長慶區域XX氣水平井連續油管斷裂失效要因分析

高森 劉研言 韓磊（川慶鉆探長慶井下技術作業公司）

隨著一體化完井技術的不斷發展和成熟，連續油管在完井作業中的應用也日趨廣泛，設備及連續油管使用數量和作業范圍也不斷增加。與此同時，由于連續油管在作業過程中受力復雜，作業條件惡劣，連續油管失效造成的安全事件也逐漸增多。表現形式主要包括變形失效、斷裂失效、表面損傷引起的失效[1]，主要原因是設備缺陷、操作問題、材料質量、使用環境以及井身結構影響。以長慶區域XX氣水平井作業中，連續油管斷裂的安全事件為研究對象，分析引起連續油管斷裂失效的原因，為避免同類安全事件再次發生，提供了可供參考的有效途徑，并提出了防止同類安全事件發生的預防措施。

1 施工井簡況

XX 井為氣水平井，造斜點1 050 m，入窗點（A 點）3 355 m，水平段長1 253 m。采用連續油管進行壓裂前通洗井施工，以確保后期電纜橋塞正常下入，為后續壓裂施工安全起下管柱提供保證。

2 連續油管斷裂經過

XX井第一次通洗作業，連續油管帶馬達及磨鞋通井至人工井底4 552 m，通井正常，正常起出連續油管。第二次通洗井作業，下至4 309.63 m 遇阻（距離人工井底200 m），懸重下降2～3 t；后上提至4 296.99 m，再下至4 299.12 m 遇阻，懸重下降2～3 t；反復上提下放7次，遇阻點不斷上移，采取大排量胍膠洗井，開始上提至2 948.98 m，速度20～22 m/min，懸重16.2 t，連續油管在出注入頭導向器1～2 m 處發生斷裂，造成一起關于斷管的安全事件。

3 失效原因預判

根據現場出現的連續油管刮痕和斷裂可能的原因，采用因果鏈分析方見圖1。

圖1 因果鏈分析法

根據因果鏈分析結果，從設備因素、連續油管管材、井身結構等3 個方面的7 個節點對此次安全事件的發生進行了深入剖析。

4 失效原因剖析

4.1 設備缺陷排查分析

設備方面可能造成連續油管損傷的部位共有4個：導向器最頂端壓帽盒滾輪、導向器、注入頭夾持塊，防噴器剪切閘板[2]。

4.1.1 導向器滾輪造成傷痕分析

通過現場拆卸導向器檢查滾輪，滾輪靈活無明顯劃痕，根據之前此處劃傷連續油管痕跡比對，排除此位置影響因素。

4.1.2 導向器不居中造成傷痕分析

以往不居中造成的傷痕多為徑向，此次安全事件中連續油管的損傷全為軸向傷痕，夾持塊徑向擠壓連續油管及失效連續油管軸向劃痕見圖2。因此，導向器不居中導致夾持塊對連續油管橫向擠壓受損的影響可以排除。

圖2 夾持塊徑向擠壓連續油管及失效連續油管軸向劃痕

4.1.3 注入頭夾持塊造成劃傷分析

1）檢查發現：安全事件中發生失效的連續油管劃痕主要分布在連續油管上10 m 范圍內，且夾持塊上無明顯劃痕，新舊夾支塊對比圖見圖3，由此得出夾持塊劃傷連續油管不成立。

圖3 新舊夾支塊對比圖

2）檢查推板后，推板表面有輕微的磨損，沒有發現明顯變形及磨損，推板變形造成夾持塊打滑可以排除。

4.1.4 防噴器剪切刀片造成劃傷分析

打開防噴器檢查：整個防噴器半封、全封、卡瓦、剪切等都完好，沒有劃傷連續油管的痕跡，判斷此次安全事件中連續油管劃傷與防噴器無關。

4.2 連續油管疲勞分析

4.2.1 連續油管全管段疲勞循環預測

假設連續油管在σr（卷筒上彎曲的連續油管的等效應力[3]）和σg（導向器上彎曲的連續油管的等效應力） 的共同作用下經過N 次疲勞循環達到疲勞失效[4]，則連續油管的疲勞循環次數可近似由式（1）～式（7）得出：

式中：NM為連續油管中位壽命；σM為連續油管的中位壽命對應的應力；σr為卷筒上彎曲的連續油管的等效應力；σg為導向器上彎曲的連續油管的等效應力；pi為連續油管內壓，取25.5 MPa；do為新連續油管外徑，取50.8 mm；di為內徑，取42.88 mm；E 為連續油管彈性模量[5]，取206×103MPa；Dr為滾筒直徑，取2 430 mm；Rg為導向器半徑，取1 829 mm；a取2.46；β 取1.61；E 為連續油管彈性模量，取206×103MPa；φ 為實驗得出，取58.4%[6]。

因此，可計算得出N 為78，即連續油管在σr和σg共同作用下，經過78 次循環起下，會發生塑性變形引起的疲勞失效。按該盤連續油管發生此次安全事件前起下26 次計算，該盤連續油管的整體疲勞壽命為33.3%。

同時，給定滾筒直徑2 430 mm，導向器半徑1 829 mm，標準直徑50.8 mm，標準壁厚50.8 mm等模擬條件，輸入連續油管內壓25.5 MPa，通過CTAS 模擬軟件作疲勞循環計算[7]，失效連續油管使用壽命軟件預測結果見圖4，循環起下次數不超過76 次。按該盤連續油管前期起下26 次計算，可得出該盤連續油管的整體疲勞壽命為34.2%。

圖4 失效連續油管使用壽命軟件預測結果

從兩種計算分析結果可知，軟件疲勞循環計算結果與疲勞循環次數預測公式計算結果一致，且分析結果均顯示連續油管疲勞壽命未達到降級使用的累計壽命（60%），更達不到疲勞失效的壽命。因此，該盤連續油管整體疲勞壽命不達標造成斷管安全事件的可能性排除，該盤連續油管最后一次施工前符合設備本質安全要求。

4.2.2 連續油管刮傷段疲勞分析

1）外觀檢測。觀察連續油管外觀發現：連續油管刮傷嚴重，從連續油管自由端算起，經過計算刮傷范圍在2 500～3 000 m，失效連續油管刮傷位置外形見圖5。

圖5 失效連續油管刮傷位置外形

2）斷口尺寸測量及分析。斷口處存在刮傷，位于彎曲外側。斷口處只有部分環形截面存在變形，管體出現縮頸現象（外徑為48.22 mm，內徑為41.64 mm），但變形及縮頸均出現在安全事件發生前的刮痕位置。失效連續油管斷口壁厚測量見圖6，初步討論分析認為，該位置因刮痕嚴重，壁厚損失明顯，產生應力集中，降低了設備本質安全性，是造成斷管的主要原因。

圖6 失效連續油管斷口壁厚測量

3） 連續油管刮傷段疲勞循環計算。計算公式為：

式中：d′o為連續油管段裂前外徑平均值，取50.52 mm；di為斷裂后外徑收縮，取48.22 mm；pi≈0（起管柱期間未泵注），連續油管彈性模量、滾筒直徑、導向器半徑數值不變，由式（1） ～（8），可計算得出連續油管刮傷段疲勞循環次數為1.29。

通過計算可知：連續油管在最后一次入井作業時被刮傷，起管柱時， 在正常上提拉力作用下，相當于未刮傷連續油管受到了過提拉力，產生了異常的縮徑（斷面收縮率明顯小于正常斷面收縮率）。因此，疲勞彎折次數急劇下降，設備本質安全性被破壞，在導向器位置彎折斷裂[8]。

4.3 失效管安全性能檢測

通過對施工井連續油管失效管試樣強度性能檢測參數（表1）和失效管試樣與新管試樣拉伸試驗參數比對（表2）分析認為：

1）失效連續油管的壓扁試驗、擴口試驗結果均不符合API Spec 5ST-2010 對CT90 級別連續油管的要求，說明管材本身存在一定的質量問題，降低了連續油管的本質安全性。

表1 失效管試樣強度性能檢測參數

表2 失效管試樣與新管試樣拉伸試驗參數比對

2）失效連續油管屈服強度[9]低于API Spec 5ST-2010標準要求的屈服強度最小值，且斷口處彎曲外側存在刮傷，本質安全性急劇下降，在受到拉伸載荷和彎曲載荷后，發生斷裂。

3）經過與同車組的新樣管對比檢測，失效的連續油管的化學成分分析、洛氏硬度試驗[10]結果均符合API Spec 5ST-2010 對CT90 要求，對連續油管的本質安全不構成影響。

4.4 套管變形引起失效原因分析

4.4.1 套變引起刮傷原因分析

該井井眼軌跡：造斜點1 050 m，入窗點（A 點）3 355 m，完鉆井身4 552 m。井身結構中造斜點至A 點之間為井身軌跡斜率變化大，加之41/2″套管節箍采用LTC 扣型，若上扣扭矩過大會造成套管節箍處公扣過頂，出現套管接箍處彎曲變形嚴重，形成臺階縮徑，連續油管如果下管遇阻，則會在此井段內堆積，形成螺旋屈曲，整個連續油管擠壓，緊貼套管內壁，繼續加壓下管則會被套管接箍臺階刮傷。根據現場觀察連續油管刮傷位置在2 500～3 000 m，正處在該井造斜段1 050～3 355 m。推斷該井筒套管接箍變形刮傷連續油管，是影響連續油管本質安全的主要原因。

4.4.2 套變刮傷原因確認

采用DHV（鷹眼井下電視）下入井內拍攝套管情況照片，施工井套變劃痕形貌見圖7～圖8。診斷井筒套管內壁安全通過性。儀器下至1 207 m 處，該接箍下方同樣存在異常，開側視鏡頭進行觀察并記錄。

經分析討論，判斷套管接箍處彎曲變形，節箍內部形成臺階縮徑，造成井筒本質不安全，導致連續油管下管遇阻，緊貼套管內壁被臺階刮傷。

圖7 施工井井深結構及套變形貌

4.4.3 套變刮傷連續油管驗證試驗

對注入頭導向器、夾持塊、防噴盒、防噴器等配件進行了檢查或更換，連續油管車組倒新連續油管1 盤（等級QT900；外徑2＂；長度5 600 m；壁厚3.96 mm）。

在同一井筒內下入同型號連續油管及通井規通井。入井工具串（自下而上）通井規+液壓丟手+連接頭+連續油管。每下入500 m，上提200 m 檢查連續油管表面有無劃痕，下至3 000 m時，上提200 m，發現連續油管有明顯劃痕，后邊起連續油管邊觀察，起至井口時，發現連續油管劃痕范圍2 700～2 900 m（深度從自由端算起），且劃痕均為軸向劃痕，與前期劃痕形貌一致，佐證了井筒套管變形，本質不安全是造成連續油管刮傷斷裂的主要原因。新油管同井筒通井作業后刮痕見圖9。

圖8 施工井套變劃痕形貌

圖9 新油管同井筒通井作業后刮痕

5 預防措施

1）后期作業時，指定專人觀察滾筒上連續油管，如果出現機械損傷，應立即進入安全預警狀態，施工結束后查明原因，并及時進行修復。

2）通過連續油管在線安全性能檢測裝置，及時掌握連續油管本質安全狀態，查找出有缺陷的部位，預防同類斷管事件再次發生。

3）針對水平井連續油管通洗井作業，建議采用金屬減阻劑泵注循環，并在工具組合中增加水力振蕩器，以減小井內連續油管與套管壁摩擦力，提高工藝的本質安全性。

4）針對大斜度井或套變井，通過軟件分析，建立整個起下過程的力學分析模型，為現場工藝安全預警提供可靠依據。

5）針對大斜度井或套變井，通過前期井下成像作業，預先診斷井段內壁安全狀態，為后期連續油管起下過程中，井筒內壁對其產生影響分析，提供可靠依據。

6 結論

1）經過失效原因分析和要因篩查，確認造斜段套管接箍變形，造成連續油管刮傷，是斷管安全事件發生的主要原因，為后期同類安全事件的原因分析，提供了可供參考的有效途徑。

2）后期同類井作業前，通過軟件模擬和井下鷹眼成像，預判連續油管起下遇阻情況。

3）后期同類井作業中，通過使用金屬減阻劑及水力振蕩器，改善井筒環境和工具適應性，盡可能降低連續油管與井筒內壁摩阻，可顯著提高工藝的本質安全性。

4）后期通過連續油管在線安全性能檢測裝置，實時了解缺陷程度，并增加導向器半徑，免壁厚損失和彎折等因素對連續油管本質安全的影響。

5）嚴格把控連續油管管材質量，嚴格審核各項管材安全性能檢測報告，從源頭降低斷管安全風險。