油管是油井中的重要部件,總是在非常復雜的應力和腐蝕條件下服役,油管失效經常發生并造成巨大損失。引起油管斷裂的原因是多種多樣的[1-6],斷裂形式也是各不相同[7-8]。某油管服役于井深8 360 m的垂鉆井。該油管于2018年12月試油生產,2020年6月識別出井深2 860.6 m處套管發生泄漏,暫堵酸壓后開井生產。2020年12月檢測發現井深2 862.8 m接箍處油管發生斷脫落井,斷裂油管上還有一直徑40 mm左右的孔。油井中其他油管均無腐蝕和斷裂現象發生。為明確油管穿孔和斷裂的原因,取失效油管進行材料評價和載荷分析,以避免類似事故再次發生。

1. 服役工況

通常油管斷裂失效與服役環境及歷程、材料、載荷等因素相關。首先,對失效油管服役工況與歷程進行調研分析。穿孔斷裂的油管位于井深2 862.8 m,材料為P110S鋼,規格為?88.9 mm TP-JC ×6.45 mm。油管實際服役壓力為19~55 MPa；服役溫度為80~83 ℃。油管主要經歷了自噴、氣舉、注水、暫堵酸壓、注水等工藝流程。在自噴流程中,油管介質主要有天然氣和流體(生產水等)。天然氣中含有1.55%(質量分數)CO2和19 367.03 mg/m3H2S；產出水中含56 665.1 mg/L氯離子。由于該井為評價井,服役過程中油壓和套壓變化波動較大,因此取4種典型工況進行分析,如表1所示。由表1可以看出,該油井的產量、井口溫度、壓力變化較大。

2. 理化檢驗與結果

2.1 開裂特征分析

失效油管在距上節箍2.42 m處發生斷裂。由圖1可見：斷口形狀不規則,有縮徑現象,縮徑后最小內徑為82 mm,周圍有偏磨跡象,距節箍1.69 m處有一圓形孔(直徑為40 mm),距圓孔100 mm處有偏磨跡象,穿孔處最小縮徑至84 mm；失效油管原始壁厚為6.45 mm,斷口處可見明顯減薄現象,斷口處測量的最小壁厚為0.5 mm,最大壁厚也僅為4.12 mm,穿孔周圍管壁也明顯減薄；斷口位置呈45°斷面,為典型韌性拉斷形貌。

圖 1油管斷裂和穿孔照片

Figure 1.Photos of fracture (a) and perforation (b) of oil tubing

油管表面的腐蝕產物較薄,打磨掉表面的腐蝕產物層后,可觀察到油管表面沒有明顯的腐蝕形貌。管線內部有輕微腐蝕,無嚴重的局部腐蝕特征。

2.2 材料分析

對送檢油管進行化學成分分析。結果表明,該油管的化學成分(質量分數)為：0.28% C, 1.07% Cr, 0.0815% Cu, 0.462% Mn, 0.771% Mo, 0.104% Ni, 0.0142% P, 0.0031% S, 0.358% Si,余量為Fe。其中,硫含量超出標準要求(控制0.003 0%以內)。硫含量的增加會提高材料熱加工時的熱脆性,降低材料的塑性,但不會直接導致油管穿孔失效。

按照GB/T228.1-2010《金屬材料 拉伸試驗 第1部分：室溫試驗方法》對油管進行拉伸性能測試。結果表明,其抗拉強度為862.3 MPa,屈服強度為803 MPa,斷后伸長率為19.67%。采用HRS-150型洛氏硬度計對油管進行硬度測試,將油管截面分為四個象限,每個象限測試9個點,內中外各3個點。結果表明,油管平均硬度為26.8 HRC。該油管的拉伸性能和硬度均符合API SPEC 5CT-2011標準要求。

為分析管件的顯微組織,從送檢油管上取10 mm×10 mm×10 mm的試樣。試樣經水砂紙逐級(360號至2000號)打磨并拋光后,參照GB/T 13298-2015《金屬顯微組織檢驗方法》,在金相顯微鏡下進行顯微組織觀察,結果如圖2所示。從圖2中可以看出,失效油管的顯微組織為典型的回火索氏體。

圖 2失效油管的顯微組織

Figure 2.Microstructure of failed oil tubing

3. 開裂原因分析

對失效油管的化學成分、力學性能和顯微組織分析結果可知,導致油管斷裂和穿孔的主要原因不是材料因素。

油管斷裂處一側呈45°斷口,為典型韌性拉斷形貌,另一側發生明顯減薄。由此判斷油管在減薄穿孔后,受拉應力作用發生韌性斷裂。穿孔周圍管壁也明顯減薄,油管外表面及內表面腐蝕產物較少,去除腐蝕產物后,表面有輕微腐蝕形貌,在斷口及穿孔部位附近也未發現明顯腐蝕形貌,且據現場反饋,該失效油管以上油管皆未發現明顯腐蝕,推斷油管斷裂和穿孔不是由于腐蝕引起的。從斷裂和穿孔形貌特征可以看出,油管存在偏磨的跡象,因此推測油管受到載荷作用,與套管接觸并發生摩擦,最終發生穿孔斷裂。以下將分別在油管屈曲和套管泄漏兩種情況下對油管進行載荷計算。

油管上部掛于井口,下部與封隔器固定連接,兩端均受到固定約束。當油管底部受軸向壓力且所受壓力超過油管臨界載荷時,油管將發生屈曲變形[9-10],當變形量足夠大時,油管將與套管接觸,從而發生摩擦,變形量最大的部位是中性點附近。根據油氣井管柱受力情況,定義等效軸向力為0 N處為中性點位置,且單根管柱上軸向力分布呈線性,計算油管柱中性點時,僅需考慮井口至封隔器間的油管柱,故本次計算中油管柱長度為0~5 491.93 m。

入井P110S油管規格有兩種：直徑88.9 mm,壁厚9.52 mm；直徑88.9 mm壁厚6.45 mm。兩種規格的油管分別下深1 695 m和5 455 m。油管服役過程受到活塞效應、膨脹效應、溫度效應作用,式(1)~(4)分別為活塞效應、膨脹效應、溫度效應導致油管伸長量變化的計算方法。

活塞效應：

式中：Fv為變徑處活塞力；Δpo為兩不同管徑油管的外壓差；Δpi為兩種油管的內壓差；Ao2、Ao1分別為兩種油管的外徑面積；Ai2、Ai1分別為兩種油管的內徑面積；ΔL為油管伸長量；L為油管長度；E為彈性模量。

膨脹效應：

式中：ν為泊松比；R為油管內外徑之比。

溫度效應：

式中：α為熱膨脹系數；Δt為完井和生產狀態的溫度差。

考慮油管柱自身的重力、浮力、內壓載荷、外壓載荷以及由活塞效應、膨脹效應、溫度效應導致的附加軸向力,忽略摩擦力影響,得到不同工況下等效軸向力,如圖3所示。由圖3可見,等效軸向力呈線性分布,判斷中性點落在外徑88.9 mm、內徑76 mm的油管上。故通過計算可得,在生產期間中性點位置在大致在井深3 900~4 900 m處,計算結果如表2所示。井深2 860 m左右油管受拉應力作用,理論上和套管無摩擦和接觸,所以可以排除油管屈曲導致斷裂穿孔的可能性。

圖 3不同工況下等效軸向力沿井深分布

Figure 3.Distribution of equivalent axial force along with well depth under different working conditions

2020年6月通過噪聲測井可知,在井深2 860 m處套管存在泄漏,漏點附近環空和地層形成壓差,壓差等效于橫向集中力,使套管和油管接觸。該過程的計算公式如(5)~(8)所示,接觸分析示意如圖4所示。油管懸重見式(9)。把油管柱重力等效為井口位置施加軸向拉力進行簡化計算,即F1=W。

圖 4油管和套管間接觸分析示意

Figure 4.Schematic diagram of contact analysis between oil tubing and casing

套管漏點處環空壓力：

套管漏點處地層壓力：

漏點處壓差等效于橫向集中力：

式中：f為地層壓力系數,12.2 kPa/m；ρ為完井液密度,1.2 g/cm3；R為漏點處直徑,5 cm；r為油管半徑,mm；m為油管質量,kg；H為漏點處距離井口長度,m。

油管柱重力：

式中：m為油管質量,kg；kf為浮力系數。

基于圖5所示縱橫彎曲理論,在軸向力與橫向力作用下,根據式(10)計算油管柱在套管漏點處撓度。其中,軸向拉力F1可簡化為油管柱重力W。

式中：I為截面慣性矩,m4；ω為撓度,m；l為油管長度,m；c為漏點處到井底的距離,m。

圖 5縱橫彎曲理論受力示意

Figure 5.Schematic diagram of theoretical stress in vertical and horizontal bending

針對該微分方程求解,其通解為

根據邊界條件：兩端撓度等于0,且兩端轉角相等,解得撓度曲線解析方程,見式(13)。把x=2 860 m代入該方程即可求得此處油管柱的撓度為1.15 m。

通過計算可以得出,失效位置的撓度1.15 m遠大于環空間隙0.055 1 m,可見在套管出現漏點時,在壓差作用下,油管將與套管漏點位置緊密接觸。在溫度效應、膨脹效應、活塞效應導致的附加應力作用下,油管上下移動,不斷磨損,最終穿孔、斷裂。

4. 結論與建議

由失效油管的化學成分、力學性能和顯微組織分析結果可知,導致油管斷裂和穿孔的主要原因不是材料因素。從失效油管的斷裂形貌呈典型韌性拉斷特征推斷,油管斷裂和穿孔不是由于腐蝕引起的。通過載荷計算可知,在斷裂油管附近套管出現漏點時,環空壓力和地層形成壓差,油管在壓差作用下與套管接觸。在附加應力作用下,油管上下移動,不斷磨損,最終穿孔斷裂。為防止此類事故再次發生,提出以下建議：加強材料成分控制；檢查斷裂油管附近及其他套管泄漏位置附近油管,若油管出現磨損應及時更換；加強測井及日常檢測,及時發現問題。

文章來源——材料與測試網