高壓高產氣井試氣求產過程中油管擠毀失效分析

薛繼軍，趙 濱，趙 赫

（西安石油大學機械工程學院，西安 710065）①

高壓高產氣井試氣求產過程中油管擠毀失效分析

薛繼軍，趙 濱，趙 赫

（西安石油大學機械工程學院，西安 710065）①

某高壓高產氣井試氣用油管在試提中發生管體斷裂掉落，并有管體擠毀和嚴重刺穿現象。通過對油管進行宏觀分析、理化性能分析、微觀金相分析試驗，以確定油管發生斷裂掉落以及擠毀和刺穿的原因。結果表明：在放噴求產過程中油管內存在氣、液、固等多相流，可能會形成瞬時負壓，增加了油管被擠毀變形的可能性；隨后造成流道堵塞，油管內沖蝕嚴重，壁厚變薄發生刺穿，最后因拉伸強度不足而發生斷裂。

高壓高產氣井；油管；沖蝕；抗拉強度

某氣井井深4 384.33 m，計算產氣量約1.56× 105m3／d，井底壓力較高，為高壓高產氣井。該井下封隔器坐封后試壓管柱，關閉封井器半封對套壓環空（采氣樹）清水試壓70 MPa，試壓合格。在替漿過程中，清水反循環洗井后點火成功，洗井時環空泵壓出現49 MPa的高壓。開井試氣求產，無液產出，火焰高10～12 m，焰頂見少量青煙色，無硫化氫及二氧化硫。隨后進行壓井作業，泵壓6～7 MPa，套壓0～1 MPa，火焰高約0.3 m，向泥漿入口投入谷殼判斷在井深953 m處存在短路循環。油套連通敞井觀察，并用泥漿泵從環空灌漿，證實環空液面是滿的；油套分開敞井觀察，油、套均無溢流，套壓出口點火可燃，焰高0.2 m；油壓無氣體產出。泥漿泵正循環脫氣，泵壓7 MPa，排量0.5～0.6 m3／min，套壓1 MPa，進口泥漿密度2.37 g／cm3，出口泥漿密度2.34 g／cm3，無氣體產出，循環過程無溢流無漏失。試提井內管柱，懸重從0上升到240 k N又下降到130 k N，管柱上行0.1 m，繼續上提懸重無變化，判定井內測試管柱下部油管及工具已掉落。防噴器試壓合格后，起出井內管柱，累計起出管柱1 238.13 m。為明確該井油管發生斷裂掉落的原因，本文對其進行了失效分析［1-2］。

1 檢測與性能試驗

1.1 宏觀分析

此次分析共取了3件油管樣品，包括1件斷裂管體上半部樣品（含接箍，編號為1＃）及2件同批下井完好油管樣品（分別編號2＃、3＃）。1＃樣品斷口宏觀形貌如圖1所示。

圖1 1＃樣品宏觀形貌

1＃管樣刺口部位有嚴重的沖蝕痕跡，斷裂部位有明顯的人字形山脊狀花紋，并有雙側45°坡面，是典型的過載拉伸斷裂斷口形貌。將1＃管樣沿兩側切開并分離，油管內壁減薄非常嚴重；同時擠毀導致管壁壓緊在一起，內壁中間還夾有塑料殘物、約8 mm直徑的石塊（圖中方框部位）等夾雜物，石塊周圍有明顯的沖刷痕跡；將部分殘余物取下，內壁上附著有泥漿，可判斷油管被擠毀發生在反替洗井過程中。將內壁用煤油清洗干凈，可觀察到在斷口附近有大面積腐蝕穿孔，如圖2所示。壓緊及未沖蝕部分（圖中暗色部分）壁厚較厚，光亮部分壁厚較薄，可斷定沖刷腐蝕導致內壁材料損失，露出光亮的金屬本色，未沖蝕部分與沖蝕后部分厚度差平均約2 mm。

圖2 1＃管樣夾雜石頭及附近刺孔位置

采用磁粉探傷儀對1＃管樣進行無損探傷，除沖蝕痕跡外，未發現其他缺陷。對2＃、3＃管樣分別測量外徑，每個管樣測8個點。對1＃、2＃、3＃管樣分別用超聲波測厚儀測量壁厚，每個管樣測15個點。測量結果如表1。2＃、3＃管樣的壁厚符合標準要求；2＃和3＃管樣的外徑比標準規定值及偏差范圍（±0.79 mm）略為偏大。

表1 管樣外徑和壁厚測量結果

1.2 理化性能分析

所有理化性能檢驗及偏差要求均依據API 5CT規范［3］。

1.2.1 力學性能分析

從1＃、2＃、3＃管樣上分別沿縱向取55 mm× 5 mm×10 mm（1／2尺寸）試樣，進行夏比V型缺口沖擊試驗，試驗溫度0℃。再從管樣上分別沿縱向截取19 mm寬、6.45 mm厚、標距50.8 mm、總長300 mm的拉伸試樣進行拉伸試驗。最后從3個管樣上分別切取樣品，進行洛氏硬度試驗，試驗結果如表2。2＃和3＃管樣的抗拉強度、屈服強度、伸長率以及沖擊功均滿足標準要求；1＃管樣除抗拉強度低于標準規定外，屈服強度和伸長率符合標準要求；由于1＃管樣已被擠毀，按標準規定不需要做沖擊試驗，因此其沖擊功僅作參考。

表2 管樣力學性能試驗結果

1.2.2 化學成分分析

在1＃、2＃、3＃管樣上分別取樣品進行了化學成分分析，分析結果如表3，3個管樣的化學成分符合標準要求。

表3 管樣化學成分分析結果狑B%

1.3 微觀金相分析

從1＃、2＃、3＃管樣上分別切取試樣進行金相分析。試樣經過打磨拋光，表面腐蝕處理，在金相顯微鏡下觀察組織微觀形貌，觀察結果如表4。由金相結果發現：1＃管樣微觀組織為鐵素體＋珠光體，組織性能較差；2＃、3＃管樣微觀組織為回火索氏體，失效油管金相組織比完好油管金相組織性能差。

表4 組織微觀金相組織

2 試驗結果分析

1） 經宏觀檢驗和無損探傷可知，3個管樣未發現制造缺陷。從1＃管體沖蝕痕跡以及管體內夾有石塊可證明，油管擠毀發生在反替過程中。油管管體被擠毀后，泥漿流道面積急劇減小，泥漿流速增大，對油管管壁造成嚴重沖蝕，很快就形成了大面積的刺穿區，刺穿最集中的部位管體不能承受下方管柱的重力，從而導致拉伸斷裂。

在放噴求產過程中，該井油管內存在氣、液、固等多相流情況，該井又是高產氣井，放噴時油管內介質的流速較快。假設油管內存在2段液體中間夾著一小段氣體，并以很高的速度在油管中從下向上流動，此時，油管下端出現堵塞現象，下端液體流速立即下降，上端液體仍然以原來高速繼續向上流動，勢必使中間氣體段的體積迅速增大，導致油管內外壓差增大，從而導致管體擠毀［4］。

2） 理化試驗結果表明：1＃管樣除抗拉強度低于標準規定外，屈服強度和伸長率符合標準要求；2＃和3＃管樣的抗拉強度、屈服強度、伸長率以及沖擊功均滿足標準要求；3件管樣化學成分均符合標準要求。金相分析結果表明：2＃、3＃管樣微觀組織為回火索氏體，而1＃管樣微觀組織為鐵素體＋珠光體，組織性能較差。API 5CT規范對P110鋼級規定的熱處理工藝為淬火＋回火，目的是為了取得回火索氏體組織，以獲得更好的力學性能。1＃管樣的組織結構為鐵素體＋珠光體以及少量貝氏體，其中貝氏體含量較低，使得材料的塑性、韌性及強度較低，這解釋了1＃管樣抗拉強度偏低的原因。材料微觀組織未形成回火索氏體，主要是由于熱處理不當所致。1＃管樣熱處理不當，導致材料強度下降，也是引起油管擠毀的原因。

3） 油管抗擠毀強度分析表明：斷裂位置在距井口1 238 m處，在正常反替過程中套管環空充滿清水，加上套管井口壓力，油管外壓最大不會超過35 MPa。但是考慮到失效油管內徑較小，氣井反替時，油管內存在氣、液、固多相流，固體（如小石塊）可能對環空與油管之間的通道產生一定的堵塞，致使油管與環空之間流通不順暢，此時，環空泵壓將會加大。在反替洗井時，環空泵壓出現了49 MPa的高壓，加上清水產生的壓力為12 MPa，此處推算油管的外壓大約為61 MPa。球座在井深4 384.33 m處，即在斷口之下約有3 146 m管柱，可計算出此處斷裂前軸向拉力約為404 k N。用1＃管樣屈服強度765 MPa可計算出油管屈服強度包絡線，如圖3。該管在現場工況下的理論計算擠毀壓力應在79 MPa，而推算的靜態壓力為61 MPa，說明在實際使用情況下，僅憑油套環空壓力不足以造成油管擠毀［5］。

圖3 1＃管樣100%管體屈服強度包絡線

3 結論

1） 從油管損壞的宏觀特征分析認為：該井油管失效機理為油管首先擠毀變形，隨后造成流道堵塞，進而因沖蝕嚴重發生刺穿，最終導致軸向管體拉伸強度不足而發生斷裂。

2） 由油管材料的理化性能檢驗可知：未擠毀管樣（2＃和3＃）的屈服強度、抗拉強度、伸長率和化學成分均符合API 5CT規范要求；擠毀管樣（1＃）的屈服強度和伸長率及化學成分符合API 5CT規范要求，而抗拉強度低于規定要求。所以，熱處理不當導致材料強度下降是引起油管擠毀的原因之一［6］。

3） 從油管抗擠毀強度初步分析表明：按該批油管最低屈服強度計算的擠毀強度仍能承受井下正常的外壓。所以，造成油管擠毀的力學條件與井下復雜的動載荷（如油管內外壓差較大）有關。

4） 為防止高壓高產氣井油管在反循環洗井或試氣防噴時被擠毀，可以從以下幾方面預防：適當擴大油管的直徑，可有效降低管柱內介質流速；控制氣井出口放噴壓力，用以控制管柱內介質的流速；增加油管壁厚，可提高油管的抗擠毀性能。

［1］ 胡文平，張來斌，樊建春.套管擠毀問題研究現狀及發展趨勢［J］.石油礦場機械，2006，35（5）：1-4.

［2］ 孫永興.對油氣井油管、套管ISO新抗擠模型的研究［J］.天然氣工業，2009，29（12）：32-34.

［3］ 李光峰，王建東，衛尊義，等.?139.7 mm×7.72 mm J55LC套管脫落失效分析［J］.石油礦場機械，2012，41（11）：53-58.

［4］ 王經.氣液兩相流動態特性的研究［M］.上海：上海交通大學出版社，2012.

［5］ 韓志勇.關于套管柱三軸抗擠強度設計問題的討論［J］.石油大學學報：自然科學版，2004，28（5）：43-48.

［6］ 婁琦，張廣路，張丹，等.套管抗擠毀強度主要影響因素試驗研究［J］.石油礦場機械，2012，41（6）：38-42.

Failure Analysis on the Collapsed Tubing of the High Pressure and High Production Gas Well in the Process of Testing and Production

One of the tubing used in the gas well under the high pressure and high production has occurred in the split，fall，collapse and severe diapirism of tube body in the trial extraction process.This paper have a test of tube so that certain the reason that split，fall，collapsed and severe diapirism of tube body by the analysis of the macroscopic，physical and chemical properties，microscopic metallographic.The result shows that gas，liquid pipe ram and solid multiphase flow in tube may be formatted the instantaneous negative pressure and increase the likelihood of the tubing were collapsed in the process of the gas testing and production.Then it has resulted in clogging，severe erosion，thinning wall and piercing in tube.Finally the tube has occurred in fracture because of the tensile strength.

the high pressure and high production gas well；tubing；erosion；tensile strength

TE931.2

A

10.3969／j.issn.1001-3842.2014.09.014

1001-3482（2014）09-0051-04

2014-03-20

薛繼軍（1967-），男，陜西西安人，副教授，博士后，主要從事石油管柱力學行為研究，E-mail：xuejijun＠xsyu. edu.cn