苑清英，田小江，符利兵，王一岑，劉新成，王和平

(1.國家石油天然氣管材工程技術(shù)研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008)

油管多項失效典型案例分析

苑清英1,2，田小江1,2，符利兵1,2，王一岑1,2，劉新成1,2，王和平1,2

(1.國家石油天然氣管材工程技術(shù)研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008)

為了找出某氣井油管失效的原因，對油管在壓裂施工作業(yè)過程中出現(xiàn)異常，打撈作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)油管脫扣，在后續(xù)打撈過程中又出現(xiàn)管體頸縮斷裂、管體拉長塑性變形及管體破裂的失效油管進行了檢測分析，并通過實物性能檢測和失效模擬再現(xiàn)試驗對油管實物性能和工程設(shè)計文件進行了驗證。結(jié)果表明，工程設(shè)計文件選材合理，油管材質(zhì)符合相關(guān)標準要求，油管作業(yè)過程中失效的主要原因為施工操作不當或油管承受異常載荷所致。

油管；失效；脫扣；斷裂；破裂

API標準圓螺紋外加厚油管在石油行業(yè)應用十分廣泛，但近年來圓螺紋外加厚油管失效事故頻發(fā)，失效類型主要有螺紋粘扣和螺紋斷裂，且很少同時發(fā)生，失效類型比較單一。

2015年蘇里格氣田某開發(fā)井發(fā)生了油管失效事故。該井完鉆井深3 423m，在使用Φ73.02mm×5.51mm 80S EU油管壓裂施工作業(yè)過程中壓力出現(xiàn)異常。打撈作業(yè)過程發(fā)現(xiàn)，油管主要破損情況有脫扣、管體頸縮斷裂、管體拉長塑性變形及管體破裂等4種情況共10余組。對該失效事故進行了分析，分析思路和方法按《石油管材失效分析導則》[1]進行。通過現(xiàn)場調(diào)研、宏觀分析、理化性能檢驗、微觀分析、實物性能檢測、失效模擬再現(xiàn)等綜合分析，找出了失效原因，并總結(jié)出了預防該類失效事故的措施和建議。

1 宏觀形貌分析及幾何尺寸測量

1.1 脫扣樣品螺紋宏觀形貌分析

脫扣油管均發(fā)生在施工現(xiàn)場端，工廠端螺紋連接處外觀未見異常?，F(xiàn)場取典型脫扣樣品2組，分別命名為TK1組和TK2組。經(jīng)觀察發(fā)現(xiàn)，脫扣樣品的共同特征是螺紋均已嚴重粘扣，外螺紋端未粘扣區(qū)域表面光潔，接箍內(nèi)螺紋端未粘扣區(qū)域銅鍍層完好。TK1組螺紋粘扣數(shù)量為9～10扣，TK2組螺紋粘扣數(shù)量為6～7扣，首扣螺紋均存在犁溝狀劃傷，TK2組外螺紋端犁溝處表面存在金屬銅色物質(zhì)，初步判斷該粘扣由錯扣所致。將脫扣樣品徑向剖開后分析，內(nèi)外螺紋粘扣區(qū)域螺紋大部分向“承載面”傾斜，粘扣區(qū)域末端螺紋“導向面”磨損嚴重，內(nèi)外螺紋粘扣區(qū)域均存在粘扣后繼續(xù)上扣而產(chǎn)生的冷焊及金屬遷移痕跡，從金屬流線層次分析，粘扣發(fā)生在上扣階段，粘扣螺紋典型宏觀形貌如圖1所示。

圖1 粘扣螺紋典型宏觀形貌

1.2 脫扣樣品模擬嚙合分析

根據(jù)粘扣螺紋特征，對樣品TK1組和TK2組試樣分別組對進行模擬“連接”，測量接箍自然中心距油管外螺紋端面距離，TK1組約20.06mm，TK2-2組約29.31mm，TK1組油管外螺紋漏出接箍端面約2扣，TK2組油管外螺紋漏出接箍端面約5扣，模擬嚙合典型圖例如圖2所示。由此可以判斷，該油管在現(xiàn)場端上扣時嚴重粘扣，嚴重粘扣導致外螺紋端未上扣到該類型油管所規(guī)定的距離范圍，連接強度整體降低，在承受超出該連接強度的載荷時發(fā)生了脫落現(xiàn)象[2-3]。

圖2 模擬嚙合典型圖例

1.3 脫扣樣品螺紋參數(shù)及幾何尺寸測量

螺紋參數(shù)主要有錐度、螺距偏差、牙型高度偏差、緊密距等[4]，參數(shù)測量目的是檢驗產(chǎn)品類型及螺紋參數(shù)是否匹配或在合理區(qū)間內(nèi)。螺紋參數(shù)測量要求在上扣之前進行，對于內(nèi)螺紋還要求在螺紋加工后表面處理前進行。本次失效主要是螺紋嚴重粘扣及滑脫。由于現(xiàn)場端嚴重粘扣，無法進行整體螺紋參數(shù)檢測，故對脫扣樣品現(xiàn)場端螺紋未粘扣區(qū)域和工廠端內(nèi)、外螺紋參數(shù)進行檢測，結(jié)果見表1。現(xiàn)場端測量結(jié)果顯示產(chǎn)品類型選擇合理，螺紋參數(shù)在合理范圍；工廠端螺紋參數(shù)檢驗結(jié)果符合“套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗規(guī)范”要求。由此判斷，脫扣樣品出廠前螺紋參數(shù)加工不是導致粘扣及滑脫的主要原因。

對工廠端和現(xiàn)場端管體外徑、壁厚及接箍的外徑進行測量，旨在分析脫扣樣品是否因管體、接箍嚴重變形或承受了超出該類樣品額定載荷變形而引起脫扣。測量結(jié)果顯示，該脫扣樣品油管幾何參數(shù)(外徑、壁厚、鏜孔直徑、管端到加厚厚度開始減小長度等參數(shù)[5])符合“套管和油管規(guī)范”要求，且使用過程中未發(fā)生明顯塑性變形。

表1 螺紋參數(shù)檢測結(jié)果

1.4 管體斷裂、拉長變形、破裂宏觀分析

斷裂和拉長變形管體均產(chǎn)生了明顯塑性變形，變形區(qū)域均已頸縮，斷口為楔形，與管體軸向成約45°角，距斷口60～120mm處有打撈工具(母錐)牙痕，斷口已生銹，用肉眼無法觀察斷口顏色，能見直線狀的滑移痕跡，斷口裂紋源處存在明顯的纖維區(qū)和放射區(qū)，初步判斷為管體屈服而產(chǎn)生的韌性斷裂[6]，斷裂油管宏觀形貌如圖3所示。

管體破裂樣品的裂紋沿軸向擴展，裂紋始于管體徑向變形最大處(裂紋源)，裂紋源附近的斷口有著明顯塑性變形，裂紋源區(qū)域的管體內(nèi)壁可見打撈工具(撈矛)牙痕，裂紋源有明顯韌性斷口特征，但在裂紋擴展快要結(jié)束位置，突然出現(xiàn)脆性斷口特征(與正應力垂直)[6]，并延軸向擴展至該油管內(nèi)外螺紋連接端(接箍端)，具有脆性斷口特征，斷口總長約630mm。進一步觀察裂紋區(qū)域軸向脆性斷口特征，在管體內(nèi)壁可見一條深1mm左右犁溝，該犁溝始于油管加厚端，結(jié)束于管體變形最大處，即撈矛前端所在位置，如圖4所示。初步判斷管體破裂原因為打撈操作不當所致。

圖3 斷裂油管宏觀形貌

圖4 破裂油管宏觀形貌

2 理化性能檢驗及微觀分析

對失效樣品及同批次同規(guī)格新油管取樣進行化學成分及拉伸性能檢測，結(jié)果見表2和表3。由表2和表3可知，檢測樣品的化學成分和力學性能符合產(chǎn)品相關(guān)標準要求。分析檢驗結(jié)果可知，除頸縮斷裂和拉長變形樣品較其他樣品屈服強度偏大、伸長率偏小外，其他試樣未見異常，這種變化與管體塑性變形過程中產(chǎn)生冷作硬化有密切的關(guān)系。

對管體斷裂和破裂油管斷口進行掃描電鏡分析，結(jié)果如圖5所示。由圖5可知，斷裂管和破裂管局部區(qū)域均存在聚集孔隙，并分布著大量“韌窩”，斷裂管斷口為剪切型伸長韌窩，破裂管斷口為拉伸型等軸狀韌窩。韌窩是金屬塑性斷裂的主要微觀特征[7-8]，由此可以推斷管體斷裂、拉長變形失效和管體破裂失效是由于作業(yè)現(xiàn)場不規(guī)范施工造成的。

表2 化學成分檢測結(jié)果

表3 管體拉伸性能檢測結(jié)果

圖5 斷裂管和破裂管斷口掃描電鏡結(jié)果

3 實物性能檢測及失效的模擬再現(xiàn)

對同批次、同規(guī)格新油管依據(jù)《套管、油管螺紋接頭性能評價試驗方法》(B系列)[9]進行幾何尺寸測量、螺紋參數(shù)檢驗、上卸扣試驗、靜水壓及內(nèi)壓至失效試驗、拉伸至失效試驗等實物性能檢測。除此之外，依據(jù)油田作業(yè)現(xiàn)場實際酸壓數(shù)據(jù)及《套管和油管連接試驗程序推薦做法》中拉伸條件下內(nèi)壓至失效試驗方法[10]，設(shè)計了模擬現(xiàn)場服役條件試驗，并對拉長失效油管進行了抗拉試驗。檢測結(jié)果顯示各項性能指標完全滿足相關(guān)標準要求，且拉長失效油管抗拉試驗數(shù)據(jù)與新油管拉伸至失效試驗最終試驗結(jié)果非常接近，根據(jù)工程設(shè)計文件、實物性能檢測和失效模擬再現(xiàn)數(shù)據(jù)分析，工程設(shè)計文件選材合理，該批油管性能滿足作業(yè)需求，失效仍為現(xiàn)場作業(yè)不規(guī)范導致。

4 結(jié) 論

(1)錯扣導致螺紋牙型局部變形，繼續(xù)上扣時螺紋牙間產(chǎn)生了高接觸壓力及高溫，降低了材料性能，破壞了螺紋形貌，局部冷焊及金屬遷移使螺紋粘扣，粘扣情況下繼續(xù)上扣導致螺紋嚴重粘扣，甚至出現(xiàn)螺紋連接不到位現(xiàn)象，連接強度大幅度降低，油管在承受超出該連接強度的載荷時發(fā)生了滑脫。

(2)打撈過程中打撈工具使用或設(shè)備操作不當導致油管發(fā)生脹裂、拉斷及拉長變形等失效。

(3)實物性能檢測及失效的模擬再現(xiàn)試驗檢測結(jié)果認為該批油管性能滿足作業(yè)需求。

[1]SY/T 6945—2013，石油管材失效分析導則[S].

[2]滕學清，呂拴錄，宋周成，等.某井特殊螺紋套管脫扣和粘扣原因分析[J].理化檢驗：物理分冊，2011(4)：261-264.

[3]袁光杰，姚振強，肖志剛.API管螺紋粘扣主要因素的確定方法研究[J].焊管，2003，26(3)：19-21.

[4]API SPEC 5B—2008，套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗規(guī)范[S].

[5]API SPEC 5CT—2011，套管和油管規(guī)范[S].

[6]崔約賢，王長利.金屬斷口分析[M].哈爾濱：哈爾濱工業(yè)大學出版社，2006.

[7]戴起勛.金屬材料學[M].第2版.北京：化學工業(yè)出版社，2011.

[8]吳連生.失效分析技術(shù)及其應用(第6講)：韌性與脆性斷裂的顯微形貌特征[J].理化檢驗：物理分冊，1995(6)：57-61.

[9]SY/T 6128—2012，套管、油管螺紋接頭性能評價試驗方法[S].

[10]ISO 13679：2002，Petroleum and Natural Gas Industrics-Procedures for Testing Casing and Tubing Connection[S].

Typical Case Analysis on Multiterm Failure of Tubing

YUAN Qingying1,2,TIAN Xiaojiang1,2,FU Libing1,2,WANG Yicen1,2,LIU Xincheng1,2,WANG Heping1,2
(1.Chinese National Engineering Research Center for Petroleum and Natural Gas Tubular Goods，Baoji 721008，Shaanxi,China； 2.Steel Pipe Research Institute of Baoji Petroleum Steel Pipe Co.，Ltd.，Baoji 721008,Shaanxi，China)

In order to find the tubing failure cause of some gas well,some abnormal phenomena appearedin the process fracturing construction work,the tubing trip was found during the tubing salvage operations process,in the subsequent salvage appeared tube necking fracture,the tube body stretch plastic deformation and the tube fracture,the above failure tubing was detected and analyzed,and the tubing properties and engineering design file were verified through physical properties test and failure simulation test.The results indicated that the selection of engineering design file was reasonable;the tubing material conformed to the requirements of the relevant standards,the main reason for the failure was improper operation construction or abnormal load.

tubing;failure;trip;breakage;fracture

TG111.91

B

10.19291/j.cnki.1001-3938.2016.12.013

苑清英(1979—)，男，工程師，主要從事石油天然氣管材全尺寸性能評價工作。

2016-05-06

謝淑霞