某井油管开裂泄漏失效分析

丰振军, 聂向晖, 王高峰, 刘迎来, 许 彦, 李 亮

(1. 中国石油集团 石油管工程技术研究院, 西安 710065; 2. 北京隆盛泰科石油管科技有限公司, 北京 100101)

某井油管开裂泄漏失效分析

丰振军1,2, 聂向晖1,2, 王高峰1,2, 刘迎来1,2, 许 彦1,2, 李 亮1,2

(1. 中国石油集团 石油管工程技术研究院, 西安 710065; 2. 北京隆盛泰科石油管科技有限公司, 北京 100101)

某井φ73 mm×5.51 mm P110油管在酸化作业过程中发生纵向开裂。通过宏观分析、化学成分分析、力学性能试验、金相分析、扫描电镜断口分析等方法，对该油管开裂原因进行了分析。结果表明：该油管在采油阶段内壁发生严重偏磨导致其壁厚严重减薄，无法承受酸化作业时的试验压力，从而在偏磨沟槽壁厚最薄处发生延性开裂。最后，提出了油管在采油时使用防偏磨器的建议。

油管；泄漏；偏磨；延性开裂

油管是在抽油机采油工艺技术中大量使用的管具，井下油管柱由接头将一根根油管连接而成，其作用是把地下储层的油气输送到地面[1]。井内油管长期在交变载荷作用下工作，并在多处与抽油杆接箍和杆体发生接触摩擦，加之井内液体腐蚀等因素的影响，导致油管在使用过程中经常会在连接螺纹处发生疲劳断裂、刺漏、挤毁、破损、偏磨、腐蚀等失效[2]，管体也会因腐蚀而减薄甚至穿孔，导致管柱强度降低、材料耐蚀性能下降、压力急剧上升、出水等现象。这些严重影响了抽油机井的正常生产，并造成巨大经济损失[3]。

某油井在酸化作业过程中发生油管开裂事故，为减少类似事故的再发生，笔者对该油管开裂原因进行了分析，并提出了改进建议。

1 理化检验

1.1 宏观分析

油田在对油井进行酸化作业时，油管内压力为95 MPa，油管外环空压力为35 MPa，在稳压过程中发现，油管内压力突然下降，起出油管柱发现其中一φ73 mm×5.51 mm P110油管开裂失效，油管开裂位置井深4 550.0 m。

在失效油管上截取长度为2 000 mm的试样进行检验，其中一端为外螺纹接头，另外一端为机械切割端，在距油管外螺纹接头端1 365 mm处有一条长度为165 mm、宽度为8.6 mm的纵向裂口，裂口处最小壁厚仅为1.99 mm，如图1所示。

分别从距油管外螺纹接头端1 040 mm和1 375 mm处将其沿横向剖开，发现油管横截面局部壁厚存在明显的减薄现象，如图2和图3所示。其中图3所示油管横截面上有两处壁厚减薄，分别编号为沟槽Ⅰ和沟槽Ⅱ。由图2和图3可见，油管上纵向裂口与Ⅰ号减薄区域在母线方向上完全对应。

将该油管沿纵向剖开，油管内壁宏观形貌如图4所示，可见内壁有2条沟槽，与图3中的沟槽Ⅰ和沟槽Ⅱ相对应，沟槽中有多条平行于油管轴向的犁沟条带，油管内壁呈均匀腐蚀和局部腐蚀形貌，两个沟槽处腐蚀损伤较严重，如图4和图5所示。沟槽Ⅰ距离外螺纹接头端1 040 mm，轴向长度为335 mm，最大宽度约为40 mm，裂纹起源于其宽度最大位置；沟槽Ⅱ距外螺纹接头端1 375 mm，轴向长度为135 mm，最大宽度约为23 mm；两沟槽间距约为25 mm。

图1 油管裂口宏观形貌Fig.1 Macro morphology of fracture of the tubing

图2 距接头端1 040 mm处横截面形貌Fig.2 Cross section morphology of position 1 040 mm away from the joint end

图3 距接头端1 375 mm处横截面形貌Fig.3 Cross section morphology of position 1 375 mm away from the joint end

图4 油管内壁沟槽宏观形貌Fig.4 Macro morphology of grooves on inner wall of the tubing

图5 纵向犁沟宏观形貌Fig.5 Macro morphology of the longitudinal grooves

1.2 化学成分分析

从失效油管上取化学成分分析试样，在ARL 4460型直读光谱仪上依据ASTM A751-14在室温条件下进行化学成分分析，结果见表1,可见各元素含量均符合API Spec 5CT-2011《套管及油管规范》的技术要求。

表1 失效油管的化学成分分析结果(质量分数)Tab.1 Chemical composition analysis results of the failure tubing (mass fraction) %

1.3 力学性能试验

在失效油管上取力学性能试样，按照ASTM A370-14要求进行拉伸、冲击和硬度试验，结果见表2，可见油管的各项力学性能均符合API Spec 5CT-2011的技术要求。

1.4 金相分析

在失效油管管体以及裂纹源处分别取金相试样，利用MEF4M型金相显微镜及图像分析系统对其显微组织进行观察和分析。结果显示管体及裂纹源处显微组织均为回火索氏体，其晶粒度评定结果为9.0级，如图6所示。

表2 失效油管的力学性能试验结果Tab.2 Mechanical property test results of the failure tubing

图6 油管基体显微组织形貌Fig.6 Microstructure morphology of matrix of the tubing

1.5 扫描电镜断口分析

在失效油管裂纹源处取样对其沟槽中的犁沟以及断口形貌进行扫描电镜(SEM)分析。油管内壁犁沟形貌如图7所示；断口形貌如图8所示，可见裂纹源及扩展区均呈韧窝形貌。

图7 犁沟SEM形貌Fig.7 SEM morphology of the groove

图8 裂纹源区断口SEM形貌Fig.8 SEM morphology of fracture of the crack source region

2 分析与讨论

上述理化检验结果表明，油管的化学成分、力学性能均符合API Spec 5CT-2011中PSL1水平的技术要求。油管开裂性质为延性开裂。

该油管内壁两处沟槽表面有明显的犁沟形貌，说明沟槽是由机械磨损所致。油管磨损沟槽可能是由于采油过程中油管与抽油杆之间产生偏磨造成的。据文献资料[4-6]，当油井产出液含水率大于74.02%(质量分数)时，产出液换相，由油包水型转换为水包油型，油管表面失去原油的保护作用，产出水直接接触抽油杆和油管，腐蚀速率增大。由于油管偏磨和腐蚀的相互作用，加剧了油管的磨损[7]。很多油田为了提高采油率，采取了强注和强采等系列措施，致使产出液中水和其他腐蚀介质含量逐年升高[8-10]，这种偏磨现象普遍存在于直井、斜直井、定向井、水平井等各类生产井中，成为油管失效现象中较为常见的一种。通常井斜角大于5°的油井就可以列入斜井的范围，由于油井本身存在着不同的全角变化率，在采油过程中抽油杆接箍在油管柱内上下往复运动，难免会与油管内壁产生接触摩擦，并产生不同程度的偏磨；且井眼全角变化率越大，油管偏磨越严重。

油管可承受的最大压力P可根据下式计算：

式中：P为压力，MPa；t为壁厚，mm；Rm为抗拉强度，MPa；D为外径，mm。

由式(1)及油管的实际抗拉强度(936 MPa)经计算可知，φ73 mm×5.51 mm油管可承受的最大压力为140.3 MPa；该油管偏磨沟槽中裂纹源处最小壁厚仅为1.99 mm，代入式(1)经计算可知该处可承受的最大压力仅为51 MPa。失效油管在酸化作业过程中内外压差为60 MPa，可见油管偏磨沟槽壁厚最薄处所能够承受的最大压力远小于油管的实际内压，因而在该处发生延性开裂。

3 结论及建议

(1) 失效油管在采油阶段内壁发生严重偏磨，壁厚减薄，导致油管承压能力大幅下降，从而在偏磨沟槽壁厚最薄处发生延性开裂。

(2) 建议使用防偏磨器，避免油管内壁发生偏磨。

[1] 聂上振.套管钻井工艺技术[J].石油钻采工艺,2000,22(3):40-41.

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Failure Analysis on Cracking Leakage of a Tubing in one Well

FENG Zhen-jun1,2, NIE Xiang-hui1,2, WANG Gao-feng1,2, LIU Ying-lai1,2, XU Yan1,2, LI Liang1,2

(1. CNPC Tubular Goods Research Institute, Xi’an 710065, China; 2. Beijing Longshine Oil Tubular Technology Co., Ltd., Beijing 100101, China)

Theφ73 mm×5.51 mm P110 tubing in a well cracked longitudinally during acidification operation. By means of macro examination, chemical composition analysis, mechanical property test, metallographic analysis and scanning electron microscope fracture analysis, the cracking reasons of the tubing were analyzed. The results show that the wall thickness of the tubing was reduced greatly because serious uneven wear happened to the inner wall during oil production, which made the tubing not withstand the test pressure of acidification operation, so ductile cracking occured at the thinnest wall thickness position of the uneven wear groove. Finally, the measure of using partial abrasion protector during oil production was proposed.

tubing; leakage; uneven wear; ductile cracking

10.11973/lhjy-wl201704014

2016-05-03

丰振军(1982-)，男，工学硕士，主要从事油气输送管及油井管性能研究工作，fengzhenjun005@cnpc.com.cn。

TE931

B

1001-4012(2017)04-0288-03

质量控制与失败分析