高壓高產(chǎn)氣井試氣求產(chǎn)過程中油管擠毀失效分析

薛繼軍，趙 濱，趙 赫

（西安石油大學(xué)機(jī)械工程學(xué)院，西安 710065）①

高壓高產(chǎn)氣井試氣求產(chǎn)過程中油管擠毀失效分析

薛繼軍，趙 濱，趙 赫

（西安石油大學(xué)機(jī)械工程學(xué)院，西安 710065）①

某高壓高產(chǎn)氣井試氣用油管在試提中發(fā)生管體斷裂掉落，并有管體擠毀和嚴(yán)重刺穿現(xiàn)象。通過對(duì)油管進(jìn)行宏觀分析、理化性能分析、微觀金相分析試驗(yàn)，以確定油管發(fā)生斷裂掉落以及擠毀和刺穿的原因。結(jié)果表明：在放噴求產(chǎn)過程中油管內(nèi)存在氣、液、固等多相流，可能會(huì)形成瞬時(shí)負(fù)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(nèi)沖蝕嚴(yán)重，壁厚變薄發(fā)生刺穿，最后因拉伸強(qiáng)度不足而發(fā)生斷裂。

高壓高產(chǎn)氣井；油管；沖蝕；抗拉強(qiáng)度

某氣井井深4 384.33 m，計(jì)算產(chǎn)氣量約1.56× 105m3／d，井底壓力較高，為高壓高產(chǎn)氣井。該井下封隔器坐封后試壓管柱，關(guān)閉封井器半封對(duì)套壓環(huán)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(huán)洗井后點(diǎn)火成功，洗井時(shí)環(huán)空泵壓出現(xiàn)49 MPa的高壓。開井試氣求產(chǎn)，無液產(chǎn)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(jìn)行壓井作業(yè)，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(huán)。油套連通敞井觀察，并用泥漿泵從環(huán)空灌漿，證實(shí)環(huán)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(diǎn)火可燃，焰高0.2 m；油壓無氣體產(chǎn)出。泥漿泵正循環(huán)脫氣，泵壓7 MPa，排量0.5～0.6 m3／min，套壓1 MPa，進(jìn)口泥漿密度2.37 g／cm3，出口泥漿密度2.34 g／cm3，無氣體產(chǎn)出，循環(huán)過程無溢流無漏失。試提井內(nèi)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(xù)上提懸重?zé)o變化，判定井內(nèi)測(cè)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(nèi)管柱，累計(jì)起出管柱1 238.13 m。為明確該井油管發(fā)生斷裂掉落的原因，本文對(duì)其進(jìn)行了失效分析［1-2］。

1 檢測(cè)與性能試驗(yàn)

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(hào)為1＃）及2件同批下井完好油管樣品（分別編號(hào)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(yán)重的沖蝕痕跡，斷裂部位有明顯的人字形山脊?fàn)罨y，并有雙側(cè)45°坡面，是典型的過載拉伸斷裂斷口形貌。將1＃管樣沿兩側(cè)切開并分離，油管內(nèi)壁減薄非常嚴(yán)重；同時(shí)擠毀導(dǎo)致管壁壓緊在一起，內(nèi)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(nèi)壁上附著有泥漿，可判斷油管被擠毀發(fā)生在反替洗井過程中。將內(nèi)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(dǎo)致內(nèi)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(duì)1＃管樣進(jìn)行無損探傷，除沖蝕痕跡外，未發(fā)現(xiàn)其他缺陷。對(duì)2＃、3＃管樣分別測(cè)量外徑，每個(gè)管樣測(cè)8個(gè)點(diǎn)。對(duì)1＃、2＃、3＃管樣分別用超聲波測(cè)厚儀測(cè)量壁厚，每個(gè)管樣測(cè)15個(gè)點(diǎn)。測(cè)量結(jié)果如表1。2＃、3＃管樣的壁厚符合標(biāo)準(zhǔn)要求；2＃和3＃管樣的外徑比標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定值及偏差范圍（±0.79 mm）略為偏大。

表1 管樣外徑和壁厚測(cè)量結(jié)果

1.2 理化性能分析

所有理化性能檢驗(yàn)及偏差要求均依據(jù)API 5CT規(guī)范［3］。

1.2.1 力學(xué)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(jìn)行夏比V型缺口沖擊試驗(yàn)，試驗(yàn)溫度0℃。再?gòu)墓軜由戏謩e沿縱向截取19 mm寬、6.45 mm厚、標(biāo)距50.8 mm、總長(zhǎng)300 mm的拉伸試樣進(jìn)行拉伸試驗(yàn)。最后從3個(gè)管樣上分別切取樣品，進(jìn)行洛氏硬度試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如表2。2＃和3＃管樣的抗拉強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度、伸長(zhǎng)率以及沖擊功均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求；1＃管樣除抗拉強(qiáng)度低于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定外，屈服強(qiáng)度和伸長(zhǎng)率符合標(biāo)準(zhǔn)要求；由于1＃管樣已被擠毀，按標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定不需要做沖擊試驗(yàn)，因此其沖擊功僅作參考。

表2 管樣力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果

1.2.2 化學(xué)成分分析

在1＃、2＃、3＃管樣上分別取樣品進(jìn)行了化學(xué)成分分析，分析結(jié)果如表3，3個(gè)管樣的化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表3 管樣化學(xué)成分分析結(jié)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(jìn)行金相分析。試樣經(jīng)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(jié)果如表4。由金相結(jié)果發(fā)現(xiàn)：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(yàn)結(jié)果分析

1） 經(jīng)宏觀檢驗(yàn)和無損探傷可知，3個(gè)管樣未發(fā)現(xiàn)制造缺陷。從1＃管體沖蝕痕跡以及管體內(nèi)夾有石塊可證明，油管擠毀發(fā)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(duì)油管管壁造成嚴(yán)重沖蝕，很快就形成了大面積的刺穿區(qū)，刺穿最集中的部位管體不能承受下方管柱的重力，從而導(dǎo)致拉伸斷裂。

在放噴求產(chǎn)過程中，該井油管內(nèi)存在氣、液、固等多相流情況，該井又是高產(chǎn)氣井，放噴時(shí)油管內(nèi)介質(zhì)的流速較快。假設(shè)油管內(nèi)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(dòng)，此時(shí)，油管下端出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，下端液體流速立即下降，上端液體仍然以原來高速繼續(xù)向上流動(dòng)，勢(shì)必使中間氣體段的體積迅速增大，導(dǎo)致油管內(nèi)外壓差增大，從而導(dǎo)致管體擠毀［4］。

2） 理化試驗(yàn)結(jié)果表明：1＃管樣除抗拉強(qiáng)度低于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定外，屈服強(qiáng)度和伸長(zhǎng)率符合標(biāo)準(zhǔn)要求；2＃和3＃管樣的抗拉強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度、伸長(zhǎng)率以及沖擊功均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求；3件管樣化學(xué)成分均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。金相分析結(jié)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(guī)范對(duì)P110鋼級(jí)規(guī)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(xué)性能。1＃管樣的組織結(jié)構(gòu)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(qiáng)度較低，這解釋了1＃管樣抗拉強(qiáng)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(dāng)所致。1＃管樣熱處理不當(dāng)，導(dǎo)致材料強(qiáng)度下降，也是引起油管擠毀的原因。

3） 油管抗擠毀強(qiáng)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(huán)空充滿清水，加上套管井口壓力，油管外壓最大不會(huì)超過35 MPa。但是考慮到失效油管內(nèi)徑較小，氣井反替時(shí)，油管內(nèi)存在氣、液、固多相流，固體（如小石塊）可能對(duì)環(huán)空與油管之間的通道產(chǎn)生一定的堵塞，致使油管與環(huán)空之間流通不順暢，此時(shí)，環(huán)空泵壓將會(huì)加大。在反替洗井時(shí)，環(huán)空泵壓出現(xiàn)了49 MPa的高壓，加上清水產(chǎn)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(jì)算出此處斷裂前軸向拉力約為404 k N。用1＃管樣屈服強(qiáng)度765 MPa可計(jì)算出油管屈服強(qiáng)度包絡(luò)線，如圖3。該管在現(xiàn)場(chǎng)工況下的理論計(jì)算擠毀壓力應(yīng)在79 MPa，而推算的靜態(tài)壓力為61 MPa，說明在實(shí)際使用情況下，僅憑油套環(huán)空壓力不足以造成油管擠毀［5］。

圖3 1＃管樣100%管體屈服強(qiáng)度包絡(luò)線

3 結(jié)論

1） 從油管損壞的宏觀特征分析認(rèn)為：該井油管失效機(jī)理為油管首先擠毀變形，隨后造成流道堵塞，進(jìn)而因沖蝕嚴(yán)重發(fā)生刺穿，最終導(dǎo)致軸向管體拉伸強(qiáng)度不足而發(fā)生斷裂。

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

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

4） 為防止高壓高產(chǎn)氣井油管在反循環(huán)洗井或試氣防噴時(shí)被擠毀，可以從以下幾方面預(yù)防：適當(dāng)擴(kuò)大油管的直徑，可有效降低管柱內(nèi)介質(zhì)流速；控制氣井出口放噴壓力，用以控制管柱內(nèi)介質(zhì)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(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2006，35（5）：1-4.

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

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［5］ 韓志勇.關(guān)于套管柱三軸抗擠強(qiáng)度設(shè)計(jì)問題的討論［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2004，28（5）：43-48.

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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(xué)行為研究，E-mail：xuejijun＠xsyu. edu.cn