某西部油田高溫高壓氣井連續油管斷裂原因

閆 湃,龍 巖,竇 偉,鄺獻任,羅金恒,雒設計

(1.西安石油大學,西安 710065；2.中國石油集團石油管工程技術研究院,西安 710077;3.寶雞石油機械有限責任公司,寶雞 721002)

20世紀60年代初，連續管技術開始應用于石油工業，因連續管作業機移動方便、作業成本低等優點，已被廣泛應用于側鉆井、完井、修井和集輸等作業中[1-5]。目前，國內連續管技術還不夠成熟，因油管服役環境惡劣，受力情況復雜，連續油管失效形式多種多樣[6]，失效的主要原因有腐蝕、疲勞、操作不當等[7-9]。

2017年10月，某西部油田高溫高壓氣井在進行連續油管(材料為CT110鋼)替液作業時，泵入密度為1.13 g/cm3的有機鹽完井液，泵壓為50～63 MPa，排量為60～160 L/min，當連續油管下至井深576 m時，有液體從注入頭處滲出，在立即停泵并增大防噴盒系統壓力后仍然無法阻止液體滲出，迅速通過關卡瓦、半封，卸掉液壓系統壓力。對注入頭進行檢查發現，連續油管管體在防噴盒鏈條中上部發生斷裂，上下管體錯位，重疊段長度約為1 m，斷裂位置見圖1。

圖1 連續油管斷裂位置示意

筆者通過宏觀觀察、無損探傷、化學成分分析、拉伸試驗、硬度試驗、擴口試驗、壓扁試驗、金相檢驗、掃描電鏡及能譜分析等方法，對該連續油管的斷裂原因進行分析，以預防此類事故的再次發生。

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

斷裂連續油管上、下側管段的宏觀形貌如圖2所示，兩節連續油管管段外表面光滑，無腐蝕痕跡；下側管段有一處被折斷，據現場了解，這是連續油管發生斷裂后，為防止連續油管落井，關閉防噴器時夾傷所致。

圖2 斷裂連續油管上、下側管段的宏觀形貌

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

圖3 斷裂連續油管上側管段斷口側面和表面的宏觀形貌

1.2 無損探傷

根據NB/T 47013.4-2015《承壓設備無損檢測第4部分：磁粉檢測 PPT》標準，采用CJZ-212E型磁軛設備，對斷裂連續油管外表面進行磁粉探傷檢測。如圖4所示，該斷裂連續油管上、下側管段外表面未發現裂紋。

圖4 斷裂連續油管上、下側管段外表面的磁粉探傷形貌

1.3 化學成分分析

分別從斷裂連續油管上側和下側管段上截取試樣，根據ASTM A751-14a《鋼產品化學分析的試驗方法、規程和術語》標準，采用ARL 4460型直讀光譜儀進行化學成分分析。由表1可見，連續油管上、下側管段的化學成分均滿足SY/T 6895-2012《連續油管》標準對CT110鋼的技術要求。

表1 斷裂連續油管的化學成分檢測結果

1.4 力學性能試驗

1.4.1 拉伸試驗

根據ASTM A370-17《鋼產品力學性能試驗的標準試驗方法和定義》，在斷裂連續油管上側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，連續油管上側管段的屈服強度略低于SY/T 6895-2012標準對求CT110鋼要求的下限值。由圖5可見，連續油管拉伸斷口呈傾斜狀，可見明顯頸縮現象，斷口表面主要呈現剪切唇形貌。

表2 斷裂連續油管上側管段的室溫拉伸試驗結果

圖5 斷裂連續油管上側管段拉伸斷口的宏觀形貌

1.4.2 硬度試驗

在連續油管上側管段截取環形試樣，根據ASTM E18-17《金屬材料洛氏硬度標準試驗方法》，采用BH3000型硬度測量系統進行硬度測試，測量位置如圖6所示。由表3可見，斷裂連續油管上側管段的硬度滿足SY/T 6895-2012標準對CT110鋼的要求。

圖6 硬度試驗的測量位置示意

表3 連續油管上側管段的硬度測試結果

1.4.3 擴口試驗

分別在斷裂連續油管上側和下側管段截取擴口試樣，試樣尺寸為φ44.5 mm×3.68 mm×50 mm，根據ASTM A450/A450M-21StandardSpecificationforGeneralRequirementsforCarbonandLowAlloySteelTubes標準，采用UH-F500KNI型試驗設備進行擴口試驗，結果見表4，未發現連續油管表面有裂紋萌生。

表4 斷裂連續油管上、下側管段的擴口試驗結果

1.4.4 壓扁試驗

在斷裂連續油管下側管段截取壓扁試樣，試樣尺寸為φ44.5 mm×3.68 mm×70 mm，依據GB/T 246-2007《金屬管壓扁試驗方法》，采用UH-F500KNI型壓扁試驗設備進行壓扁試驗，測量結果見表5，未發現連續油管下側管段表面有裂紋萌生(表5中D為連續油管外徑)。

表5 連續油管下側管段的壓扁試驗結果

1.5 金相檢驗

分別在斷裂連續油管上、下側管段截取試樣，根據ASTM E3-11-2011《金相試樣的制備標準》、ASTM E45-13《夾雜物分析標準》及ASTM E112-13-2013《測定平均晶粒度的標準試驗方法》，采用MEF4M型金相顯微鏡、圖像分析系統和OLS 4100型激光共聚焦顯微鏡分別進行顯微組織觀察、晶粒度分析及非金屬夾雜物分析。由表6和圖7可見：斷裂連續油管上、下側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，晶粒度無異常。

表6 斷裂連續油管上、下側管段中非金屬夾雜物的評級及晶粒度

圖7 斷裂連續油管上、下側管段的顯微組織

1.6 斷口分析

將斷裂連續油管上側管段斷口用酒精超聲清洗后，采用TESCAN VEGA Ⅱ型掃描電鏡(SEM)進行斷口形貌觀察。由圖8可見：該連續油管斷口未見頸縮現象，呈現明顯擠壓形貌；將圖8a)中方框處放大觀察發現，起裂區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，從撕裂區向內表面過渡的擴展區可見明顯的平臺區，平臺區外靠近內表面為剪切瞬斷區；裂紋源區及擴展區均呈擠壓形成的拉長狀韌窩形貌。

圖8 斷裂連續油管上側管段斷口不同區域的SEM形貌

采用能譜儀(EDS)對斷口裂紋源區及擴展區進行分析。如圖9所示，其表面主要含有碳、氧、鐵元素，未發現硫、氯等井下腐蝕性元素，說明該連續油管未發生明顯的腐蝕。

圖9 斷裂連續油管斷口裂紋源區和擴展區的EDS分析位置及分析結果

2 分析與討論

該斷裂連續油管屬于Cr-Mo低合金鋼，其化學成分符合標準SY/T 6895-2012的技術要求。連續油管顯微組織為粒狀貝氏體，晶粒度無異常。壓扁和擴口試驗后油管表面均未出現裂紋，符合SY/T 6895-2012的技術要求。連續油管硬度低于30 HRC，符合標準SY/T 6895-2012要求。拉伸試驗中試樣取自斷裂連續油管，而SY/T 6895-2012標準要求拉伸試樣取自連續油管斷裂之前，故拉伸試驗結果僅供參考。綜上所述，該連續油管斷裂與其材質無關。

根據連續油管斷裂形貌及服役工況，對其斷裂原因進行進一步分析。連續油管斷口平齊，整體無明顯頸縮變形，呈輕微“脹大”形貌，且斷口表面未見明顯剪切唇。連續油管拉伸試樣斷口呈傾斜狀，可見明顯頸縮現象，斷口表面主要呈現剪切唇形貌。由此可以推斷，該連續油管斷裂時與拉伸試驗斷裂時所承受的載荷完全不同。該斷裂連續管斷口起裂于外表面撕裂區域，裂紋源區及擴展區均呈現擠壓形成的拉長狀韌窩形貌，斷口附近管體外表面可見明顯的擠壓損傷痕跡，并延伸至斷口區域。此外，斷口表面未檢測到硫、氯等腐蝕性元素，可進一步排除環境腐蝕導致連續油管斷裂的可能性。

連續油管在下至井深576 m時，其軸向拉伸載荷約為44.32 MPa，該載荷遠低于連續油管的屈服強度。同時，根據現場調研得知，連續油管斷裂后，其斷口以下的連續油管無明顯落井現象，由此可以確定，該連續油管斷裂并非拉伸載荷所致。

根據現場了解，該井含凝析氣藏，井筒內含有一定的蠟，并且，連續油管斷口表面可見大量被擠壓的韌窩棱，說明在連續油管下井過程中，管壁發生結臘，連續油管受到壓縮載荷，導致下井受阻，當壓縮載荷超過材料屈服強度后，連續油管發生壓縮變形，隨后發生斷裂。

3 結論與建議

(1)該連續油管斷裂的原因是：連續油管在下井過程中，管壁發生結臘，導致下井受阻，連續油管受到壓縮載荷，當壓縮載荷超過材料屈服強度后，連續油管發生壓縮變形，使其發生斷裂。

(2)建議加強現場作業過程監控，防止此類事件發生。