高某氣井加重桿屈曲失穩分析

蔡克，路彩虹，馬小芳，李小龍，宋恩鵬

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高某氣井加重桿屈曲失穩分析

蔡克，路彩虹，馬小芳，李小龍，宋恩鵬

（中國石油集團石油管工程技術研究院，西安 710077）

目的分析某氣井開展節流器投放作業時被高壓天然氣頂飛的加重桿的失效原因。方法采用外觀檢查、宏觀分析、無損檢測、螺紋檢測、金相分析和受力計算等檢測或分析方法進行了失效原因分析。結果加重桿本體金相組織無異常，但螺紋的螺距和齒寬均變窄，齒高變高，變形嚴重，其組織均有變形流線。通過應力計算和分析表明，失效的加重桿受到軸向壓應力遠大于桿體失穩的臨界力。結論失效的主要原因是氣井注醇作業未將井筒疏通，導致其下部井筒內壓力過大，加重桿受到向上沖力和防噴器阻力疊加的軸向壓應力超過了其桿體失穩的臨界力，從而導致其嚴重變短變粗而屈曲失穩。同時加重桿受到的向上沖力也超過了防噴器阻力，因而沖破了防噴器的阻礙而飛出井口。

加重桿；屈曲；泄漏；金相分析

2015年5月，陜北某油田氣井采取油管預注醇處理，處理后對氣井開展節流器投放作業。當開啟測試閥時，采氣樹測試閥與轉換接頭連接處（絲扣連接）突然脫開，防噴器及加重桿等被高壓天然氣頂飛，估計上沖高度為50 m。同時采氣樹測試閥噴出高壓氣體，引發作業人員從作業平臺掉落，發生摔傷事故。

該加重桿制造工藝為在材質為20#的鋼管內注入鉛溶液，加重桿公稱外徑為44.45 mm，壁厚約5.5 mm，兩端由螺紋連接。該事故井口采用螺紋接頭通徑為76.2 mm，工作壓力為35 MPa，最大工作壓力為52.5 MPa，類型為4-3/4·B型內×3-1/2EUE·P。

1 原因分析

1.1 宏觀分析及尺寸測量

據委托方提供資料，現場起配重作用的加重桿名義結構為：44.45 mm×5 mm鉛加重桿（長600 mm）+44.45 mm×5 mm鉛加重桿（長800 mm），較短的加重桿距離井口較近，發生事故后加重桿的外貌對比如圖1所示。通過觀察與檢查發現，兩根變形加重桿桿體都存在彎曲情況，上下接頭均被墩粗。上接頭墩粗較嚴重而呈腰鼓形，且腰鼓形的凸起部位局部有縱向機械損傷劃痕，靠近端部劃痕較深，靠近桿體端劃痕較淺（見圖2）。下接頭外表面也有機械劃痕（見圖3）。通過放大鏡可看到腰鼓形的凹溝處有裂紋存在，這一結果也被后面的無損檢測所證實。隨后對兩根失效加重桿的幾何尺寸進行了測量，其長度分別縮短為52.5 cm和78.8 cm，分別是原長度的87.5%和98.5%。對上下加重桿桿體每隔50 mm進行直徑測量，測量位置及結果見圖4、圖5、表1和表2。上加重桿的平均直徑為47.2 mm，最大墩粗處直徑為57.8 mm；下加重桿的平均直徑為45.4 mm，最大直徑為47.1 mm，最大墩粗處直徑為51.0 mm。測量結果表明，失效的上加重桿比下加重桿的縮短程度大，變粗程度也大，最大墩粗的腰鼓形也更嚴重。

圖1 變形后加重桿與完好加重桿對比

圖3 下接頭宏觀形貌

圖4 較短加重桿尺寸測量

圖5 較長加重桿宏觀形貌

表1 較短加重桿桿體直徑測量結果

1.2 無損探傷

采用CJZ-212E型磁粉檢測儀，按照GB/T 7736[1]對加重桿進行磁粉探傷，發現較短加重桿有三處裂紋：上接頭距端部30 cm處，周向裂紋長度為65 cm（見圖6）；上接頭距端部45 cm處，周向裂紋長度為130 cm（見圖6）；下接頭距管端70 cm處，周向裂紋長度為13 cm（見圖7）。

表2 較長加重桿桿體直徑測量結果

圖6 較短加重桿上接頭變形處兩條周向裂紋

2 井口接頭螺紋檢驗

該事故井口采用螺紋接頭通徑為76.2 mm，工作壓力為35 MPa，最大工作壓力為52.5 MPa，類型為4-3/4·B型內×3-1/2EUE·P。由于該井口接頭螺紋處存在較多變形，故對同批次未服役的井口接頭依據API Spec 5B—2008[2]和API Spec 5CT—2011[3]進行外觀和螺紋參數檢測。檢測結果（見表3）表明，該井口接頭的外觀和螺紋參數滿足標準要求。

表3 井口接頭螺紋參數檢驗結果

3 金相分析

在較長加重桿變形較小處切取金相試樣，用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統進行觀察，組織為鐵素體+珠光體（見圖8），晶粒度為8.0級，未見超尺寸夾雜物。

在較短加重桿上接頭變形最大處取金相試樣，見圖9a。用激光共聚焦圖像分析儀進行觀察，較完好螺紋齒形見圖9b。受軸向壓力后，螺紋齒形見圖9c。可見螺紋螺距和齒寬均變窄，齒高變高，變形嚴重，該處螺紋和螺紋附近組織均有變形流線，如圖9d和9e所示。

4 受力計算

根據加重桿整體宏觀分析和變形嚴重處金相組織分析，加重桿靠近井口端的較短加重桿變形最嚴重，兩端接頭均有墩粗，上接頭變形最嚴重，桿體主要發生彎曲變形，說明加重桿承受壓應力[4]。最大直徑處外表面有縱向機械劃痕，靠近井口端劃痕較深，說明加重桿在上升過程中被硬度較高的物體劃傷。

結合以上分析，將加重桿受力情況簡化為壓桿失穩模型[5]，分別計算加重桿失穩臨界力、防噴器失效臨界力和加重桿下落端部承受力。

4.1 加重桿失穩臨界力計算

對于加重桿失穩臨界應力可通過式（1）、（2）進行計算[6]：

(2)

式中：cr為加重桿失穩臨界應力；為加重桿橫截面的最小主形心慣矩；為加重桿半徑，取0.022 225 m；為加重桿長度，取1.40 m（長短兩根加重桿總長度）；為材料的彈性模量。

由于材料為填充鉛的低碳鋼管，采取彈性模量等效計算[6-11]：

式中：S為橫截面積；鋼鐵彈性模量為200 GPa；鉛的彈性模量為17 GPa

計算可得，c=8.56×108N。

4.2 防噴器失效臨界力計算

對防噴器的失效臨界應力可用式（4）求得：

式中：max為防噴器最大工作載荷，為52.5 MPa；為防噴器橫截面積。

計算可得，=2.39×105N。

4.3 加重桿下落端部承受力

加重桿下落端部承受的應力大小的計算：

式中：為加重桿質量，取19 kg；為加重桿落地瞬時速率。

(6)

式中：為重力加速度；為上沖高度。

現場加重桿上沖高度約為50 m，故計算得到=31.3 m/s。落為加重桿下落受力時間，約為0.01 s（估算）。

計算可得，落=5.9×104N

由以上計算結果可知，cr>落，且cr>防。

5 綜合分析

在油氣生產過程中，有時在生產油管內就會發生天然氣中夾帶的少量水蒸汽因氣井內溫度過低而產生水合物凝結現象。當凝結的水合物較多時，可導致油管內局部堵塞現象，從而引起堵塞點下部井筒壓力過高，如不及時處理就有可能發生噴發事故，造成井場周圍的破壞，如有操作人員在現場就有可能對人員造成傷亡。由于距離井口越近，油管內的井流物溫度一般會越來越低，因而一般水合物凝結堵塞現象會形成于靠近井口的部位，可采取注醇方法消除。該氣井在發生事故前一天進行注醇處理，但實際情況是水合物堵塞并未疏通。第二天在施工前操作人員檢測油壓（井口油管內的壓力）為22.0 MPa，此壓力為堵塞點上部壓力，而水合物堵塞點以下井筒壓力則更大。在工作人員打開測試閥時，堵塞點上部壓力減小，上下的較大壓差瞬間產生較大的向上沖力而將加重桿頂出，并沖破防噴器及采氣樹的阻擋，飛出井口。

由此看出，加重桿失穩過程可描述為在打開測試閥時，加重桿受到較大向上的軸向沖擊力，將加重桿向上頂至防噴器，這時加重桿受到向上的沖力和防噴器的阻力同時作用。通過上述的計算可知，加重桿受到向上沖力和防噴器阻力疊加的軸向壓應力超過了桿體失穩的臨界力，從而導致加重桿屈曲變形，較薄弱的上接頭墩粗且變形嚴重。同時，由于向上的沖力遠大于防噴器的工作壓力，導致加重桿及與其連接的其他裝置一并沖破防噴器的阻礙而飛出井口，掉落至井場及其附近地方。

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6 結論

通過以下檢測分析，可得到如下結論。

1）失效的加重桿嚴重變短變粗，較薄的部位發生了墩粗現象，桿體局部產生裂紋。

2）加重桿本體金相組織無異常，但螺紋的螺距和齒寬均變窄，齒高變高，變形嚴重，其組織均有變形流線。

3）通過應力計算和分析表明，失效的加重桿受到軸向壓應力遠大于桿體失穩的臨界力。

4）該氣井井口加重桿失效主要原因是未疏通的水合物堵塞導致其下部井筒內壓力過大，加重桿受到向上沖力和防噴器阻力疊加的軸向壓應力超過了其桿體失穩的臨界力，從而導致其嚴重變短變粗而屈曲失穩。同時加重桿受到的向上沖力也超過了防噴器阻力，所以其沖破了防噴器的阻礙而飛出井口。

[1] GB/T 7736—2008, 鋼的低倍缺陷超聲波檢驗法[S].

[2] API Spec 5B—2008, 套管?油管和管線管螺紋的加工?測量和檢驗規范[S].

[3] API Spec 5CT—2012, 套管和油管[S].

[5] 冉箭聲, 王海繪, 潘為國, 等. 抽油桿常見事故原因分析及防治對策[J]. 斷塊油氣田, 2002, 9(1): 73-75.

[6] 茍文選, 金保森, 衛豐. 材料力學[M]. 西北工業大學出版社, 2001: 426-450.

[7] 劉冬偉, 王優強. 抽油桿斷脫故障樹分析[J]. 石油礦場機械, 2007, 36(9): 91-93.

[8] 蔡俊杰. 抽油桿斷脫原因分析[J]. 西南石油學院學報, 2004, 26(1): 75-78.

[9] 張艷敏. 抽油桿失效分析[J]. 石油礦場機械, 2011, 40 (7): 85-88.

[10] 梁辰, 鄧福成, 李惠子, 等. 抽油桿柱疲勞斷裂失效分析[J].石油礦場機械, 2013, 42(2): 71-74.

[11] 李淑紅, 付軍梅, 金力楊.螺桿泵抽油桿柱的動態受力分析與工藝設計[J]. 鉆采工藝, 2003, 26(2): 61-63.

[12] 陳麗英. 螺桿泵抽油桿柱工況診斷與斷脫失效分析[J]. 石油礦場機械, 2010, 39(10): 86-89.

Analysis of Buckling Instability of Sinker Bar in Gas Well

CAI Ke, LU Cai-hong, MA Xiao-fang, LI Xiao-long, SONG En-peng

(Research Institute of Tubular Goods of CNPC, Xi'an 710077, China)

Objective To analyze failure causes of sinker bar ejected by high pressure natural gas in distributing flow controller in a gas well. Methods The failure causes was analyzed by visual inspection, macroscopic analysis, non-destructive testing, thread detection, metallographic analysis, etc. Results The metallographic organization of the sinker bar had no abnormality, but the thread pitch and tooth width were narrowed, the tooth was higher, and the deformation was serious. Its organization had flow lines. Through stress calculation and analysis, the axial compressive stress of failed rod was greater than the critical force for instability of the rod. Conclusion The main reason of failure was that the wellbore was not cleaned, resulting in excessive pressure in the lower part of the wellbore, and the axial compressive stress superimposed by the upward force and the anti-blower resistance exceeded the critical force, and buckling happened due to serious shortening and thickening; at the same time, the upward momentum suffered by the sinker bar also exceeded the BOP resistance, and thus the rod broke through the BOP prevent obstacles and flew out of the wellhead.

sinker bar; buckling; leak; metallographic analysis

10.7643/ issn.1672-9242.2017.09.021

TJ07

A

1672-9242(2017)09-0104-04

2017-05-21；

2017-06-12

蔡克（1985—），男，安徽人，碩士，工程師，主要研究方向為材料科學與工程。