之前,拉伸试验结果仅供参考综上所述,该连续油管断 裂与其材质无关根据连续油管断裂形貌及服役工况,对其断裂 原因进行进一步分析连续油管断口平齐,整体无 明显颈缩变形,呈轻微胀大形貌,且断口表面未见 明显剪切唇连续油管拉伸试样断口呈倾斜状,见明显颈缩现象,断口表面主要呈现剪切唇形貌由此可以推断,该连续油管断裂时与拉伸试验断裂 时所承受的载荷完全不同该断裂连续管断口起裂 于外表面撕裂区域,裂纹源区及扩展区均呈现挤压 形成的拉长状韧窝形貌,断口附近管体外表面可见 明显的挤压损伤痕迹,并延伸至断口区域此外,口表面未检测到硫氯等腐蚀性元素,可进一步排除 环境腐蚀导致连续油管断裂的可能性连续油管在下至井深576m ,其轴向拉伸载 荷约为44.32MPa,该载荷远低于连续油管的屈服 强度同时,根据现场调研得知,连续油管断裂后, 其断口以下的连续油管无明显落井现象,由此可以 确定,该连续油管断裂并非拉伸载荷所致根据现场了解,该井含凝析气藏,井筒内含有一 定的蜡,并且,连续油管断口表面可见大量被挤压的 韧窝棱,说明在连续油管下井过程中,管壁发生结 ,连续油管受到压缩载荷,导致下井受阻,当压缩 载荷超过材料屈服强度后,连续油管发生压缩变形, 随后发生断裂

3 结论与建议 

(1)该连续油管断裂的原因是:连续油管在下 井过程中,管壁发生结腊,导致下井受阻,连续油管 受到压缩载荷,当压缩载荷超过材料屈服强度后,续油管发生压缩变形,使其发生断裂

(2)建议加强现场作业过程监控,防止此类事 件发生。 

参考文献: [1] 赵广慧,梁政.连续油管力学性能研究进展[J].钻采 工艺,2008,31(4):97-101,2,1. [2] 张帅,张燕萍,郭慧娟.国内外连续管钻井技术发展现 [J].石油矿场机械,2019,48(6):77-82. [3] .域的应用[J]. 石化,2020,10(11):19-21,3. [4] 于东兵,刘寿军,张富强,.国内连续管侧钻定向井 现状与 难 点 分 析 [J].辽 宁 化 工,2020,49(5):572- 575. [5] 龚建凯,尹方雷,李寅,.小井眼连续管侧钻井技术 现状分析[J].焊管,2019,42(3):55-58. [6] 鲁明春,姜方林,章志轩.我国连续管技术的发展与展 [J].焊管,2019,42(12):1-5. [7] ZHAO L,ZHANG H,DUAN Q Q,etal.Failure analysis oflarge-diameter coiled tubing based on diametergrowth [J].Journal of Pressure Vessel Technology,2020,142(3):031301. [8] LI N,ZHU L X,CONG S,etal.Fracturefailure analysisof?50.8 mm coiledtubing[J].Materials ScienceForum,2020,993:1235-1241. [9] WAINSTEIN J,IPI?A J P.Ductile instability analysis of HSLA coiled tubing [J].Procedia MaterialsScience,2012,1:297-304.

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