某高壓氣井13Cr 油管擠毀和脫扣原因分析

呂拴錄，宋 洋，熊茂縣，馬 磊，王 華，趙密鋒，曾 努

（1.中國石油大學，北京 102249；2.西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司，陜西 西安 710065；3.中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000）

2013 年7 月28 日，塔里木油田某高壓氣井投產，投產前油壓為93.5 MPa，A 環空（油管與生產套管之間的環空）壓力為29.4 MPa。2014 年1 月油壓和產能開始異常下降；6 月17 日之前，油壓大于A 環空壓力；6 月17 日之后油套壓力趨于一致，油管和套管串通，氣產量為0；6 月28 日，對該井進行測流溫、流壓及探砂面作業，測試工具串下至井深6 127 m 遇阻，在測試工具底部取出堵塞物，堵塞物為砂子顆粒。由于地層出砂，油管壓力急劇下降，最終因油管堵塞，導致無產量。該井采用密度為1.40 g/cm3的OS-200 有機鹽完井液。修井起油管至井深6 180.85 m 位置，發現入井編號68 號Φ88.90 mm×6.45 mm 規格13Cr 110 鋼級油管工廠上扣端接頭脫扣。打撈發現68 號油管管體已經擠毀。該井完井管柱總長6 747.84 m，6 170.90～6 441.20 m井段采用Φ88.90 mm×6.45 mm 油管，68 號油管所處井段為6 180.85～6 190.81 m。69 號油管外螺紋接頭與68 號油管接箍現場端的上扣扭矩為5.72 kN·m。失效的油管為平式（管端沒有加厚）特殊螺紋接頭油管，螺紋結構采用金屬密封、承載角-5°、導向角25°設計；油管管體最小屈服載荷1 268 kN，接頭最小連接載荷1 268 kN，最小抗擠毀強度93.3 MPa，最小內屈服壓力96.3 MPa，靜水壓試驗壓力69.0 MPa。

完井管柱失效形式有脫扣、黏扣、泄漏、擠毀和斷裂等多種形式，但一根油管同時發生擠毀和脫扣的事故并不多見[1-8]。因此，為找到13Cr 油管發生擠毀和脫扣的原因，筆者進行了試驗分析。

1 理化檢驗

1.1 宏觀分析

68 號油管管體連同工廠端外螺紋接頭和接箍一起擠毀，擠毀形貌及螺紋接頭變形形貌如圖1～2所示。脫扣的油管接箍工廠上扣端呈非規則橢圓變形，接箍端面橢圓長軸117.5 mm，橢圓短軸102.8 mm；油管外壁一側磨損發亮，接箍橢圓長軸對應位置靠近端面的7 扣內螺紋有不同程度磨損（圖1左右兩側），其余螺紋表面完好；脫扣的外螺紋接頭呈現卷曲狀變形。68 號油管具有擠毀和脫扣2種失效形式，那么是擠毀在前，還是脫扣在前，現予以分析。

圖1 68 號油管擠毀形貌

圖2 68 號脫扣油管螺紋接頭變形形貌

（1） 假設油管先發生脫扣后發生擠毀。如果油管先脫扣，脫扣之后油管內外壓力串通后會失去壓差，若沒有足夠的壓差，油管不會擠毀，只有外壓與內壓之差超過油管抗擠毀強度時油管才可能發生擠毀。另外，如果油管先發生脫扣，油管螺紋接頭只能留下拉伸載荷導致的螺紋損傷痕跡，而不會留下擠毀導致的內外螺紋接頭變形痕跡。實際上，油管管體發生了擠毀，而且內外螺紋接頭具有擠毀變形的特征，這說明油管先發生脫扣后發生擠毀的假設不成立。

（2） 假設油管先發生擠毀后發生脫扣。失效的68 號油管為平式特殊螺紋接頭油管，該油管外螺紋接頭部位沒有加厚，其抗擠毀強度與管體相同（如果采用外加厚油管，外螺紋接頭加厚部位不會擠毀）。如果油管先擠毀，從理論上講外螺紋接頭擠毀變形應當與管體一致，但由于接箍與外螺紋接頭通過螺紋上扣連接，外螺紋接頭在擠扁的同時又因為接箍約束而卷曲變形，而接箍在阻擋外螺紋接頭變形的同時也在對應的位置被外螺紋接頭變形的反作用力擠壓變形。實際上，油管管體不僅發生了擠毀，而且管體外螺紋接頭擠毀導致接箍發生了變形破壞，說明油管先發生擠毀后發生脫扣的假設成立。

由此可見，68 號油管連同其工廠上扣端外螺紋接頭和接箍首先發生擠毀，并導致其螺紋接頭連接強度突然大幅度降低，最終導致脫扣發生。雖然68 號油管現場端內外螺紋接頭在井下處理事故期間被磨削掉，但依據其工廠端內外螺紋接頭失效形貌推斷，68 號油管工廠端接頭脫扣之后，完井管柱所受的拉伸載荷會突然減小，落魚的68 號油管現場端內外螺紋接頭雖然沒有脫扣，但其變形特征應當與工廠端相同。

1.2 理化試驗

在69 號油管上取理化分析試樣，化學成分和力學性能檢測結果見表1。分別在69 號油管和68號擠毀油管沿圓周每隔90°取樣進行金相分析，分析結果如圖3～4 所示。分析發現，69 號油管外壁存在深度為200 μm 的應力腐蝕裂紋，裂紋呈穿晶+沿晶形貌，以穿晶裂紋為主；內壁未發現裂紋，但存在點蝕。68 號擠毀油管外壁和內壁均存在應力腐蝕裂紋，內壁存在點蝕，且外壁應力腐蝕裂紋深度達到500 μm，明顯超過69 號油管應力腐蝕裂紋深度。68 號擠毀油管應力腐蝕裂紋沿外壁向內壁以穿晶和沿晶方式擴展，其中以穿晶擴展為主。這兩根油管管體的晶粒度為7.0 級，D 類非金屬夾雜物為1.0 級，組織為回火馬氏體。由此可見，這兩根油管的化學成分和拉伸性能滿足相關訂貨技術協議要求，但均存在應力腐蝕裂紋。

圖3 69 號油管應力腐蝕情況

表1 69 號油管的化學成分（質量分數）和力學性能檢測結果

1.3 實物擠毀試驗

按照ISO 13679 ∶2002《石油天然氣工業 套管及油管螺紋連接試驗程序》，對該規格鋼級的新油管試樣和69 號油管試樣進行擠毀試驗，試驗介質為水。試驗結果表明，使用過的69 號油管的抗擠毀強度為108 MPa，新油管抗擠毀強度為118 MPa，前者是后者的91.5%，即使用過的油管的抗擠毀強度降低了8.5%，但兩種油管的抗擠毀強度仍然滿足用戶要求（要求≥93.3 MPa）。

圖4 68 號油管應力腐蝕情況

2 結果分析

2.1 油管失效時間

2014 年6 月17 日之前，油壓大于A 環空壓力；由于出砂導致油管通道堵塞，6 月17 日之后油管和套管壓力趨于一致，隨后油壓低于A 環空壓力，完井管柱所受的外壓超過油管抗擠毀強度時，油管發生擠毀和脫扣。試驗分析結果表明，68號油管管體連同兩端的外螺紋接頭和接箍整體同時擠毀。68 號油管兩端接頭擠毀變形之后其連接強度會大幅度下降，幾乎在該油管管體擠毀的同時，其工廠上扣端接頭也發生了脫扣。油管脫扣之后，油管和套管壓力串通，油管擠毀終止。

2.2 油管擠毀位置

69 號油管處在6 170.90～6 180.85 m 井段，68號油管下入深度6 180.85～6 190.81 m。油管管柱環空保護液為密度1.40 g/cm3的有機鹽。完井管柱砂石堵塞之后，內壓大幅度減小。井越深，完井管柱外壁所受的液柱壓力越大，承受的外壓也越大。68號油管更靠近砂堵位置，所受的外壓大于69 號油管，故68 號油管首先擠毀[9-14]。

2.3 油管擠毀載荷計算分析

68 號油管下入深度6 190.81 m，油管擠毀時A環空為密度1.40 g/cm3的有機鹽，油管內為密度0.31 g/cm3的天然氣。

2014 年6 月17 日之前，油壓大于A 環空壓力；之后油壓21.6 MPa 低于A 環空壓力36.5 MPa。在井深6 190.81 m 位置油管外液柱壓力84.9 MPa，油管內氣柱壓力為18.8 MPa，油套壓差-81.0 MPa，小于油管公稱抗擠強度（即標準規定的抗擠強度，93.3 MPa）。在井深6 190.81 m 位置溫度升至177.2℃，該位置油管的公稱屈服強度從758 MPa 降低至711 MPa，油管在井下的屈服強度只有室溫公稱屈服強度的93.8%，油管在井下的抗擠毀強度只有87.5 MPa（93.3×93.8%），仍然大于液柱壓力。這說明油管擠毀可能還與其本身存在的裂紋等損傷有關。

2.4 應力腐蝕裂紋降低了油管承載能力

69 號油管外壁存在應力腐蝕裂紋，與該油田以往的油管失效形式類似；內壁沒有應力腐蝕裂紋，但存在腐蝕坑[15-16]。68 號擠毀油管內、外壁均存在應力腐蝕裂紋，外壁應力腐蝕裂紋與以往的油管失效應力腐蝕裂紋形式類似，外壁應力腐蝕裂紋深度遠大于69 號油管外壁應力腐蝕裂紋深度；內壁應力腐蝕裂紋和腐蝕坑與其他井的油管的失效形式不同。該KS2-2-12 高壓氣井從2014 年6 月17日油管擠毀脫扣，到2017 年8 月26 日修井起出油管，時間長達3.2 年。油管在使用過程中產生了應力腐蝕裂紋，說明該高壓氣井具有應力腐蝕裂紋條件。油管擠毀之后，油管柱內外壁腐蝕環境相同，最終68 號油管內、外壁均達到了應力腐蝕裂紋的條件，油管內壁產生了大量腐蝕坑和應力腐蝕裂紋。油管應力腐蝕裂紋與油管腐蝕環境、受力狀態和材料對應力腐蝕的敏感程度有關。

該井完井液為OS-200 有機鹽完井液，油管產生應力腐蝕裂紋與完井液和超級13Cr 油管材料不匹配有關。超級13Cr 材料在含氧的有機鹽完井液中應力腐蝕開裂敏感性較高。油管管體產生了縱向應力腐蝕裂紋，這主要與油管柱承受的內壓載荷有關。該井2013 年7 月28 日投產，投產前油壓為93.5 MPa，A 環 空 壓力 為29.4 MPa。從 投 產 至2014 年6 月17 日油管擠毀脫扣，油管在井下近11個月承受交變的內壓等載荷，具備產生縱向應力腐蝕開裂的受力條件。油管產生應力腐蝕裂紋之后，油管剩余壁厚減少，抗擠毀性能減小，必然會降低油管承載能力。

綜上所述，13Cr 油管和套管壓力串通的原因是6 180.85～6 190.81 m 井段的油管發生了擠毀和脫扣。油管擠毀之前已經產生應力腐蝕裂紋，這使得油管剩余壁厚減少，降低了油管抗擠毀強度。油管擠毀和脫扣的主要原因是地層出砂導致油管通道堵塞之后所受外壓超過了油管抗擠毀強度。

3 結 語

由于地層出砂導致油管通道堵塞，在6 180.85～6 190.81 m 井段的Φ88.90 mm×6.45 mm 規格13Cr油管外壓大于內壓，且其內外壓差超過該油管抗擠毀強度，從而造成油管發生擠毀和脫扣。油管產生應力腐蝕裂紋之后，抗擠毀性能減小，降低了油管承載能力。建議采用與13Cr 油管匹配的完井液。