南海西部某油井13Cr油管失效分析

南海西部某油田井下13Cr油管服役仅1个月就出现管体腐蚀穿孔。针对目前A20H1井油管的失效状况,利用理化分析、宏观分析、微观分析以及失效机理分析等手段,对13Cr油管失效原因进行了研究。结果表明:13Cr油管化学成分、力学性能及微观结构均符合要求;管材失效形式为内壁腐蚀穿孔;材质中存在磷化物夹杂诱发了小孔腐蚀形核;介质中高质量浓度的Cl~-加速了小孔腐蚀形核和发展,而小孔腐蚀形成闭塞区导致局部酸度过大;金属基体上产生氢致开裂加速了腐蚀穿孔。提出了加强管材夹杂物检验及严格控制油管表面状况避免各种机械损伤等建议。     

L80油管腐蚀失效原因分析

西江油田某油井井管出现腐蚀穿孔现象,根据现场工况并结合SEM、EDS、XRD等技术手段对其腐蚀失效原因进行了系统分析。结果表明：油管材质的各项性能指标均符合标准要求,其失效的主要原因是CO2腐蚀、氧腐蚀和Cl-联合作用使得油管管体穿孔,油管内部的腐蚀性介质进入套管和油管的环空导致油管外壁的CO2腐蚀和氧腐蚀。     

油管多项失效典型案例分析

为了找出某气井油管失效的原因,对油管在压裂施工作业过程中出现异常,打捞作业过程中发现油管脱扣,在后续打捞过程中又出现管体颈缩断裂、管体拉长塑性变形及管体破裂的失效油管进行了检测分析,并通过实物性能检测和失效模拟再现试验对油管实物性能和工程设计文件进行了验证。结果表明,工程设计文件选材合理,油管材质符合相关标准要求,油管作业过程中失效的主要原因为施工操作不当或油管承受异常载荷所致。     

TS-90连续油管断裂失效分析

为了分析某井气举作业用TS-90连续油管断裂失效原因,通过宏观分析、无损检测、几何尺寸测量、化学成分分析、力学性能测试、金相检测、扫描电镜（SEM）等手段,对该失效连续油管进行了试验研究。试验结果显示,该失效连续油管的管体壁厚、外径、化学成分、显微硬度、晶粒度均符合API SPEC 5ST—2010要求;油管表面整体布满台阶状横向裂纹,裂纹沿油管周向扩展;原始裂纹断口表面大量腐蚀产物覆盖,且从裂纹源区到裂纹尖端部位,始终存在少量导致应力腐蚀开裂的S元素;原始裂纹萌生于腐蚀坑底,裂纹尖端呈局部沿晶脆性断裂,且断口外表面附近呈解理形貌。综合分析结果表明,该连续油管断裂的根本原因是应力腐蚀开裂,其在井下作业时受腐蚀因素和应力载荷的共同作用,管体外表面萌生应力腐蚀裂纹,裂纹扩展并最终导致管体断裂失效。     

110 ksi钢级连续油管刺漏失效分析

为了探寻连续油管刺漏失效的原因,以某油田110 ksi钢级Φ50.8 mm×5.2 mm连续油管刺漏样品为研究对象,进行了微观组织分析、化学成分分析、力学性能试验、金相检验和断口分析。结果显示,失效连续油管的化学成分、拉伸性能、硬度检验结果等均符合API SPEC 5ST的要求,夹杂物等级较低,金相组织为铁素体+珠光体+粒状贝氏,组织均匀,无异常。分析指出,刺漏失效是连续油管在使用过程中,机械损伤和疲劳循环载荷共同作用的结果;油田现场应加强作业过程的管理和监控,避免因操作不当造成连续油管损伤,是防止连续油管失效,提高连续油管使用寿命的关键。     

连续油管在酸性环境下的弯曲疲劳寿命研究

为了准确评价连续油管在酸性环境下的腐蚀疲劳寿命,对CT80钢级Φ38.1 mm×3.18 mm的连续油管管段在不同条件下进行了弯曲腐蚀疲劳试验。结果显示:经过酸性腐蚀环境的浸泡后,连续油管的弯曲疲劳寿命显著下降,约为大气环境下弯曲疲劳寿命的34.6%~45.2%,其平均值约为39.7%;对于未出现HIC的连续油管,在酸性腐蚀环境下起下不同井次后,连续油管的总疲劳寿命相近。连续油管经腐蚀浸泡取出在大气环境中放置24 h后,氢原子从连续油管管体溢出,塑性部分回升,约为大气环境下弯曲疲劳寿命的68.9%。     

N80Q EU油管管体爆裂失效分析

对某油井N80Q级φ73.02mm×5.51mm EU油管管体发生的爆裂失效事故进行了调研,并对其爆裂失效原因进行了详细的分析。结果表明,油管理化性能符合行业标准要求。管体爆裂失效的原因是由于油管在制造过程中,管体表面及组织内部产生大量沿晶裂纹,在应力和显微裂纹作用下,晶界强度降低,外力或宏观应力的作用使裂纹沿晶界不断扩展并延伸,最终形成断口。最后建议,油管在热处理过程中应调整淬火介质,控制淬火温度,避免在制造过程中产生裂纹。     

Φ31.8mm连续油管断裂失效分析

为了预防和减少连续油管在油田作业环境下发生的失效事故,提高连续油管的使用寿命,通过理化性能检验、微观组织分析和能谱分析等方法,对某油田80钢级Φ31.8 mm×3.18 mm断裂失效连续油管进行了分析。结果表明,该连续油管在受到自重产生的拉应力、周期性的塑性应变和井内酸性腐蚀环境的共同作用下,发生应力腐蚀开裂,导致连续油管断裂失效。最后给出了提高连续油管使用寿命的建议。     

连续油管性能研究与产品开发

在研究分析连续油管材料主要特点和使用要求的基础上,采用C-Si-Mn-Cr-Mo-Nb合金系高强度低碳微合金钢,通过ERW制管技术和热处理技术,开发出了满足API 5C7标准要求的CT80钢级φ31.75 mm×3.175 mm连续油管产品。理化性能检测结果表明:管体纵向屈服强度平均583MPa,抗拉强度703 MPa,延伸率约29.5%;内压为34.47 MPa时疲劳循环次数达到615次,优于国外同类产品;管体及焊缝抗HIC性能良好,裂纹长度率(CLR)、裂纹厚度率(CTR)和裂纹敏感率(CSR)均为零。     

连续油管在酸性环境下的疲劳寿命研究进展

在连续油管井下作业过程中,连续油管反复起下,产生低周弯曲疲劳,弯曲过程为塑性变形,这与常规静态管柱和输送管道弹性变形的受力特征存在明显差异。当连续油管用于酸性环境时,连续油管的H_2S损伤和塑性变形相互作用,会进一步增加其失效风险。针对连续油管井下作业的特点,综述了连续油管在酸性环境下使用后产生的腐蚀疲劳失效机理、失效案例,介绍了酸性环境下连续油管腐蚀疲劳的试验方法及其试验原理,以及不同试验方法下的试验研究进展。结果显示,连续油管在酸性环境下应用,由于H_2S引起的损伤,氢原子渗透进入管体导致材料变脆,塑性降低,使得连续油管弯曲疲劳寿命显著下降。对比分析了酸性环境下连续油管试验方法的优缺点,结合不同试验方法的试验研究成果,提出了连续油管在酸性环境下使用的注意事项和防护措施建议,以期为连续油管在酸性环境下井下作业的安全应用提供技术参考。     

连续油管低周疲劳分析

介绍了连续油管井下作业的弯曲循环方式及典型失效形式,并对连续油管作业进行了受力分析,同时采用外径38.1 mm,壁厚3.18 mm的CT80级进口连续油管进行不同内压下的疲劳试验。疲劳试验结果和失效试样的断口分析表明,内压作用下的弯曲疲劳是连续油管失效的主要原因,连续油管的疲劳失效属于典型的低周疲劳问题,疲劳裂纹都在连续油管外表面开始产生。因此,低周疲劳是连续油管工作寿命的主要影响因素。     

稠油井井下油管挤毁失效分析

在采用掺稀降粘工艺开采稠油时,油管失效除了常见的失效形式(滑脱、管体破裂、穿孔、腐蚀等)外,又出现了新的失效形式--油管挤毁,尤其是在西部油田.针对某稠油开采井中发生油管挤毁事故,采用试验和理论相结合的手段展开分析研究,依据现场作业情况,重点分析了2种作业工况下的油管抗挤毁能力,指出在管柱设计和现场作业中应考虑弯曲效应的影响,以及在现场作业前要对反挤压力进行初步计算,以便控制环空内可通过的最大反挤压力.     

组合载荷下初始缺陷连续油管局部应力计算

连续油管工作条件极为恶劣,且存在一些初始缺陷,有缺陷的油管重新下入井内可能发生连续油管穿孔或断裂事故。建立了CT80级60mm×4mm连续油管的轴向和环向2种缺陷形式的力学模型并进行有限元分析;分析了在轴向拉伸、弯曲、内压组合工况下2种缺陷的局部应力状态;对2种缺陷局部应力进行对比,评估在不同组合载荷下2种缺陷对连续油管的危害性。     

基于直径参数的连续油管低周疲劳寿命研究

为了明确连续油管在弯曲和内压条件下的低周疲劳寿命与直径参数的关系,使用连续油管全尺寸疲劳试验机,在34.47 MPa内压、弯模半径2 286 mm下对国产高强度CT90连续油管进行了疲劳寿命试验。试验结果表明,高强度大直径国产CT90连续油管失效时管径胀大率可达15.2%;研究了连续油管失效位置分布规律,揭示了连续油管直径随循环次数增加的胀大规律,并建立了一个基于直径参数的疲劳寿命预测模型,可以较好地计算连续油管工作寿命,为预判连续油管的疲劳损伤程度及断裂失效位置提供理论指导。     

对国产J-55油管(不加厚)失效问题的探讨

随着国产油管在油田的普及,油管失效问题屡屡发生,影响了油田的正常生产。由现场55口油井调查表明,用国产新油管失效分为4种类型,即:粘扣、丝扣漏失、管体裂缝及其它。应用室内试验资料和生产现场资料对国产不加厚油管(?73.3×5.51 mm)失效原因从油管本身质量、螺纹脂使用、现场操作、丛式井磨损等方面进行了探索,指出:现场使用中对国产油管与进口油管应区别对待,做细致扎实的技术管理工作;在订货时除按API SPEC STD 5B、API SPEC5CT最新版本执行外,还应在螺纹接头光滑度、     

某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

连续油管斜接焊缝弯曲过程应变分析

针对连续油管使用过程中出现的对接斜焊缝失效问题,采用ANSYS有限元分析软件建立了连续油管弯曲-矫直几何模型,对HS110钢级Φ50.8 mm×4.78 mm连续油管斜接焊缝的疲劳应变强度进行了分析。分析结果显示,连续油管斜接焊缝热影响区在弯曲状态下的等效应变比本体材料高30%左右;零内压弯曲情况下,随着循环次数的增加,弯曲后等效应变和矫直后残余应变在弯曲内侧内壁上增长最快;带压作业情况下,当内压超过15 MPa后,其残余应变迅速增加。研究表明,连续油管在弯曲作业过程中,斜接焊缝热影响区的强度有较大程度下降,连续油管的累积应变在弯曲内侧内壁处累积最快,此处易发生疲劳失效。     

连续油管水力振荡器断裂失效分析

为了探究连续油管水力振荡器断裂失效原因,通过无损检测、理化性能检验及断口分析等方法,对失效样管进行了研究与分析。结果显示,失效样管的理化性能满足设计要求,样品表面存在缺陷。研究表明,失效的主要原因是连续油管水力振荡器定子在交变应力和含砂流体冲蚀的共同作用下产生疲劳和冲蚀缺陷,最终导致断裂失效。建议重视水力振荡器零部件在交变应力作用下的疲劳断裂失效行为,适当选材,并通过热处理方式提高材料的抗疲劳强度;提高工件表面光洁度,以减少应力集中;工具使用完后应加强无损检测,避免工具突然断裂造成的损失。     

牙哈YH301井油管腐蚀失效研究

通过理化性能检测评价和采用扫描电镜微观分析方法,对YH301天然气井油管公螺纹根部产生的腐蚀穿孔、公螺纹根部外表面产生的周向环状腐蚀沟槽和油管内外表面产生浅白色结垢层进行分析研究.结果表明,该油管的材质符合API相关标准;腐蚀穿孔首先是点状机械损伤,而后是由外向里引起的严重的局部腐蚀;周向环状腐蚀沟槽是接箍处缝隙腐蚀引起的;油管内的严重结垢是腐蚀穿孔后环空液进入油管内与气相中CO2作用所形成的;油管外表面的结垢是管内部分气相窜入管外与环空液作用所形成的;管体产生的腐蚀产物主要是FeCO2和Fe3O4.     

长庆区域XX气水平井连续油管断裂失效要因分析

现场作业中连续油管断裂失效的原因多种多样。准确找到失效的主要原因,是杜绝安全隐患,避免类似安全事件再次发生的重要措施。以长庆区域XX气水平井通洗井作业中连续油管断裂失效为例,通过连续油管设备各部位配件检查、疲劳分析计算、连续油管外观分析、断口尺寸测量、材料无损检测、材质理化性能检测、套管变形分析等筛查途径,进行了失效原因深度剖析,确定了套管变形引起的连续油管刮伤为该井连续油管断裂失效的主要原因。为后期同类安全事件的原因分析,提供了可供参考的有效途径,并提出了预防同类安全事件重复发生的有效措施。