分享：高压气井S１３Cr１１０钢制油管 开裂和泄漏原因分析
摘 要:克深２Ｇ２Ｇ１２高压气井S１３Cr１１０钢制油管开裂并发生泄漏.通过宏观检查、磁粉探伤和金 相检验等对油管开裂和泄漏的原因进行了分析.结果表明:开裂和泄漏的位置处于油管力学性能薄 弱管段.油管开裂属于应力腐蚀开裂,裂纹产生原因与 A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条 件有关,导致油管产生开裂和泄漏的载荷主要与内压和热胀冷缩交变产生的弯曲载荷等有关.
关键词:油管;磁粉探伤;应力腐蚀开裂;内压;弯曲载荷
中图分类号:TG９４６;TG１１５．２ 文献标志码:B 文章编号:１００１Ｇ４０１２(２０１９)１１Ｇ０７８６Ｇ０５
高压气 井 通 常 包 括 井 口 装 置、完 井 管 柱 和 井 底结构三部分,其中完井管柱由油管、套管和按一 定功能组合而成的井下工具组成.完井管柱一旦 失效会存在很大的事故风险,通常必须立即维修, 其维修费用高达数千万元.完井管柱失效事故往 往包含多种失效类型,只有进行全面分析,才能查 明完井管柱失效的真正原因并采取有效的预防措 施.克 深 ２Ｇ２Ｇ１２ 高 压 气 井 发 生 了 一 起 因 S１３Cr１１０钢制油管开裂和泄漏引发的完井管柱中 油管挤毁和 脱 扣 的 事 故,为 查 明 该 油 管 开 裂 和 泄 漏的原因,笔者对其进行了检验和分析.
１ 理化检验
１．１ 宏观检查
该 井 封 隔 器 以 上 使 用 了 规 格 分 别 为 ?１１４．３０mm×１２．７０mm,?１１４．３０mm×９．６５ mm, ?１１４．３０mm×８．５６mm,?８８．９０mm×６．４５mm４种油管,分别用 A,B,C,D 表示.对上述不同规格油 管进行宏观检查发现各油管管体和接箍均存在不同 程度的腐蚀,具体情况见表１.其中,９号油管(D 油 管)发生泄漏,其外螺纹接头泄漏且发黑,管体中部 存在纵向裂纹,如图１和图２所示;２号油管(D 油 管)外螺纹接头大端发黑,如图３所示,推测是由于 天然气渗入所导致;８号油管(C 油管)接箍存在纵 向裂纹,如图４所示.
１．２ 磁粉探伤
对油管抽样进行磁粉探伤检查,结果如表２所示.可见 A,B油管没有裂纹;C油管部分接箍有纵 向裂纹和横向裂纹,部分油管管体有纵向裂纹;D 油 管接箍全部有纵向裂纹,部分油管接箍有横向裂纹, 管体全部有纵向裂纹,部分管体有横向裂纹及倾斜 裂纹.图５是２号油管(D 油管)的裂纹形貌,可见 油管接箍 有 横 向 和 纵 向 裂 纹,管 体 有 倾 斜 和 纵 向 裂纹.
１．３ 金相检验
在９号油管裂纹处取金相试样,采用３７４２８４型 莱卡显微镜进行金相检验,可见磁粉探伤时发现的 油管外壁纵向裂纹、横向裂纹和倾斜裂纹均为应力 腐蚀裂纹,如图６所示.油管管体和接箍纵向裂纹 是应力腐蚀裂纹进一步扩展的结果.
２ 分析与讨论
２．１ 不同井深、不同规格油管的参数情况
上述 A,B,C,D 规格的油管所处井深分别为 １０．６８~１ ０２７．９５ m,１ ０２７．９５~１６２５．４７m, １６２５．４７~６１７０．９０m,６１７０．９０~６４４１．２０m.油 管管体外径、接箍外径、壁厚、管体横截面积、接头横 截面积等参数情况如图７所示.可见上述油管中在完井管柱最下部的 D 油管的各参数值均最小.结 合表２可知,随着井深的增加和油管上述参数尺寸 的减小,开裂程度逐渐严重,开裂最严重的井段油管 的受力条件和腐蚀环境最苛刻[１Ｇ２].
２．２ 油管泄漏及接箍端面发黑原因分析
克深２Ｇ２Ｇ１２高压气井所用的油管是特殊螺纹接头油管,该种接头虽然设计有金属对金属的密封 结构,但抗压缩效率只有管体的８０％.在抽检的８ 根 D油管中就有１根油管(９号油管)外螺纹接头泄 漏且发黑,外螺纹接头发黑的原因是天然气中的碳 原子沉积在螺纹表面[３Ｇ８].另外还有１根油管(２号 油管)外螺纹接头大端(接箍端面)有天然气渗入的 发黑痕迹[９],这说明 D 油管的密封性最弱,该规格 油管不适用于该井的工况条件.
２．３ 完井管柱受力分析
完井管柱在井下所受的载荷有自身重力、温度 变化引起热胀冷缩导致的拉伸和压缩载荷以及内、 外压载荷和振动载荷等[１０Ｇ１９].在放喷求产期间,完 井管柱受热伸长,由于其在井口被采油树固定约束, 在井底被封隔器固定约束,完井管柱受热伸长后只 能在套管里弯曲,且越到井下部管柱弯曲程度越严 重.在压裂期间油管受冷缩短,随着油管温度下降, 完井管柱逐渐缩短变直,并承受拉伸载荷.
油管抗弯强度(K)和油管截面惯性矩(I)存在 如下关系
式中:E 为油管材料弹性模量,该弹性模量为常数.
由式(１)可见,油管抗弯强度与油管截面惯性矩 成正比,而油管截面惯性矩随着油管截面积的增大 而增大,因此油管抗弯强度与其截面积成正比,截面 积越小,油管抗弯强度越小,油管越容易弯曲.开裂 最严重的 D油管位于完井管柱最下部,这进一步说 明在交变温度载荷和腐蚀介质的共同作用下,油管 应力腐蚀裂纹首先从管柱薄弱环节产生,油管失效 最严重的位置,其受力条件和腐蚀环境最苛刻.
在热胀冷缩交变载荷作用下,油管抗弯强度最 小的部位更易承受反复弯曲疲劳载荷.如果存在腐 蚀介质,在抗弯强度最小处油管最容易产生横向应 力腐蚀裂纹.该井 C,D 油管以纵向应力腐蚀开裂 为主,但油管接箍及靠近接箍位置的管体也有横向 应力腐蚀裂纹,部分 D油管的接箍端存在天然气渗 入现象,推测这与上述油管段承受反复弯曲载荷有 关.依据油管接箍上的横向裂纹方向特征判断,热 胀冷缩交变载荷在该井油管失效过程中存在,但并 不是主导载荷.
在放喷求产期间和压裂注液期间,由于天然气 流量变化和注液泵压波动,完井管柱会受到内压和 振动载荷,这会导致油管承受交变内压疲劳载荷. 在交变内压疲劳载荷和腐蚀介质的共同作用下,根据 ANSI/APITECHNICAL REPORT ５C３－２００８ (２０１５) Technical Report on Equations and CalculationsorCasing,Tubing,andLinePipeUsed asCasingor Tubing;and Performance Properties TablesforCasingandTubing,油管应力腐蚀开裂形 式应当为纵向裂纹.该井油管失效原因主要为纵向 应力腐蚀裂纹,这说明油管在使用过程中承受的交变 内压载荷是应力腐蚀开裂的主要应力来源.
对该 井 封 隔 器 以 上 使 用 的 ４ 种 油 管 按 照 ANSI/API TECHNICAL REPORT ５C３－２００８ (２０１５)进行力学性能计算,计算结果如表３所示,可 见 D油管的管体屈服强度、接头连接强度、抗挤强 度、抗压强度均最小,其承载能力最低.D油管的纵 向开裂最严重,这进一步说明在交变载荷和腐蚀介 质共同作用下,油管应力腐蚀裂纹首先在管柱薄弱 环节产生.D 油管管体存在倾斜裂纹,而只有当油 管承受扭转载荷时才会产生倾斜裂纹,说明 D 油管 在井下承受了扭转载荷[２０].
２．４ D油管段压力计算
２．４．１ 压力计算条件
(１)A 环空(油管与套管之间的空间)充满密度 为１．４０g??cm－３的 OSＧ２００有机盐.
(２)油管内为密度０．３１g??cm－３的天然气.
(３)D油管所处井深为６１７０．９０~６４４１．２０m.
２．４．２ 压力计算
(１)A 环空充满１．４０g??cm－３有机盐,D 油管段 管外液 柱 压 力 为 (６１７０．９０~６４４１．２０)×１．４０× ０．００９８＝８４．７~８８．４MPa.
(２)油管内为密度０．３１g??cm－３的天然气,D 油 管段 管 内 气 柱 压 力 为 (６１７０．９０~６４４１．２０)× ０．３１×０．００９８＝１８．７~１９．６MPa.
(３)井口油压与 A 环空压力相同时,D 油管段 上端压差＝管外液柱压力－管内气柱压力＝８４．７－ １８．７＝６６．０MPa,A 环空压力大于油管压力;D 油管段下端 压 差 ＝ 管 外 液 柱 压 力 － 管 内 气 柱 压 力 ＝ ８８．４－１９．６＝６８．８MPa,A 环空压力大于油管压力.
(４)井口油压与 A 环空压力差大于６６．０ MPa 时,D油管段上端位置 A 环空压力小于油压;井口 油压与 A 环空压力差大于６８．８ MPa时,D 油管段 下端位置 A 环空压力小于油压.
(５)井口油压与 A 环空压力差小于６６．０ MPa 时,D油管段上端位置 A 环空压力大于油压;井口 油压与 A 环空压力差小于６８．８ MPa时,D 油管段 下端位置 A 环空压力大于油压.
计算结果表明,在油管快速泄漏之前,存在油管 内压高于外压的情况,虽然内外压差没有超过油管 抗压强度(９６．３ MPa),油 管 不 会 发 生 内 压 过 载 失 效,但是在腐蚀环境和交变载荷条件下,油管具备产 生应力腐蚀纵向裂纹的条件.
２．５ 温度对油管应力腐蚀裂纹的影响
产 生 裂 纹 的 C,D 油 管 处 在 １ ６２５．４７~ ６４４１．２０m井段,该井段温度为３３~１５４ ℃.油管 产生了应力腐蚀开裂,这说明 S１３Cr１１０钢在３３~ １５４ ℃温 度 范 围 内 对 应 力 腐 蚀 敏 感.其 中,处 于 ６１７０．９０~６４４１．２０m 井段的 D 油管裂纹最多,该 井段温度为１４７~１５４ ℃,说明随着温度升高,油管 的应力腐蚀裂纹增多.
２．６ 完井管柱设计
由于完井管柱自重的原因,越靠近井口位置油 管所受拉力越大.为满足抗拉安全系数,油管设计 时越靠近井口所选油管截面积越大.结合表 ２ 可 知,该井位于１０．６８~１０２７．９５ m 井段的 A 油管和 位于１０２７．９５~１６２５．４７m 井段的B油管均未产生 裂纹,位于１６２５．４７~６１７０．９０m 井段的 C 油管产 生了裂纹,位于６１７０．９０~６４４１．２０m 井段的 D 油 管裂纹最多,这说明目前油管设计不符合油管的实 际应用情况,应当从预防失效的角度对油管设计进 行进一步研究.
３ 结论及建议
(１)位 于 １６２５．４７~６１７０．９ m 井 段 规 格 为 ?１１４．３０mm×８．５６mm的 油 管 和 位 于 ６１７０．９０~ ６４４１．２０m井段规格为?８８．９０mm×６．４５mm 的油管 产生应力腐蚀开裂,后者应力腐蚀开裂更严重.产生 开裂和发生泄漏的位置处于油管力学性能薄弱管段.
(２)油管具备产生应力腐蚀裂纹的条件,油管 裂纹属于应力腐蚀裂纹,裂纹产生的原因与 A 环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关.导 致油管纵向裂纹的载荷主要是交变的内外压差载 荷,导致油管横向裂纹的载荷主要是热胀冷缩交变 载荷引起的交变弯曲载荷.
(３)油管接头密封性能不满足该井工况条件,建 议采用与S１３Cr１１０钢制油管相匹配的环空保护液.
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