分享：某油管柱穿孔断裂的原因

油管是油井中的重要部件,总是在非常复杂的应力和腐蚀条件下服役,油管失效经常发生并造成巨大损失。引起油管断裂的原因是多种多样的[1-6],断裂形式也是各不相同[7-8]。某油管服役于井深8 360 m的垂钻井。该油管于2018年12月试油生产,2020年6月识别出井深2 860.6 m处套管发生泄漏,暂堵酸压后开井生产。2020年12月检测发现井深2 862.8 m接箍处油管发生断脱落井,断裂油管上还有一直径40 mm左右的孔。油井中其他油管均无腐蚀和断裂现象发生。为明确油管穿孔和断裂的原因,取失效油管进行材料评价和载荷分析,以避免类似事故再次发生。 

1.   服役工况

通常油管断裂失效与服役环境及历程、材料、载荷等因素相关。首先,对失效油管服役工况与历程进行调研分析。穿孔断裂的油管位于井深2 862.8 m,材料为P110S钢,规格为?88.9 mm TP-JC ×6.45 mm。油管实际服役压力为19~55 MPa；服役温度为80~83 ℃。油管主要经历了自喷、气举、注水、暂堵酸压、注水等工艺流程。在自喷流程中,油管介质主要有天然气和流体(生产水等)。天然气中含有1.55%(质量分数)CO2和19 367.03 mg/m3 H2S；产出水中含56 665.1 mg/L氯离子。由于该井为评价井,服役过程中油压和套压变化波动较大,因此取4种典型工况进行分析,如表1所示。由表1可以看出,该油井的产量、井口温度、压力变化较大。 

2.   理化检验与结果

2.1   开裂特征分析

失效油管在距上节箍2.42 m处发生断裂。由图1可见：断口形状不规则,有缩径现象,缩径后最小内径为82 mm,周围有偏磨迹象,距节箍1.69 m处有一圆形孔(直径为40 mm),距圆孔100 mm处有偏磨迹象,穿孔处最小缩径至84 mm；失效油管原始壁厚为6.45 mm,断口处可见明显减薄现象,断口处测量的最小壁厚为0.5 mm,最大壁厚也仅为4.12 mm,穿孔周围管壁也明显减薄；断口位置呈45°断面,为典型韧性拉断形貌。 

图  1  油管断裂和穿孔照片

Figure  1.  Photos of fracture (a) and perforation (b) of oil tubing

油管表面的腐蚀产物较薄,打磨掉表面的腐蚀产物层后,可观察到油管表面没有明显的腐蚀形貌。管线内部有轻微腐蚀,无严重的局部腐蚀特征。 

2.2   材料分析

对送检油管进行化学成分分析。结果表明,该油管的化学成分(质量分数)为：0.28% C, 1.07% Cr, 0.0815% Cu, 0.462% Mn, 0.771% Mo, 0.104% Ni, 0.0142% P, 0.0031% S, 0.358% Si,余量为Fe。其中,硫含量超出标准要求(控制0.003 0%以内)。硫含量的增加会提高材料热加工时的热脆性,降低材料的塑性,但不会直接导致油管穿孔失效。 

按照GB/T228.1-2010《金属材料 拉伸试验 第1部分：室温试验方法》对油管进行拉伸性能测试。结果表明,其抗拉强度为862.3 MPa,屈服强度为803 MPa,断后伸长率为19.67%。采用HRS-150型洛氏硬度计对油管进行硬度测试,将油管截面分为四个象限,每个象限测试9个点,内中外各3个点。结果表明,油管平均硬度为26.8 HRC。该油管的拉伸性能和硬度均符合API SPEC 5CT-2011标准要求。 

为分析管件的显微组织,从送检油管上取10 mm×10 mm×10 mm的试样。试样经水砂纸逐级(360号至2000号)打磨并抛光后,参照GB/T 13298-2015《金属显微组织检验方法》,在金相显微镜下进行显微组织观察,结果如图2所示。从图2中可以看出,失效油管的显微组织为典型的回火索氏体。 

图  2  失效油管的显微组织

Figure  2.  Microstructure of failed oil tubing

3.   开裂原因分析

对失效油管的化学成分、力学性能和显微组织分析结果可知,导致油管断裂和穿孔的主要原因不是材料因素。 

油管断裂处一侧呈45°断口,为典型韧性拉断形貌,另一侧发生明显减薄。由此判断油管在减薄穿孔后,受拉应力作用发生韧性断裂。穿孔周围管壁也明显减薄,油管外表面及内表面腐蚀产物较少,去除腐蚀产物后,表面有轻微腐蚀形貌,在断口及穿孔部位附近也未发现明显腐蚀形貌,且据现场反馈,该失效油管以上油管皆未发现明显腐蚀,推断油管断裂和穿孔不是由于腐蚀引起的。从断裂和穿孔形貌特征可以看出,油管存在偏磨的迹象,因此推测油管受到载荷作用,与套管接触并发生摩擦,最终发生穿孔断裂。以下将分别在油管屈曲和套管泄漏两种情况下对油管进行载荷计算。 

油管上部挂于井口,下部与封隔器固定连接,两端均受到固定约束。当油管底部受轴向压力且所受压力超过油管临界载荷时,油管将发生屈曲变形[9-10],当变形量足够大时,油管将与套管接触,从而发生摩擦,变形量最大的部位是中性点附近。根据油气井管柱受力情况,定义等效轴向力为0 N处为中性点位置,且单根管柱上轴向力分布呈线性,计算油管柱中性点时,仅需考虑井口至封隔器间的油管柱,故本次计算中油管柱长度为0~5 491.93 m。 

入井P110S油管规格有两种：直径88.9 mm,壁厚9.52 mm；直径88.9 mm壁厚6.45 mm。两种规格的油管分别下深1 695 m和5 455 m。油管服役过程受到活塞效应、膨胀效应、温度效应作用,式(1)~(4)分别为活塞效应、膨胀效应、温度效应导致油管伸长量变化的计算方法。 

活塞效应： 

式中：Fv为变径处活塞力；Δpo为两不同管径油管的外压差；Δpi为两种油管的内压差；Ao2、Ao1分别为两种油管的外径面积；Ai2、Ai1分别为两种油管的内径面积；ΔL为油管伸长量；L为油管长度；E为弹性模量。 

膨胀效应： 

式中：ν为泊松比；R为油管内外径之比。 

温度效应： 

式中：α为热膨胀系数；Δt为完井和生产状态的温度差。 

考虑油管柱自身的重力、浮力、内压载荷、外压载荷以及由活塞效应、膨胀效应、温度效应导致的附加轴向力,忽略摩擦力影响,得到不同工况下等效轴向力,如图3所示。由图3可见,等效轴向力呈线性分布,判断中性点落在外径88.9 mm、内径76 mm的油管上。故通过计算可得,在生产期间中性点位置在大致在井深3 900~4 900 m处,计算结果如表2所示。井深2 860 m左右油管受拉应力作用,理论上和套管无摩擦和接触,所以可以排除油管屈曲导致断裂穿孔的可能性。 

图  3  不同工况下等效轴向力沿井深分布

Figure  3.  Distribution of equivalent axial force along with well depth under different working conditions

2020年6月通过噪声测井可知,在井深2 860 m处套管存在泄漏,漏点附近环空和地层形成压差,压差等效于横向集中力,使套管和油管接触。该过程的计算公式如(5)~(8)所示,接触分析示意如图4所示。油管悬重见式(9)。把油管柱重力等效为井口位置施加轴向拉力进行简化计算,即F1=W。 

图  4  油管和套管间接触分析示意

Figure  4.  Schematic diagram of contact analysis between oil tubing and casing

套管漏点处环空压力： 

套管漏点处地层压力： 

漏点处压差等效于横向集中力： 

式中：f为地层压力系数,12.2 kPa/m；ρ为完井液密度,1.2 g/cm3；R为漏点处直径,5 cm；r为油管半径,mm；m为油管质量,kg；H为漏点处距离井口长度,m。 

油管柱重力： 

式中：m为油管质量,kg；kf为浮力系数。 

基于图5所示纵横弯曲理论,在轴向力与横向力作用下,根据式(10)计算油管柱在套管漏点处挠度。其中,轴向拉力F1可简化为油管柱重力W。 

式中：I为截面惯性矩,m4；ω为挠度,m；l为油管长度,m；c为漏点处到井底的距离,m。 

图  5  纵横弯曲理论受力示意

Figure  5.  Schematic diagram of theoretical stress in vertical and horizontal bending

针对该微分方程求解,其通解为 

根据边界条件：两端挠度等于0,且两端转角相等,解得挠度曲线解析方程,见式(13)。把x=2 860 m代入该方程即可求得此处油管柱的挠度为1.15 m。 

通过计算可以得出,失效位置的挠度1.15 m远大于环空间隙0.055 1 m,可见在套管出现漏点时,在压差作用下,油管将与套管漏点位置紧密接触。在温度效应、膨胀效应、活塞效应导致的附加应力作用下,油管上下移动,不断磨损,最终穿孔、断裂。 

4.   结论与建议

由失效油管的化学成分、力学性能和显微组织分析结果可知,导致油管断裂和穿孔的主要原因不是材料因素。从失效油管的断裂形貌呈典型韧性拉断特征推断,油管断裂和穿孔不是由于腐蚀引起的。通过载荷计算可知,在断裂油管附近套管出现漏点时,环空压力和地层形成压差,油管在压差作用下与套管接触。在附加应力作用下,油管上下移动,不断磨损,最终穿孔断裂。为防止此类事故再次发生,提出以下建议：加强材料成分控制；检查断裂油管附近及其他套管泄漏位置附近油管,若油管出现磨损应及时更换；加强测井及日常检测,及时发现问题。 

文章来源——材料与测试网