某井特殊螺紋接頭油管脫扣原因分析

楊向同, 呂拴錄,2, 彭建新, 王 鵬, 宋文文, 李金鳳, 耿海龍, 文志明, 石桂軍, 樊文剛

(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000； 2. 中國石油大學 材料科學與工程系, 北京 102249； 3. 中國石油集團 石油管工程技術研究院, 西安 710065)

某井特殊螺紋接頭油管脫扣原因分析

楊向同1, 呂拴錄1,2, 彭建新1, 王 鵬3, 宋文文1, 李金鳳3, 耿海龍1, 文志明1, 石桂軍1, 樊文剛1

(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000； 2. 中國石油大學 材料科學與工程系, 北京 102249； 3. 中國石油集團 石油管工程技術研究院, 西安 710065)

對某井特殊螺紋接頭油管脫扣事故進行了深入調(diào)查研究，對失效油管試樣進行了宏觀分析、幾何尺寸測量、金相分析、力學性能試驗和化學成分分析;對油管在井下的受力狀態(tài)進行了分析，對油管脫扣和接箍開裂的先后順序進行了推斷。結果表明：油管接箍脆性開裂導致了油管脫扣事故，油管接箍開裂主要與其材料屈服強度、硬度偏高以及修井過程中油管所受的溫度載荷有關。

油管；脫扣；接箍；開裂

2012年9月27日，某井修井起原井油管，發(fā)現(xiàn)第167號φ88.9 mm×6.45 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管脫扣,落魚魚頭是第166號油管接箍,魚頂深度4 441.61 m,落魚長度2 161.13 m。采用母錐僅撈獲第166號縱向開裂的油管接箍,落魚魚頭是166號油管工廠端外螺紋接頭。該井油管下井記錄表明，第167號油管外螺紋接頭與第166號油管接箍現(xiàn)場端上扣連接扭矩正常。為查明該井油管脫扣原因，筆者對其進行了檢驗和分析。

1 理化檢驗

1.1 宏觀分析

圖1 脫扣油管外螺紋接頭變形帶形貌Fig.1 The deformation band morphology of joint pin of the pulled out tubing

圖2 與圖1所示變形帶相隔180°位置第12～15扣螺紋損傷形貌Fig.2 The damage morphology of No.12-15 thread apart 180° from deformation band in Fig.1

脫扣的油管外螺紋接頭表面有一條縱向損傷變形帶，從外螺紋接頭大端到小端，變形帶逐漸變窄，其螺紋承載面嚴重損傷變形后倒向導向面，如圖1所示，從外螺紋接頭端面觀察，該區(qū)域螺紋頂部像沿縱向切掉一樣。與變形帶相隔180°位置第12～15扣螺紋承載面也有脫扣時與內(nèi)螺紋干涉造成的損傷痕跡，如圖2所示。外螺紋接頭上的變形條帶是在脫扣過程中與破裂的接箍接觸干涉所致，說明在脫扣之前接箍已經(jīng)開裂。外螺紋接頭扭矩臺肩無異常過扭矩變形痕跡，說明該接頭承受的扭矩正常。

對脫扣外螺紋接頭不同部位螺距偏差測量結果見圖3，錐度測定結果見表1?？梢娡饴菁y接頭大端螺距變小，說明脫扣時該部位螺紋變形嚴重，即接頭大端螺紋受力大；外螺紋接頭大端錐度變小，說明大端外徑變小，即脫扣外螺紋接頭大端已經(jīng)發(fā)生拉伸頸縮變形。

圖3 脫扣油管外螺紋接頭不同位置的螺距偏差Fig.3 The pitch deviation of joint pin of the pulled out tubing at different positions

脫扣油管接箍縱向開裂，接箍現(xiàn)場端端面外壁位置裂口寬度15.91 mm，接箍中間外壁位置裂口寬度14.79 mm，接箍工廠端端面外壁位置裂口寬度13.55 mm，如圖4所示。斷口上有明顯可見的收斂于裂紋源區(qū)的人字紋，裂紋源區(qū)斷口較平，顏色呈鐵銹色，其外壁軸向寬度約7 mm，內(nèi)壁軸向寬度約13 mm，局部貫穿接箍內(nèi)外壁，如圖5所示。接箍斷口原始裂紋區(qū)靠端面位置外壁僅有一“三角形”局部區(qū)域,沒有機加工刀痕，其軸向寬度約5 mm，周向寬度約4 mm，“三角形”區(qū)域顏色與原始斷口顏色一致，由此判斷該區(qū)域也是原始裂紋區(qū)的一部分(空間分布)。除原始裂紋區(qū)外，整個斷口為脆性斷口。與接箍現(xiàn)場端裂口相隔約90°位置端面首扣螺紋承載面變形后倒向導向面，接箍螺紋損傷變形程度相對于外螺紋接頭較輕，說明接箍硬度高于外螺紋接頭硬度。接箍扭矩臺肩完好，說明接箍開裂時所受扭矩并不大。

表1 脫扣外螺紋接頭不同位置的錐度Tab.1 The taper of pin pulled out in different position

圖4 油管接箍裂口形貌Fig.4 The crack morphology of the tubing coupling

圖5 油管接箍斷口形貌Fig.5 Fracture morphology of the tubing coupling

開裂油管接箍內(nèi)螺紋不同位置螺距偏差測量結果見圖6。螺距測量結果表明，在脫扣時由于接箍開裂，不同圓周部位螺紋受力不同。

宏觀分析結果表明，油管接箍開裂導致油管接頭脫扣。

1.2 金相分析

采用MEF4M型金相顯微鏡及圖像分析系統(tǒng)對油管基體材料進行金相分析。由表2可見，脫扣外螺紋接頭和開裂接箍的非金屬夾雜物含量不高，晶粒細小，顯微組織為正常的回火索氏體。

圖6 開裂油管接箍內(nèi)螺紋不同位置的螺距偏差Fig.6 The pitch deviation of joint box of the cracked tubing coupling at different positions

試樣非金屬夾雜物含量ABCD細粗細粗細粗細粗晶粒度顯微組織脫扣外螺紋接頭0．501．00001．008級回火索氏體開裂接箍0．500．50001．008級回火索氏體

接箍裂紋源區(qū)斷口表層有一層灰色非金屬物，其下方有多條裂紋。裂紋擴展區(qū)(裂紋兩側)組織與其他區(qū)域相同。裂紋內(nèi)有灰色非金屬物，如圖7所示。斷口附近接箍端面外壁裂紋里也有類似的灰色非金屬物，其形貌具有淬火裂紋在高溫回火過程中氧化的特征。裂紋擴展區(qū)發(fā)現(xiàn)沿晶裂紋形貌，具有明顯的應力腐蝕裂紋特征，如圖8所示。

圖7 接箍端面外壁裂紋及附近灰色非金屬物Fig.7 The cracks on outer surface of the coupling end and the nearby gray non-metallic material

圖8 接箍端面外壁裂紋擴展區(qū)形貌及顯微組織Fig.8 The crack propagation area morphology on outer surface of the microstructure

1.3 力學性能試驗

分別在脫扣外螺紋接頭和開裂接箍上取縱向拉伸試樣，依據(jù)ASTM A370-13使用UH-F500KNI型拉伸試驗機對其進行拉伸試驗；分別在脫扣外螺紋接頭及開裂接箍上取縱向和橫向沖擊試樣，依據(jù)ASTM E23-12c使用PIT302D型沖擊試驗機對其進行夏比沖擊試驗；分別在脫扣外螺紋接頭和開裂接箍上取硬度試樣，依據(jù)ASTM E8-15使用RB2002型硬度計對其進行硬度試驗。試驗結果見表3，可見脫扣外螺紋接頭和開裂接箍的屈服強度以及接箍的硬度均高于油田技術要求。

1.4 化學成分分析

采用ARL 4460型直讀光譜儀對脫扣外螺紋接頭和開裂接箍取樣進行化學成分分析，分析結果見表4，可見各元素含量均符合油田技術要求。

2 分析與討論

在自重或外力作用下，油管柱內(nèi)、外螺紋接頭相互分離脫開的現(xiàn)象稱之為脫扣。脫扣會導致管柱落井，破壞管柱的結構完整性和密封完整性[1-11]。

表3 力學性能試驗結果Tab.3 The mechanical performance test results

表4 化學成分分析結果(質(zhì)量分數(shù))Tab.4 The chemical composition analysis results (mass fraction) %

前述分析結果表明，第166號油管接箍開裂，導致第166號油管接箍內(nèi)螺紋與第167根油管外螺紋現(xiàn)場連接端接頭脫扣。以下分別對油管脫扣和接箍開裂原因及脫扣時間進行分析。

2.1 材料性能對油管接箍開裂的影響

材料屈服強度越高，其對應力腐蝕開裂越敏感[12]。該井油管接箍材料的屈服強度和硬度均超過了油田技術要求，且裂源位置存在原始缺陷，從而導致油管接箍發(fā)生應力腐蝕開裂[13]。

2.2 失效載荷分析

油管接箍開裂之后才發(fā)生脫扣。導致油管接箍縱向開裂的載荷主要是拉伸應力，拉伸應力來源包括上扣應力、內(nèi)壓產(chǎn)生的應力以及拉伸載荷產(chǎn)生的應力。下面對油管接箍失效載荷進行分析。

油管接頭上扣之后接箍會承受周向拉伸應力。油管上扣扭矩越大，接箍承受的周向拉伸應力也越大。該井油管上扣扭矩符合廠家規(guī)定，可以排除上扣扭矩偏大導致接箍縱向開裂的可能性。

油管內(nèi)壓越大，接箍承受的周向拉伸應力也越大。接箍開裂時油管柱內(nèi)壓低于外壓，因此可以排除油管內(nèi)壓偏大導致接箍縱向開裂的可能性。

溫度變化越大，油管柱受到的軸向載荷越大(6 500 m油管柱井口由井口裝置固定，井下由封隔器固定，熱脹時管柱伸長受彎曲載荷作用，冷縮時管柱縮短受拉伸載荷作用)。2011年12月12日該井在系統(tǒng)試井關井測壓力恢復期間，井底高溫天然氣從油管柱里邊流到井口，此時油管柱受熱伸長承受壓縮載荷，因此可以排除油管在此期間溫度變化導致接箍縱向開裂的可能性。

2012年9月9日12:00-15:00，該井修井采用1.50 g·cm-3的有機鹽水正擠壓井，地面較低溫度的有機鹽水從油管柱里流入井底，此時油管柱受冷收縮承受拉伸載荷。宏觀分析結果表明，脫扣外螺紋接頭大端已經(jīng)發(fā)生拉伸頸縮變形。這已經(jīng)證明接箍開裂和脫扣時油管承受拉伸載荷，這說明在此期間溫度變化產(chǎn)生的拉伸應力是導致油管接箍開裂、接頭脫扣的主要原因。

2.3 油管脫扣和接箍開裂時間分析

一般在井口沒有施工的情況下，管柱壓力不會突然發(fā)生變化。2012年9月12日7:56，該井地面無任何操作，油管內(nèi)壓力降低2.881 MPa(由31.637 MPa到28.756 MPa)，A環(huán)空壓力降低2.457 MPa(由48.476 MPa到46.019 MPa)，B環(huán)空壓力降低0.736 MPa(由45.014 MPa到44.278 MPa)。此刻管柱壓力發(fā)生變化，這實際是接箍開裂所致。接箍開裂會引起油管柱容積變化，導致油管、A環(huán)空和B環(huán)空內(nèi)壓變化，其中內(nèi)壓變化最大的應當是油管，其次是A環(huán)空和B環(huán)空，這與實際情況一致。

通井可以檢查管柱的結構完整性，及時發(fā)現(xiàn)管柱結構完整性的變化情況。該井于9月13日13:30采用φ59 mm通徑規(guī)通井至6 400 m，接箍開裂位置井深4 441.61 m，這說明雖然此時接箍已開裂，但還沒有導致脫扣。9月14日3:30采用φ59 mm通徑規(guī)通井至4 441.61 m附近遇阻，說明此時接箍開裂已經(jīng)導致脫扣。脫扣之后內(nèi)外螺紋接頭已經(jīng)不在同一軸線，即內(nèi)外螺紋接頭已經(jīng)發(fā)生相對橫向位移，故通徑規(guī)會在脫扣位置遇阻。

接箍開裂之后其兩端的接頭連接強度會大幅度降低[14]。由于接箍開裂起源于現(xiàn)場連接端，現(xiàn)場端裂口更寬，故該接箍現(xiàn)場連接端首先脫扣，在隨后下母錐打撈時該接箍工廠端脫扣，只撈出了開裂的接箍。

3 結論及建議

(1) 2012年9月12日7:56修井期間第166號油管接箍開裂，9月13日13:30至 9月14日3:30開裂的接箍脫扣。

(2) 接箍材料屈服強度和硬度偏高，且裂紋源位置存在原始缺陷，從而導致接箍在溫度載荷作用下發(fā)生應力腐蝕開裂。

(3) 建議井下注液應降低排量，減小溫度載荷對油管柱的影響；嚴格按照油田要求控制材料性能和質(zhì)量。

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Causes Analysis on Pulling out of a Premium Connection Tubing in One Well

YANG Xiang-tong1, Lü Shuan-lu1,2, PENG Jian-xin1, WANG Peng3, SONG Wen-wen1, LI Jin-feng3, GENG Hai-long1, WEN Zhi-ming1, SHI Gui-jun1, FAN Wen-gang1

(1. Oil and Gas Engineering Resarch Institute, Tarim Oil Field, Korla 841000, China； 2. Material Science and Engineering Department of China University of Petroleum, Beijing 102249, China； 3. CNPC Tubular Goods Research Institute, Xi’an 710065, China)

A thorough investigation was done on the pulling out accident of a premium connection tubing in one well. The macro analysis, geometry dimension measurement, metallographic analysis, mechanical performance test and chemical composition analysis were carried out to the failure tubing samples. The stress state of the tubing was analyzed, and time order of the tubing connection pulling out and the coupling cracking was deduced. The results show that the tubing connection was pulled out due to the brittle cracking of the coupling, and the coupling cracking was mainly related to the high yield strength and high hardness of its material as well as the temperature load of the tubing during repairing well.

tubing; pulling out; coupling; cracking

10.11973/lhjy-wl201704015

2015-11-11

楊向同(1972-)，男，高級工程師，主要從事測井和試油技術研究和管理工作。

呂拴錄(1957-)，男，教授級高級工程師，學士，主要從事石油管材失效分析、技術監(jiān)督和科研工作，lvshuanlu@163.com。

TE931

B

1001-4012(2017)04-0291-05

質(zhì)量控制與失敗分析