N80Q平式油管斷裂失效分析

馮 杰，馬春莉，郎 帆，趙春喜

（1.渤海石油裝備 新世紀(jì)機(jī)械制造公司，天津300280；2.中國(guó)石油天然氣管道局 天津設(shè)計(jì)院，天津300457）＊

某井在壓裂作業(yè)結(jié)束時(shí)，使用的73.02mm×5.51mm N80Q平式油管公扣端距螺紋消失點(diǎn)約12mm處發(fā)生斷裂。該井為2011年鉆探的新井，設(shè)計(jì)為斜井，完井井深2 440m，人工井底2 403m，最大井斜／井段：19.07／900m，最大狗腿度／井段：4.97／1 075m，造斜點(diǎn)600m，井底位移160.7m。此次施工目的是新井壓裂求產(chǎn)。2011－04－08該井開(kāi)始?jí)毫?，壓?6～35MPa，壓裂過(guò)程正常。壓裂作業(yè)結(jié)束后，進(jìn)行提壓裂管柱作業(yè)，當(dāng)載荷提至400 kN時(shí)，顯示異常。之后對(duì)油管進(jìn)行核查發(fā)現(xiàn)，自井底往上數(shù)起第8根與第9根連接處發(fā)生斷裂，剩余8根油管及斷脫的油管接頭殘件仍在井下等待打撈，有部分油井設(shè)計(jì)資料和壓裂施工曲線圖表，但沒(méi)有其他施工作業(yè)資料和油管上緊轉(zhuǎn)矩值的記錄。

1 失效油管形態(tài)

從失效的73.02mm×5.51mm N80Q 平式油管外部形態(tài)看，斷裂位置發(fā)生在現(xiàn)場(chǎng)端外螺紋處，距螺紋消失點(diǎn)約12mm。從斷口形貌看出：斷口沒(méi)有明顯的塑性變形和撕裂的痕跡，斷口表面較為平滑，在螺紋齒根沿螺紋旋向發(fā)生斷裂，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)塑性變形的明顯跡象，內(nèi)孔也沒(méi)有明顯的縮頸，斷裂管體單側(cè)有大約150mm長(zhǎng)的摩擦痕跡，如圖1～2。

圖1 管體照片1

圖2 管體照片2

2 材質(zhì)及螺紋參數(shù)檢驗(yàn)

2.1 化學(xué)成分

在失效油管上取塊狀樣品，依據(jù)API Spec 5CT做化學(xué)成分分析，結(jié)果如表1所示。比較N80Q鋼的標(biāo)準(zhǔn)化學(xué)成分［1］可知，失效油管材質(zhì)完全符合N80Q鋼的標(biāo)準(zhǔn)化學(xué)成分。

表1 油管的化學(xué)成分 wB%

2.2 力學(xué)性能

在失效油管上取條形試樣，依據(jù)API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行管體拉伸試驗(yàn)。其綜合分析各項(xiàng)性能指標(biāo)雖均符合API標(biāo)準(zhǔn)［1］，如表2。

表2 油管的力學(xué)性能

2.3 金相組織分析

在油管管體上取金相樣品，經(jīng)預(yù)磨、拋光后，用4%硝酸＋酒精溶液腐蝕，在光學(xué)顯微鏡下觀察。金相組織均為回火索氏體，金相組織正常，如圖3所示。

圖3 金相組織（回火索氏體）

2.4 螺紋參數(shù)檢測(cè)

選取同批量該井油管做螺紋參數(shù)檢測(cè)，結(jié)果列于表3?？梢钥闯?，螺紋參數(shù)符合API Spec 5B標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定［2］。

表3 同批油管螺紋參數(shù)

3 失效機(jī)理與原因

3.1 油管接頭失效機(jī)理

從失效管件斷口形貌分析，斷裂瞬間沒(méi)有承受過(guò)大的載荷，此次油管接頭斷裂屬于一種非正常疲勞斷裂現(xiàn)象。據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)資料介紹［3－7］，造成這種非正常疲勞斷裂的原因很多。

油管與接箍連接后接近于一種懸臂狀態(tài)，使得靠近油管螺紋尾部與接箍螺紋嚙合的第1、2扣螺紋應(yīng)力值最高。通過(guò)實(shí)物測(cè)量、計(jì)算及管子受力情況分析得知：這2扣螺紋不但承受壓裂液體產(chǎn)生的軸向拉力、管柱懸重，還要承受油管與接箍連接時(shí)產(chǎn)生的預(yù)緊力，在內(nèi)、外部條件適宜的條件下，就會(huì)在此處產(chǎn)生裂紋源，并不斷擴(kuò)展。由于裂紋是在很高應(yīng)力水平作用下形成，并在持續(xù)的高應(yīng)力狀態(tài)下工作，裂紋擴(kuò)展速度很快，且油管的螺紋處壁厚較?。ɡ碚摵穸?.7～4.1mm，一般熱軋管壁厚均勻度較差，壁厚會(huì)存在一定的偏差），導(dǎo)致其裂紋擴(kuò)展階段很短，因此一旦形成裂紋源，將很快發(fā)生疲勞斷裂。

3.2 油管接頭失效原因分析

從失效件斷口形貌看（如圖4），裂紋源的起點(diǎn)在螺紋齒根部，并逐步向內(nèi)擴(kuò)展，最終導(dǎo)致斷裂。導(dǎo)致此次失效原因可能有以下5個(gè)方面：

1） 下井作業(yè)時(shí)，過(guò)轉(zhuǎn)矩上扣。

2） 油管柱傾斜造成油管在工作中承受偏置應(yīng)力。

3） 油管螺紋的幾何尺寸超差。

4） 低振幅、高頻率、超高壓作業(yè)產(chǎn)生的振動(dòng)。

5） 管體原材料有缺陷。

因?yàn)閿嗔巡课话l(fā)生在現(xiàn)場(chǎng)端，不排除現(xiàn)場(chǎng)連接管柱作業(yè)時(shí)有過(guò)轉(zhuǎn)矩上緊現(xiàn)象。因?yàn)楝F(xiàn)場(chǎng)有數(shù)量較多的油管螺紋出現(xiàn)較為嚴(yán)重的粘扣現(xiàn)象可以佐證，如圖5所示。

圖4 斷口橫截面

圖5 粘扣形貌

從壓裂施工曲線圖分析（如圖6～7）得知：壓裂過(guò)程中有2次壓力超載的過(guò)程，1次發(fā)生在2011－04－08T9：02—9：10之間，推算井口壓力達(dá)50～56 MPa，再加約2 200m液柱產(chǎn)生的壓力22MPa，作用在井底附近，油管承受的瞬間壓力達(dá)72～78 MPa；另1次發(fā)生在2011－04－08T9：54左右，井口瞬間壓力通過(guò)推算達(dá)65MPa，作用在井底附近，油管承受的瞬間壓力高達(dá)87MPa。這2次壓力超載時(shí)間雖然時(shí)間較短，沒(méi)有給壓裂管柱造成致命的傷害，但給處在超轉(zhuǎn)矩、有偏置傾向、管壁不均的管子最薄弱螺紋齒根部產(chǎn)生裂紋提供了條件。壓裂過(guò)程中壓裂液對(duì)管柱產(chǎn)生的低幅、高頻振動(dòng)，加之上提管柱過(guò)程存在卡槽或砂卡致使軸向拉伸載荷增大，最終導(dǎo)致管體接頭疲勞斷裂。這一點(diǎn)也可以通過(guò)本次壓裂作業(yè)造成多根管子產(chǎn)生螺旋線彎曲加以佐證。因?yàn)楸敬巫鳂I(yè)為了防止管柱過(guò)渡伸長(zhǎng)，使用了水力式油管錨，被限制伸長(zhǎng)的油管受力超過(guò)屈服極限時(shí)就會(huì)產(chǎn)生彎曲變形。

圖6 壓裂曲線（一）

圖7 壓裂曲線（二）

4 結(jié)論

通過(guò)對(duì)失效樣品宏觀形貌分析、材質(zhì)檢驗(yàn)、螺紋檢測(cè)和理論分析，證明該井油管公扣端斷裂主要是由于現(xiàn)場(chǎng)端過(guò)轉(zhuǎn)矩上緊，壓裂過(guò)程有壓力超載，壓裂過(guò)程中壓裂液對(duì)管柱產(chǎn)生的低幅、高頻振動(dòng)造成的。

［1］API Spec 5CT—2011，套管和油管規(guī)范［S］.

［2］API Spec 5B—2008，套管、油管和管線管螺紋的加工、測(cè)量和檢驗(yàn)規(guī)范［S］.

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