分享：某西部油田高温高压气井连续油管断裂原因

闫 湃1,龙 岩2,窦 伟3,邝献任2,罗金恒2,雒设计1 

(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 因。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 点,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]。 

2017年10月,某西部油田高温高压气井在进 行连续油管(材料为 CT110钢)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 时,有液体从注入头处渗出,在立即停 泵并增大防喷盒系统压力后仍然无法阻止液体渗 出,迅速通过关卡瓦、半封,卸掉液压系统压力。对 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,断裂位置见图1。 

笔者通 过 宏 观 观 察、无 损 探 伤、化 学 成 分 分 析、拉伸试 验、硬 度 试 验、扩 口 试 验、压 扁 试 验、金 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 图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 坦,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 第4部分:磁粉检测 PPT》标准,采用 CJZ-212E 型 磁轭设备,对断裂连续油管外表面进行磁粉探伤检 测。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 样,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《连 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,未 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 见表5,未发现连续油管下侧管段表面有裂纹萌生 (表5中D 为连续油管外径)。

1.5 金相检验 

分别在断裂连续油管上、下侧管段截取试样,根 据 ASTM E3-11-2011《金 相 试 样 的 制 备 标 准》、 ASTM E45-13《夹杂物分析标准》及 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,均 为粒状 贝 氏 体 组 织;晶 粒 度 为 12.0 级,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 后,采用 TESCAN VEGA Ⅱ型扫描电镜(SEM)进 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,平 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、氧、铁元 素,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。连 续油管显微组织为粒状贝氏体,晶粒度无异常。压 扁和扩 口 试 验 后 油 管 表 面 均 未 出 现 裂 纹,符 合 SY/T6895-2012的技术要求。连续油管硬度低 于30HRC,符合标准 SY/T6895-2012要求。拉 伸试验中试样取自断裂连续油管,而 SY/T6895- 2012标准要求拉伸试样取自连续油管断裂之前,故 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,可 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,断 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 时,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 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。

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,连 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 状[J].石油矿场机械,2019,48(6):77-82. [3] 刘俊廷.连续管作业技术在快速修井领域的应用[J]. 石油石化节能,2020,10(11):19-21,3. [4] 于东兵,刘寿军,张富强,等.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,等.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 望[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.