某西部油田高溫高壓氣井連續(xù)油管斷裂原因

閆 湃,龍 巖,竇 偉,鄺獻(xiàn)任,羅金恒,雒設(shè)計(jì)

(1.西安石油大學(xué),西安 710065；2.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院,西安 710077;3.寶雞石油機(jī)械有限責(zé)任公司,寶雞 721002)

20世紀(jì)60年代初，連續(xù)管技術(shù)開始應(yīng)用于石油工業(yè)，因連續(xù)管作業(yè)機(jī)移動(dòng)方便、作業(yè)成本低等優(yōu)點(diǎn)，已被廣泛應(yīng)用于側(cè)鉆井、完井、修井和集輸?shù)茸鳂I(yè)中[1-5]。目前，國(guó)內(nèi)連續(xù)管技術(shù)還不夠成熟，因油管服役環(huán)境惡劣，受力情況復(fù)雜，連續(xù)油管失效形式多種多樣[6]，失效的主要原因有腐蝕、疲勞、操作不當(dāng)?shù)萚7-9]。

2017年10月，某西部油田高溫高壓氣井在進(jìn)行連續(xù)油管(材料為CT110鋼)替液作業(yè)時(shí)，泵入密度為1.13 g/cm3的有機(jī)鹽完井液，泵壓為50～63 MPa，排量為60～160 L/min，當(dāng)連續(xù)油管下至井深576 m時(shí)，有液體從注入頭處滲出，在立即停泵并增大防噴盒系統(tǒng)壓力后仍然無(wú)法阻止液體滲出，迅速通過(guò)關(guān)卡瓦、半封，卸掉液壓系統(tǒng)壓力。對(duì)注入頭進(jìn)行檢查發(fā)現(xiàn)，連續(xù)油管管體在防噴盒鏈條中上部發(fā)生斷裂，上下管體錯(cuò)位，重疊段長(zhǎng)度約為1 m，斷裂位置見圖1。

圖1 連續(xù)油管斷裂位置示意

筆者通過(guò)宏觀觀察、無(wú)損探傷、化學(xué)成分分析、拉伸試驗(yàn)、硬度試驗(yàn)、擴(kuò)口試驗(yàn)、壓扁試驗(yàn)、金相檢驗(yàn)、掃描電鏡及能譜分析等方法，對(duì)該連續(xù)油管的斷裂原因進(jìn)行分析，以預(yù)防此類事故的再次發(fā)生。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀觀察

斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段的宏觀形貌如圖2所示，兩節(jié)連續(xù)油管管段外表面光滑，無(wú)腐蝕痕跡；下側(cè)管段有一處被折斷，據(jù)現(xiàn)場(chǎng)了解，這是連續(xù)油管發(fā)生斷裂后，為防止連續(xù)油管落井，關(guān)閉防噴器時(shí)夾傷所致。

圖2 斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段的宏觀形貌

如圖3所示，上側(cè)管段斷口側(cè)面未見變形，無(wú)明顯頸縮現(xiàn)象，斷口附近可見輕微損傷痕跡；斷口表面輕微脹大，大部分區(qū)域受到損壞，局部區(qū)域斷面平坦，表面呈輕微金屬色，無(wú)明顯剪切唇。

圖3 斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段斷口側(cè)面和表面的宏觀形貌

1.2 無(wú)損探傷

根據(jù)NB/T 47013.4-2015《承壓設(shè)備無(wú)損檢測(cè)第4部分：磁粉檢測(cè) PPT》標(biāo)準(zhǔn)，采用CJZ-212E型磁軛設(shè)備，對(duì)斷裂連續(xù)油管外表面進(jìn)行磁粉探傷檢測(cè)。如圖4所示，該斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段外表面未發(fā)現(xiàn)裂紋。

圖4 斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段外表面的磁粉探傷形貌

1.3 化學(xué)成分分析

分別從斷裂連續(xù)油管上側(cè)和下側(cè)管段上截取試樣，根據(jù)ASTM A751-14a《鋼產(chǎn)品化學(xué)分析的試驗(yàn)方法、規(guī)程和術(shù)語(yǔ)》標(biāo)準(zhǔn)，采用ARL 4460型直讀光譜儀進(jìn)行化學(xué)成分分析。由表1可見，連續(xù)油管上、下側(cè)管段的化學(xué)成分均滿足SY/T 6895-2012《連續(xù)油管》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)CT110鋼的技術(shù)要求。

表1 斷裂連續(xù)油管的化學(xué)成分檢測(cè)結(jié)果

1.4 力學(xué)性能試驗(yàn)

1.4.1 拉伸試驗(yàn)

根據(jù)ASTM A370-17《鋼產(chǎn)品力學(xué)性能試驗(yàn)的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法和定義》，在斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段截取縱向拉伸試樣，拉伸試樣尺寸為φ44.5 mm×3.68 mm×50 mm。由表2可見，連續(xù)油管上側(cè)管段的屈服強(qiáng)度略低于SY/T 6895-2012標(biāo)準(zhǔn)對(duì)求CT110鋼要求的下限值。由圖5可見，連續(xù)油管拉伸斷口呈傾斜狀，可見明顯頸縮現(xiàn)象，斷口表面主要呈現(xiàn)剪切唇形貌。

表2 斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段的室溫拉伸試驗(yàn)結(jié)果

圖5 斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段拉伸斷口的宏觀形貌

1.4.2 硬度試驗(yàn)

在連續(xù)油管上側(cè)管段截取環(huán)形試樣，根據(jù)ASTM E18-17《金屬材料洛氏硬度標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》，采用BH3000型硬度測(cè)量系統(tǒng)進(jìn)行硬度測(cè)試，測(cè)量位置如圖6所示。由表3可見，斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段的硬度滿足SY/T 6895-2012標(biāo)準(zhǔn)對(duì)CT110鋼的要求。

圖6 硬度試驗(yàn)的測(cè)量位置示意

表3 連續(xù)油管上側(cè)管段的硬度測(cè)試結(jié)果

1.4.3 擴(kuò)口試驗(yàn)

分別在斷裂連續(xù)油管上側(cè)和下側(cè)管段截取擴(kuò)口試樣，試樣尺寸為φ44.5 mm×3.68 mm×50 mm，根據(jù)ASTM A450/A450M-21StandardSpecificationforGeneralRequirementsforCarbonandLowAlloySteelTubes標(biāo)準(zhǔn)，采用UH-F500KNI型試驗(yàn)設(shè)備進(jìn)行擴(kuò)口試驗(yàn)，結(jié)果見表4，未發(fā)現(xiàn)連續(xù)油管表面有裂紋萌生。

表4 斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段的擴(kuò)口試驗(yàn)結(jié)果

1.4.4 壓扁試驗(yàn)

在斷裂連續(xù)油管下側(cè)管段截取壓扁試樣，試樣尺寸為φ44.5 mm×3.68 mm×70 mm，依據(jù)GB/T 246-2007《金屬管壓扁試驗(yàn)方法》，采用UH-F500KNI型壓扁試驗(yàn)設(shè)備進(jìn)行壓扁試驗(yàn)，測(cè)量結(jié)果見表5，未發(fā)現(xiàn)連續(xù)油管下側(cè)管段表面有裂紋萌生(表5中D為連續(xù)油管外徑)。

表5 連續(xù)油管下側(cè)管段的壓扁試驗(yàn)結(jié)果

1.5 金相檢驗(yàn)

分別在斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段截取試樣，根據(jù)ASTM E3-11-2011《金相試樣的制備標(biāo)準(zhǔn)》、ASTM E45-13《夾雜物分析標(biāo)準(zhǔn)》及ASTM E112-13-2013《測(cè)定平均晶粒度的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》，采用MEF4M型金相顯微鏡、圖像分析系統(tǒng)和OLS 4100型激光共聚焦顯微鏡分別進(jìn)行顯微組織觀察、晶粒度分析及非金屬夾雜物分析。由表6和圖7可見：斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段的顯微組織未見異常，均為粒狀貝氏體組織；晶粒度為12.0級(jí)，晶粒度無(wú)異常。

表6 斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段中非金屬夾雜物的評(píng)級(jí)及晶粒度

圖7 斷裂連續(xù)油管上、下側(cè)管段的顯微組織

1.6 斷口分析

將斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段斷口用酒精超聲清洗后，采用TESCAN VEGA Ⅱ型掃描電鏡(SEM)進(jìn)行斷口形貌觀察。由圖8可見：該連續(xù)油管斷口未見頸縮現(xiàn)象，呈現(xiàn)明顯擠壓形貌；將圖8a)中方框處放大觀察發(fā)現(xiàn)，起裂區(qū)域管體外表面呈明顯的撕裂特征，見圖8b)中箭頭處，為斷口的裂紋源區(qū)，從撕裂區(qū)向內(nèi)表面過(guò)渡的擴(kuò)展區(qū)可見明顯的平臺(tái)區(qū)，平臺(tái)區(qū)外靠近內(nèi)表面為剪切瞬斷區(qū)；裂紋源區(qū)及擴(kuò)展區(qū)均呈擠壓形成的拉長(zhǎng)狀韌窩形貌。

圖8 斷裂連續(xù)油管上側(cè)管段斷口不同區(qū)域的SEM形貌

采用能譜儀(EDS)對(duì)斷口裂紋源區(qū)及擴(kuò)展區(qū)進(jìn)行分析。如圖9所示，其表面主要含有碳、氧、鐵元素，未發(fā)現(xiàn)硫、氯等井下腐蝕性元素，說(shuō)明該連續(xù)油管未發(fā)生明顯的腐蝕。

圖9 斷裂連續(xù)油管斷口裂紋源區(qū)和擴(kuò)展區(qū)的EDS分析位置及分析結(jié)果

2 分析與討論

該斷裂連續(xù)油管屬于Cr-Mo低合金鋼，其化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6895-2012的技術(shù)要求。連續(xù)油管顯微組織為粒狀貝氏體，晶粒度無(wú)異常。壓扁和擴(kuò)口試驗(yàn)后油管表面均未出現(xiàn)裂紋，符合SY/T 6895-2012的技術(shù)要求。連續(xù)油管硬度低于30 HRC，符合標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6895-2012要求。拉伸試驗(yàn)中試樣取自斷裂連續(xù)油管，而SY/T 6895-2012標(biāo)準(zhǔn)要求拉伸試樣取自連續(xù)油管斷裂之前，故拉伸試驗(yàn)結(jié)果僅供參考。綜上所述，該連續(xù)油管斷裂與其材質(zhì)無(wú)關(guān)。

根據(jù)連續(xù)油管斷裂形貌及服役工況，對(duì)其斷裂原因進(jìn)行進(jìn)一步分析。連續(xù)油管斷口平齊，整體無(wú)明顯頸縮變形，呈輕微“脹大”形貌，且斷口表面未見明顯剪切唇。連續(xù)油管拉伸試樣斷口呈傾斜狀，可見明顯頸縮現(xiàn)象，斷口表面主要呈現(xiàn)剪切唇形貌。由此可以推斷，該連續(xù)油管斷裂時(shí)與拉伸試驗(yàn)斷裂時(shí)所承受的載荷完全不同。該斷裂連續(xù)管斷口起裂于外表面撕裂區(qū)域，裂紋源區(qū)及擴(kuò)展區(qū)均呈現(xiàn)擠壓形成的拉長(zhǎng)狀韌窩形貌，斷口附近管體外表面可見明顯的擠壓損傷痕跡，并延伸至斷口區(qū)域。此外，斷口表面未檢測(cè)到硫、氯等腐蝕性元素，可進(jìn)一步排除環(huán)境腐蝕導(dǎo)致連續(xù)油管斷裂的可能性。

連續(xù)油管在下至井深576 m時(shí)，其軸向拉伸載荷約為44.32 MPa，該載荷遠(yuǎn)低于連續(xù)油管的屈服強(qiáng)度。同時(shí)，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研得知，連續(xù)油管斷裂后，其斷口以下的連續(xù)油管無(wú)明顯落井現(xiàn)象，由此可以確定，該連續(xù)油管斷裂并非拉伸載荷所致。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)了解，該井含凝析氣藏，井筒內(nèi)含有一定的蠟，并且，連續(xù)油管斷口表面可見大量被擠壓的韌窩棱，說(shuō)明在連續(xù)油管下井過(guò)程中，管壁發(fā)生結(jié)臘，連續(xù)油管受到壓縮載荷，導(dǎo)致下井受阻，當(dāng)壓縮載荷超過(guò)材料屈服強(qiáng)度后，連續(xù)油管發(fā)生壓縮變形，隨后發(fā)生斷裂。

3 結(jié)論與建議

(1)該連續(xù)油管斷裂的原因是：連續(xù)油管在下井過(guò)程中，管壁發(fā)生結(jié)臘，導(dǎo)致下井受阻，連續(xù)油管受到壓縮載荷，當(dāng)壓縮載荷超過(guò)材料屈服強(qiáng)度后，連續(xù)油管發(fā)生壓縮變形，使其發(fā)生斷裂。

(2)建議加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)過(guò)程監(jiān)控，防止此類事件發(fā)生。