豐振軍, 聶向暉, 王高峰, 劉迎來, 許 彥, 李 亮

(1. 中國石油集團 石油管工程技術(shù)研究院, 西安 710065; 2. 北京隆盛泰科石油管科技有限公司, 北京 100101)

某井油管開裂泄漏失效分析

豐振軍1,2, 聶向暉1,2, 王高峰1,2, 劉迎來1,2, 許 彥1,2, 李 亮1,2

(1. 中國石油集團 石油管工程技術(shù)研究院, 西安 710065; 2. 北京隆盛泰科石油管科技有限公司, 北京 100101)

某井φ73 mm×5.51 mm P110油管在酸化作業(yè)過程中發(fā)生縱向開裂。通過宏觀分析、化學(xué)成分分析、力學(xué)性能試驗、金相分析、掃描電鏡斷口分析等方法，對該油管開裂原因進行了分析。結(jié)果表明：該油管在采油階段內(nèi)壁發(fā)生嚴重偏磨導(dǎo)致其壁厚嚴重減薄，無法承受酸化作業(yè)時的試驗壓力，從而在偏磨溝槽壁厚最薄處發(fā)生延性開裂。最后，提出了油管在采油時使用防偏磨器的建議。

油管；泄漏；偏磨；延性開裂

油管是在抽油機采油工藝技術(shù)中大量使用的管具，井下油管柱由接頭將一根根油管連接而成，其作用是把地下儲層的油氣輸送到地面[1]。井內(nèi)油管長期在交變載荷作用下工作，并在多處與抽油桿接箍和桿體發(fā)生接觸摩擦，加之井內(nèi)液體腐蝕等因素的影響，導(dǎo)致油管在使用過程中經(jīng)常會在連接螺紋處發(fā)生疲勞斷裂、刺漏、擠毀、破損、偏磨、腐蝕等失效[2]，管體也會因腐蝕而減薄甚至穿孔，導(dǎo)致管柱強度降低、材料耐蝕性能下降、壓力急劇上升、出水等現(xiàn)象。這些嚴重影響了抽油機井的正常生產(chǎn)，并造成巨大經(jīng)濟損失[3]。

某油井在酸化作業(yè)過程中發(fā)生油管開裂事故，為減少類似事故的再發(fā)生，筆者對該油管開裂原因進行了分析，并提出了改進建議。

1 理化檢驗

1.1 宏觀分析

油田在對油井進行酸化作業(yè)時，油管內(nèi)壓力為95 MPa，油管外環(huán)空壓力為35 MPa，在穩(wěn)壓過程中發(fā)現(xiàn)，油管內(nèi)壓力突然下降，起出油管柱發(fā)現(xiàn)其中一φ73 mm×5.51 mm P110油管開裂失效，油管開裂位置井深4 550.0 m。

在失效油管上截取長度為2 000 mm的試樣進行檢驗，其中一端為外螺紋接頭，另外一端為機械切割端，在距油管外螺紋接頭端1 365 mm處有一條長度為165 mm、寬度為8.6 mm的縱向裂口，裂口處最小壁厚僅為1.99 mm，如圖1所示。

分別從距油管外螺紋接頭端1 040 mm和1 375 mm處將其沿橫向剖開，發(fā)現(xiàn)油管橫截面局部壁厚存在明顯的減薄現(xiàn)象，如圖2和圖3所示。其中圖3所示油管橫截面上有兩處壁厚減薄，分別編號為溝槽Ⅰ和溝槽Ⅱ。由圖2和圖3可見，油管上縱向裂口與Ⅰ號減薄區(qū)域在母線方向上完全對應(yīng)。

將該油管沿縱向剖開，油管內(nèi)壁宏觀形貌如圖4所示，可見內(nèi)壁有2條溝槽，與圖3中的溝槽Ⅰ和溝槽Ⅱ相對應(yīng)，溝槽中有多條平行于油管軸向的犁溝條帶，油管內(nèi)壁呈均勻腐蝕和局部腐蝕形貌，兩個溝槽處腐蝕損傷較嚴重，如圖4和圖5所示。溝槽Ⅰ距離外螺紋接頭端1 040 mm，軸向長度為335 mm，最大寬度約為40 mm，裂紋起源于其寬度最大位置；溝槽Ⅱ距外螺紋接頭端1 375 mm，軸向長度為135 mm，最大寬度約為23 mm；兩溝槽間距約為25 mm。

圖1 油管裂口宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of fracture of the tubing

圖2 距接頭端1 040 mm處橫截面形貌Fig.2 Cross section morphology of position 1 040 mm away from the joint end

圖3 距接頭端1 375 mm處橫截面形貌Fig.3 Cross section morphology of position 1 375 mm away from the joint end

圖4 油管內(nèi)壁溝槽宏觀形貌Fig.4 Macro morphology of grooves on inner wall of the tubing

圖5 縱向犁溝宏觀形貌Fig.5 Macro morphology of the longitudinal grooves

1.2 化學(xué)成分分析

從失效油管上取化學(xué)成分分析試樣，在ARL 4460型直讀光譜儀上依據(jù)ASTM A751-14在室溫條件下進行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表1,可見各元素含量均符合API Spec 5CT-2011《套管及油管規(guī)范》的技術(shù)要求。

表1 失效油管的化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分數(shù))Tab.1 Chemical composition analysis results of the failure tubing (mass fraction) %

1.3 力學(xué)性能試驗

在失效油管上取力學(xué)性能試樣，按照ASTM A370-14要求進行拉伸、沖擊和硬度試驗，結(jié)果見表2，可見油管的各項力學(xué)性能均符合API Spec 5CT-2011的技術(shù)要求。

1.4 金相分析

在失效油管管體以及裂紋源處分別取金相試樣，利用MEF4M型金相顯微鏡及圖像分析系統(tǒng)對其顯微組織進行觀察和分析。結(jié)果顯示管體及裂紋源處顯微組織均為回火索氏體，其晶粒度評定結(jié)果為9.0級，如圖6所示。

表2 失效油管的力學(xué)性能試驗結(jié)果Tab.2 Mechanical property test results of the failure tubing

圖6 油管基體顯微組織形貌Fig.6 Microstructure morphology of matrix of the tubing

1.5 掃描電鏡斷口分析

在失效油管裂紋源處取樣對其溝槽中的犁溝以及斷口形貌進行掃描電鏡(SEM)分析。油管內(nèi)壁犁溝形貌如圖7所示；斷口形貌如圖8所示，可見裂紋源及擴展區(qū)均呈韌窩形貌。

圖7 犁溝SEM形貌Fig.7 SEM morphology of the groove

圖8 裂紋源區(qū)斷口SEM形貌Fig.8 SEM morphology of fracture of the crack source region

2 分析與討論

上述理化檢驗結(jié)果表明，油管的化學(xué)成分、力學(xué)性能均符合API Spec 5CT-2011中PSL1水平的技術(shù)要求。油管開裂性質(zhì)為延性開裂。

該油管內(nèi)壁兩處溝槽表面有明顯的犁溝形貌，說明溝槽是由機械磨損所致。油管磨損溝槽可能是由于采油過程中油管與抽油桿之間產(chǎn)生偏磨造成的。據(jù)文獻資料[4-6]，當油井產(chǎn)出液含水率大于74.02%(質(zhì)量分數(shù))時，產(chǎn)出液換相，由油包水型轉(zhuǎn)換為水包油型，油管表面失去原油的保護作用，產(chǎn)出水直接接觸抽油桿和油管，腐蝕速率增大。由于油管偏磨和腐蝕的相互作用，加劇了油管的磨損[7]。很多油田為了提高采油率，采取了強注和強采等系列措施，致使產(chǎn)出液中水和其他腐蝕介質(zhì)含量逐年升高[8-10]，這種偏磨現(xiàn)象普遍存在于直井、斜直井、定向井、水平井等各類生產(chǎn)井中，成為油管失效現(xiàn)象中較為常見的一種。通常井斜角大于5°的油井就可以列入斜井的范圍，由于油井本身存在著不同的全角變化率，在采油過程中抽油桿接箍在油管柱內(nèi)上下往復(fù)運動，難免會與油管內(nèi)壁產(chǎn)生接觸摩擦，并產(chǎn)生不同程度的偏磨；且井眼全角變化率越大，油管偏磨越嚴重。

油管可承受的最大壓力P可根據(jù)下式計算：

式中：P為壓力，MPa；t為壁厚，mm；Rm為抗拉強度，MPa；D為外徑，mm。

由式(1)及油管的實際抗拉強度(936 MPa)經(jīng)計算可知，φ73 mm×5.51 mm油管可承受的最大壓力為140.3 MPa；該油管偏磨溝槽中裂紋源處最小壁厚僅為1.99 mm，代入式(1)經(jīng)計算可知該處可承受的最大壓力僅為51 MPa。失效油管在酸化作業(yè)過程中內(nèi)外壓差為60 MPa，可見油管偏磨溝槽壁厚最薄處所能夠承受的最大壓力遠小于油管的實際內(nèi)壓，因而在該處發(fā)生延性開裂。

3 結(jié)論及建議

(1) 失效油管在采油階段內(nèi)壁發(fā)生嚴重偏磨，壁厚減薄，導(dǎo)致油管承壓能力大幅下降，從而在偏磨溝槽壁厚最薄處發(fā)生延性開裂。

(2) 建議使用防偏磨器，避免油管內(nèi)壁發(fā)生偏磨。

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Failure Analysis on Cracking Leakage of a Tubing in one Well

FENG Zhen-jun1,2, NIE Xiang-hui1,2, WANG Gao-feng1,2, LIU Ying-lai1,2, XU Yan1,2, LI Liang1,2

(1. CNPC Tubular Goods Research Institute, Xi’an 710065, China; 2. Beijing Longshine Oil Tubular Technology Co., Ltd., Beijing 100101, China)

Theφ73 mm×5.51 mm P110 tubing in a well cracked longitudinally during acidification operation. By means of macro examination, chemical composition analysis, mechanical property test, metallographic analysis and scanning electron microscope fracture analysis, the cracking reasons of the tubing were analyzed. The results show that the wall thickness of the tubing was reduced greatly because serious uneven wear happened to the inner wall during oil production, which made the tubing not withstand the test pressure of acidification operation, so ductile cracking occured at the thinnest wall thickness position of the uneven wear groove. Finally, the measure of using partial abrasion protector during oil production was proposed.

tubing; leakage; uneven wear; ductile cracking

10.11973/lhjy-wl201704014

2016-05-03

豐振軍(1982-)，男，工學(xué)碩士，主要從事油氣輸送管及油井管性能研究工作，fengzhenjun005@cnpc.com.cn。

TE931

B

1001-4012(2017)04-0288-03

質(zhì)量控制與失敗分析