某高壓氣井13Cr 油管擠毀和脫扣原因分析

呂拴錄，宋 洋，熊茂縣，馬 磊，王 華，趙密鋒，曾 努

（1.中國石油大學(xué)，北京 102249；2.西安摩爾石油工程實(shí)驗(yàn)室股份有限公司，陜西 西安 710065；3.中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000）

2013 年7 月28 日，塔里木油田某高壓氣井投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為93.5 MPa，A 環(huán)空（油管與生產(chǎn)套管之間的環(huán)空）壓力為29.4 MPa。2014 年1 月油壓和產(chǎn)能開始異常下降；6 月17 日之前，油壓大于A 環(huán)空壓力；6 月17 日之后油套壓力趨于一致，油管和套管串通，氣產(chǎn)量為0；6 月28 日，對(duì)該井進(jìn)行測(cè)流溫、流壓及探砂面作業(yè)，測(cè)試工具串下至井深6 127 m 遇阻，在測(cè)試工具底部取出堵塞物，堵塞物為砂子顆粒。由于地層出砂，油管壓力急劇下降，最終因油管堵塞，導(dǎo)致無產(chǎn)量。該井采用密度為1.40 g/cm3的OS-200 有機(jī)鹽完井液。修井起油管至井深6 180.85 m 位置，發(fā)現(xiàn)入井編號(hào)68 號(hào)Φ88.90 mm×6.45 mm 規(guī)格13Cr 110 鋼級(jí)油管工廠上扣端接頭脫扣。打撈發(fā)現(xiàn)68 號(hào)油管管體已經(jīng)擠毀。該井完井管柱總長6 747.84 m，6 170.90～6 441.20 m井段采用Φ88.90 mm×6.45 mm 油管，68 號(hào)油管所處井段為6 180.85～6 190.81 m。69 號(hào)油管外螺紋接頭與68 號(hào)油管接箍現(xiàn)場(chǎng)端的上扣扭矩為5.72 kN·m。失效的油管為平式（管端沒有加厚）特殊螺紋接頭油管，螺紋結(jié)構(gòu)采用金屬密封、承載角-5°、導(dǎo)向角25°設(shè)計(jì)；油管管體最小屈服載荷1 268 kN，接頭最小連接載荷1 268 kN，最小抗擠毀強(qiáng)度93.3 MPa，最小內(nèi)屈服壓力96.3 MPa，靜水壓試驗(yàn)壓力69.0 MPa。

完井管柱失效形式有脫扣、黏扣、泄漏、擠毀和斷裂等多種形式，但一根油管同時(shí)發(fā)生擠毀和脫扣的事故并不多見[1-8]。因此，為找到13Cr 油管發(fā)生擠毀和脫扣的原因，筆者進(jìn)行了試驗(yàn)分析。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀分析

68 號(hào)油管管體連同工廠端外螺紋接頭和接箍一起擠毀，擠毀形貌及螺紋接頭變形形貌如圖1～2所示。脫扣的油管接箍工廠上扣端呈非規(guī)則橢圓變形，接箍端面橢圓長軸117.5 mm，橢圓短軸102.8 mm；油管外壁一側(cè)磨損發(fā)亮，接箍橢圓長軸對(duì)應(yīng)位置靠近端面的7 扣內(nèi)螺紋有不同程度磨損（圖1左右兩側(cè)），其余螺紋表面完好；脫扣的外螺紋接頭呈現(xiàn)卷曲狀變形。68 號(hào)油管具有擠毀和脫扣2種失效形式，那么是擠毀在前，還是脫扣在前，現(xiàn)予以分析。

圖1 68 號(hào)油管擠毀形貌

圖2 68 號(hào)脫扣油管螺紋接頭變形形貌

（1） 假設(shè)油管先發(fā)生脫扣后發(fā)生擠毀。如果油管先脫扣，脫扣之后油管內(nèi)外壓力串通后會(huì)失去壓差，若沒有足夠的壓差，油管不會(huì)擠毀，只有外壓與內(nèi)壓之差超過油管抗擠毀強(qiáng)度時(shí)油管才可能發(fā)生擠毀。另外，如果油管先發(fā)生脫扣，油管螺紋接頭只能留下拉伸載荷導(dǎo)致的螺紋損傷痕跡，而不會(huì)留下擠毀導(dǎo)致的內(nèi)外螺紋接頭變形痕跡。實(shí)際上，油管管體發(fā)生了擠毀，而且內(nèi)外螺紋接頭具有擠毀變形的特征，這說明油管先發(fā)生脫扣后發(fā)生擠毀的假設(shè)不成立。

（2） 假設(shè)油管先發(fā)生擠毀后發(fā)生脫扣。失效的68 號(hào)油管為平式特殊螺紋接頭油管，該油管外螺紋接頭部位沒有加厚，其抗擠毀強(qiáng)度與管體相同（如果采用外加厚油管，外螺紋接頭加厚部位不會(huì)擠毀）。如果油管先擠毀，從理論上講外螺紋接頭擠毀變形應(yīng)當(dāng)與管體一致，但由于接箍與外螺紋接頭通過螺紋上扣連接，外螺紋接頭在擠扁的同時(shí)又因?yàn)榻庸考s束而卷曲變形，而接箍在阻擋外螺紋接頭變形的同時(shí)也在對(duì)應(yīng)的位置被外螺紋接頭變形的反作用力擠壓變形。實(shí)際上，油管管體不僅發(fā)生了擠毀，而且管體外螺紋接頭擠毀導(dǎo)致接箍發(fā)生了變形破壞，說明油管先發(fā)生擠毀后發(fā)生脫扣的假設(shè)成立。

由此可見，68 號(hào)油管連同其工廠上扣端外螺紋接頭和接箍首先發(fā)生擠毀，并導(dǎo)致其螺紋接頭連接強(qiáng)度突然大幅度降低，最終導(dǎo)致脫扣發(fā)生。雖然68 號(hào)油管現(xiàn)場(chǎng)端內(nèi)外螺紋接頭在井下處理事故期間被磨削掉，但依據(jù)其工廠端內(nèi)外螺紋接頭失效形貌推斷，68 號(hào)油管工廠端接頭脫扣之后，完井管柱所受的拉伸載荷會(huì)突然減小，落魚的68 號(hào)油管現(xiàn)場(chǎng)端內(nèi)外螺紋接頭雖然沒有脫扣，但其變形特征應(yīng)當(dāng)與工廠端相同。

1.2 理化試驗(yàn)

在69 號(hào)油管上取理化分析試樣，化學(xué)成分和力學(xué)性能檢測(cè)結(jié)果見表1。分別在69 號(hào)油管和68號(hào)擠毀油管沿圓周每隔90°取樣進(jìn)行金相分析，分析結(jié)果如圖3～4 所示。分析發(fā)現(xiàn)，69 號(hào)油管外壁存在深度為200 μm 的應(yīng)力腐蝕裂紋，裂紋呈穿晶+沿晶形貌，以穿晶裂紋為主；內(nèi)壁未發(fā)現(xiàn)裂紋，但存在點(diǎn)蝕。68 號(hào)擠毀油管外壁和內(nèi)壁均存在應(yīng)力腐蝕裂紋，內(nèi)壁存在點(diǎn)蝕，且外壁應(yīng)力腐蝕裂紋深度達(dá)到500 μm，明顯超過69 號(hào)油管應(yīng)力腐蝕裂紋深度。68 號(hào)擠毀油管應(yīng)力腐蝕裂紋沿外壁向內(nèi)壁以穿晶和沿晶方式擴(kuò)展，其中以穿晶擴(kuò)展為主。這兩根油管管體的晶粒度為7.0 級(jí)，D 類非金屬夾雜物為1.0 級(jí)，組織為回火馬氏體。由此可見，這兩根油管的化學(xué)成分和拉伸性能滿足相關(guān)訂貨技術(shù)協(xié)議要求，但均存在應(yīng)力腐蝕裂紋。

圖3 69 號(hào)油管應(yīng)力腐蝕情況

表1 69 號(hào)油管的化學(xué)成分（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）和力學(xué)性能檢測(cè)結(jié)果

1.3 實(shí)物擠毀試驗(yàn)

按照ISO 13679 ∶2002《石油天然氣工業(yè) 套管及油管螺紋連接試驗(yàn)程序》，對(duì)該規(guī)格鋼級(jí)的新油管試樣和69 號(hào)油管試樣進(jìn)行擠毀試驗(yàn)，試驗(yàn)介質(zhì)為水。試驗(yàn)結(jié)果表明，使用過的69 號(hào)油管的抗擠毀強(qiáng)度為108 MPa，新油管抗擠毀強(qiáng)度為118 MPa，前者是后者的91.5%，即使用過的油管的抗擠毀強(qiáng)度降低了8.5%，但兩種油管的抗擠毀強(qiáng)度仍然滿足用戶要求（要求≥93.3 MPa）。

圖4 68 號(hào)油管應(yīng)力腐蝕情況

2 結(jié)果分析

2.1 油管失效時(shí)間

2014 年6 月17 日之前，油壓大于A 環(huán)空壓力；由于出砂導(dǎo)致油管通道堵塞，6 月17 日之后油管和套管壓力趨于一致，隨后油壓低于A 環(huán)空壓力，完井管柱所受的外壓超過油管抗擠毀強(qiáng)度時(shí)，油管發(fā)生擠毀和脫扣。試驗(yàn)分析結(jié)果表明，68號(hào)油管管體連同兩端的外螺紋接頭和接箍整體同時(shí)擠毀。68 號(hào)油管兩端接頭擠毀變形之后其連接強(qiáng)度會(huì)大幅度下降，幾乎在該油管管體擠毀的同時(shí)，其工廠上扣端接頭也發(fā)生了脫扣。油管脫扣之后，油管和套管壓力串通，油管擠毀終止。

2.2 油管擠毀位置

69 號(hào)油管處在6 170.90～6 180.85 m 井段，68號(hào)油管下入深度6 180.85～6 190.81 m。油管管柱環(huán)空保護(hù)液為密度1.40 g/cm3的有機(jī)鹽。完井管柱砂石堵塞之后，內(nèi)壓大幅度減小。井越深，完井管柱外壁所受的液柱壓力越大，承受的外壓也越大。68號(hào)油管更靠近砂堵位置，所受的外壓大于69 號(hào)油管，故68 號(hào)油管首先擠毀[9-14]。

2.3 油管擠毀載荷計(jì)算分析

68 號(hào)油管下入深度6 190.81 m，油管擠毀時(shí)A環(huán)空為密度1.40 g/cm3的有機(jī)鹽，油管內(nèi)為密度0.31 g/cm3的天然氣。

2014 年6 月17 日之前，油壓大于A 環(huán)空壓力；之后油壓21.6 MPa 低于A 環(huán)空壓力36.5 MPa。在井深6 190.81 m 位置油管外液柱壓力84.9 MPa，油管內(nèi)氣柱壓力為18.8 MPa，油套壓差-81.0 MPa，小于油管公稱抗擠強(qiáng)度（即標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的抗擠強(qiáng)度，93.3 MPa）。在井深6 190.81 m 位置溫度升至177.2℃，該位置油管的公稱屈服強(qiáng)度從758 MPa 降低至711 MPa，油管在井下的屈服強(qiáng)度只有室溫公稱屈服強(qiáng)度的93.8%，油管在井下的抗擠毀強(qiáng)度只有87.5 MPa（93.3×93.8%），仍然大于液柱壓力。這說明油管擠毀可能還與其本身存在的裂紋等損傷有關(guān)。

2.4 應(yīng)力腐蝕裂紋降低了油管承載能力

69 號(hào)油管外壁存在應(yīng)力腐蝕裂紋，與該油田以往的油管失效形式類似；內(nèi)壁沒有應(yīng)力腐蝕裂紋，但存在腐蝕坑[15-16]。68 號(hào)擠毀油管內(nèi)、外壁均存在應(yīng)力腐蝕裂紋，外壁應(yīng)力腐蝕裂紋與以往的油管失效應(yīng)力腐蝕裂紋形式類似，外壁應(yīng)力腐蝕裂紋深度遠(yuǎn)大于69 號(hào)油管外壁應(yīng)力腐蝕裂紋深度；內(nèi)壁應(yīng)力腐蝕裂紋和腐蝕坑與其他井的油管的失效形式不同。該KS2-2-12 高壓氣井從2014 年6 月17日油管擠毀脫扣，到2017 年8 月26 日修井起出油管，時(shí)間長達(dá)3.2 年。油管在使用過程中產(chǎn)生了應(yīng)力腐蝕裂紋，說明該高壓氣井具有應(yīng)力腐蝕裂紋條件。油管擠毀之后，油管柱內(nèi)外壁腐蝕環(huán)境相同，最終68 號(hào)油管內(nèi)、外壁均達(dá)到了應(yīng)力腐蝕裂紋的條件，油管內(nèi)壁產(chǎn)生了大量腐蝕坑和應(yīng)力腐蝕裂紋。油管應(yīng)力腐蝕裂紋與油管腐蝕環(huán)境、受力狀態(tài)和材料對(duì)應(yīng)力腐蝕的敏感程度有關(guān)。

該井完井液為OS-200 有機(jī)鹽完井液，油管產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋與完井液和超級(jí)13Cr 油管材料不匹配有關(guān)。超級(jí)13Cr 材料在含氧的有機(jī)鹽完井液中應(yīng)力腐蝕開裂敏感性較高。油管管體產(chǎn)生了縱向應(yīng)力腐蝕裂紋，這主要與油管柱承受的內(nèi)壓載荷有關(guān)。該井2013 年7 月28 日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為93.5 MPa，A 環(huán) 空 壓力 為29.4 MPa。從 投 產(chǎn) 至2014 年6 月17 日油管擠毀脫扣，油管在井下近11個(gè)月承受交變的內(nèi)壓等載荷，具備產(chǎn)生縱向應(yīng)力腐蝕開裂的受力條件。油管產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋之后，油管剩余壁厚減少，抗擠毀性能減小，必然會(huì)降低油管承載能力。

綜上所述，13Cr 油管和套管壓力串通的原因是6 180.85～6 190.81 m 井段的油管發(fā)生了擠毀和脫扣。油管擠毀之前已經(jīng)產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋，這使得油管剩余壁厚減少，降低了油管抗擠毀強(qiáng)度。油管擠毀和脫扣的主要原因是地層出砂導(dǎo)致油管通道堵塞之后所受外壓超過了油管抗擠毀強(qiáng)度。

3 結(jié) 語

由于地層出砂導(dǎo)致油管通道堵塞，在6 180.85～6 190.81 m 井段的Φ88.90 mm×6.45 mm 規(guī)格13Cr油管外壓大于內(nèi)壓，且其內(nèi)外壓差超過該油管抗擠毀強(qiáng)度，從而造成油管發(fā)生擠毀和脫扣。油管產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋之后，抗擠毀性能減小，降低了油管承載能力。建議采用與13Cr 油管匹配的完井液。