某高压气井特殊螺纹接头油管泄漏原因分析

某高压气井特殊螺纹接头油管发生泄漏,结合油管泄漏检查结果,采用化学成分分析、力学性能试验等方法,对油管泄漏的原因进行了分析。结果表明:油管密封面泄漏主要集中在3 900~4 869.49m井段,其中4 200~4 500m井段油管密封面全部泄漏,油管泄漏既与弯曲载荷有关,也与油管刚度有关;天然气从接箍端面渗入的油管集中在1 800~4 869.49m井段,其原因可能与温度升高之后螺纹脂性能发生变化有关,也可能与油管柱承受的载荷分布有关;多根油管接头泄漏,说明该种油管接头气密封性能不满足该井使用要求。     

DN2-12井不锈钢油管酸化作业后粘扣及腐蚀原因分析

DN2-12井经过两次酸化作业之后,其不锈钢油管接头发生了严重的粘扣和腐蚀。对该井的两次酸化测试作业情况进行了调查研究,对经过酸化作业起出后的油管进行了检测分析,发现大多数油管粘扣,部分油管腐蚀。通过对油管粘扣形貌和分布规律进行宏观分析和统计分析,认为油管粘扣的主要原因是对扣和引扣操作不当所致;通过模拟腐蚀试验和对油管腐蚀形貌进行分析,认为油管接头部位存在腐蚀集中,而腐蚀集中与接头结构设计和加工精度有关;另油管腐蚀还与酸化液中的腐蚀介质和天然气中的CO2含量有关,也与油管结构和受力状态有关。     

克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂和泄漏原因分析

克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂并发生泄漏。通过宏观检查、磁粉探伤和金相检验等对油管开裂和泄漏的原因进行了分析。结果表明:开裂和泄漏的位置处于油管力学性能薄弱管段。油管开裂属于应力腐蚀开裂,裂纹产生原因与A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关,导致油管产生开裂和泄漏的载荷主要与内压和热胀冷缩交变产生的弯曲载荷等有关。     

DN2-6井套管压力升高及油管接头粘扣原因分析

对DN2-6井套管压力升高原因进行了系统调查研究,对起出的油管接头逐根进行检查,发现1根油管穿孔、多根油管粘扣,并对油管粘扣原因也进行了分析。结果表明:套管压力升高的原因主要是由油管穿孔所致;油管粘扣的原因主要是由对扣操作不当所致;粘扣会降低油管接头的密封能力,但该井粘扣的油管接头并没有发生泄漏,其原因是在油管穿孔泄漏之后,油管柱所受的内压很小,没有达到粘扣油管接头的泄漏抗力。     

V150套管接箍破裂原因分析

某井V150套管下井使用不足70天就在井深836.75m位置发生了1起套管接箍开裂事故.对套管下井使用情况、套管加工质量、套管上扣质量等进行了详细调查研究.对开裂的接箍和未用的同批套管取样进行了断口宏观分析和微观分析、残余应力测定、材质分析和上扣扭矩控制分析.认为接箍裂纹起源位于工厂上扣端内外螺纹啮合部位,裂纹产生之后导致整个断口和工厂上扣端螺纹严重腐蚀,裂纹原因主要是套管接头工厂端上扣扭矩过大,接箍韧性不足所致.     

L80油管螺纹接头腐蚀原因分析

某井L80油管下井投入使用仅6个月即发生螺纹接头腐蚀失效。采用宏观分析、金相分析、化学成分分析、腐蚀表面微观形貌及腐蚀产物分析等方法对现场发生腐蚀失效的管样进行了检验和分析;通过高温、高压工况模拟腐蚀试验,对油管材料的腐蚀行为进行了研究分析。结果表明:油管螺纹接头表面的腐蚀产物主要为FeCO3,腐蚀局部集中主要是由于油管在下井时,螺纹部位存在粘扣现象,从而导致螺纹接头的密封性能下降,高矿化度地层水及CO2等腐蚀介质渗入螺纹连接处,形成了缝隙腐蚀。     

进口φ39．7mm套管在固井过程中脱扣原因分析

某井进口φ339．7mm电阻焊（ERW）套管固井事故进行了全面调查研究,通过对磁性定位测井CCL曲线反映的套管柱失效形貌和对井下捞出的套管残片形貌进行分析认为,套管柱在固井过程中发生了脱扣,脱扣位置在第5根套管的工厂连接端。通过对套管的螺纹加工、材料和上扣连接质量等进行分析和对套管柱在固井过程中的受力状态进行计算认为,套管所受栽荷远小于其连接强度,排除了过载导致套管脱扣的可能性,认为套管接头是在固井期间首先松动之后才发生脱扣的;套管接头在井下松动的原因是由于套管柱在固井过程中受到了很大的震动载荷;套管接头从工厂上扣端松动脱扣的原因主要与工厂上扣扭矩偏小有关．     

某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂原因分析

对某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂事故进行了调查研究,对开裂油管接箍和未开裂油管取样进行了裂纹宏观分析、断口微观分析、化学成分分析、金相分析和力学性能试验。结果表明:接箍横向开裂导致油管特殊螺纹接头金属对金属密封结构失效,油管里的高压气体通过金属密封位置和接箍横向开裂位置发生泄漏;而油管接箍横向开裂与其存在原始裂纹和材料屈服强度偏高有关。     

塔里木油田套管气密封检测技术现状及分析

为降低油田气井套管泄漏造成的事故风险,油田采用气密封检测技术来排查和检测完井套管的泄漏情况,保障套管的完整性,对塔里木油田气密封检测的原理、标准、现状、检测压力和检测时间进行了分析,并抽取部分检测报告对气密封检测检出套管不合格的原因进行了分析。结果表明:经卸扣、清洗、涂抹螺纹脂、排除外界干扰后再次检测,合格套管所占的比例较大。由于螺纹损坏或质量因素导致泄漏所占比例较小,认为现场操作、使用环境是造成气密封检测时套管不合格的主要因素。气密封检测技术能对接头工厂端气密封性提供技术保障,解决了油田工厂端缺少检测手段的问题。相比接头泄漏导致的严重后果,尽管下套管时间每根增加了近4 min,气密封检测仍是不可缺少的过程。泄漏率不会随着检测压力的增加而增加,与检测压力无直接关系,且检测压力为套管抗内压强度的60%时较为安全、可靠。     

某井套管柱泄漏原因分析

某井在固井试压过程中发生套管柱泄漏事故,随后进行了找漏、挤水泥堵漏和测井检查作业,结果显示多根套管接头泄漏导致套管柱密封失效。通过综合分析套管柱泄漏特征和地面水压试验结果认为,套管柱泄漏的原因是套管接头现场上扣端上扣质量不合格,密封性能差所致。     

某油井特殊螺纹接头油管粘扣原因分析

某井特殊螺纹接头油管粘扣现象频繁发生,通过对井下起出的油管螺纹接头粘扣形貌进行检验和统计分析,并对该型未使用油管取样进行了螺纹检验和上卸扣试验,分析了油管接头粘扣的原因。结果表明:油管的抗粘扣性能符合标准要求,油管粘扣的主要原因是卸扣操作不当,最后给出了预防油管粘扣的具体措施。     

某井110钢级油管失效原因分析

对某井110钢级油管进行检查时发现,油管和接箍台肩面结合处腐蚀严重,并且该油管端面发生严重变形。通过宏观分析、理化性能检测、X射线衍射(XRD)和X射线光电子能谱(XPS)等分析手段对该井油管失效原因进行了分析。结果表明:由于上扣扭矩过大造成油管端面发生弯曲变形;端面变形导致流经此处的流体的流态发生改变,对该部位形成冲蚀;油管和接箍相互挤压形成的压应力加剧了连接部位的CO_2腐蚀。     

LN5井油管腐蚀掉井原因分析

采用扫描电镜和X射线衍射技术对LN5井油管腐蚀掉井原因进行了分析。事故发生的根源是CO2腐蚀。CO2腐蚀引起油管局部区域腐蚀严重，管壁明显减薄。在油管不能承受纵向载荷时便造成油管掉井。     

长北气田某气井油管腐蚀速率增大原因

长北气田油管整体腐蚀速率缓慢,但某气井在多臂井径检测中发现,该油管局部腐蚀速率增大,远远大于整个气田的油管腐蚀速率和该井前期的腐蚀速率。进行了水质、气质组分分析、多臂井径检测和腐蚀挂片等试验,分别对腐蚀挂片的宏观形貌及腐蚀产物进行了分析,并结合油管的腐蚀程度和腐蚀情况,对该井油管腐蚀速率突然加快的原因及腐蚀机理进行了分析。结果表明:该井油管腐蚀主要原因是CO₂导致的电化学腐蚀,整体腐蚀速率不高。油管局部腐蚀速率加快的原因是后期地层产水量增加,矿化度升高,促进了局部点蚀成型后的"深挖"效应,使得腐蚀速率呈非线性增加;水中Cl^-浓度较高,进一步提高了腐蚀速率。     

某油田用油管断裂失效分析

某油田直井气井在正常产气56d(天)后发生油管本体断裂失效。通过宏观检验、化学成分分析、力学性能测试、金相检验、扫描电镜及能谱分析,对该油管的失效原因进行了综合分析。结果表明:该油管的断裂性质属于腐蚀疲劳断裂;外表面脱碳降低了油管的耐腐蚀能力,在服役过程中管材外表面接触水及空气的位置发生氧腐蚀,形成腐蚀坑,腐蚀坑底部产生应力集中成为疲劳裂纹源;在外力作用下疲劳裂纹不断扩展,最终导致了油管的断裂失效。     

弯曲成团抽油杆打捞处理工艺

因采油井生产时间过长造成管杆疲劳、井筒内介质腐蚀严重、井斜造成的管杆偏磨、油管质量问题和作业时丝扣连接不好等各种原因造成的油管和抽油杆落井事故在采油生产过程中经常发生。因此，分析研究油管及抽油杆落井的原因，制定掌握弯曲成团抽油杆打捞工艺技术和操作规程，显得尤为重要。     

某井修井遇阻及油管和套管失效原因分析

对某井修井工具遇阻事故进行了调查研究,对油管和套管失效原因进行了分析。对该井套管进行了测井检查,认为在3 355.0~3 356.5m井段139.7mm×9.17mm套管发生了严重腐蚀和变形损坏,在3 098.42~3 208.42m井段177.8mm×10.36mm套管也发生了腐蚀和变形。通过对比分析修井管柱遇卡位置和套管损坏位置,认为修井工具在3 355.0~3 356.5m井段多次遇阻原因是套管变形损坏所致。通过分析油管和套管损坏特征,认为油、套管失效与腐蚀有很大关系。建议采用耐腐蚀油管和套管。     

某井油管腐蚀原因分析

对某井油管检查发现,管体内外壁均有不同程度的腐蚀,但是在某些井段腐蚀最严重。对油管管体的化学成分分析、金相显微组织检测和SEM,EDS及XRD的分析结果表明:管体具有正常的化学成分和金相组织,腐蚀坑底部有大量的腐蚀产物堆积,Cl-在腐蚀产物层下富集。油管内壁产物为FeCO3,MgFe(CO3)2,FeO(OH),Mg3Ca(CO3)4和Fe3O4,外壁产物主要有FeCO3,MgFe(CO3)2,CaCO3和FeO(OH)。表明该井油管内壁腐蚀原因为CO2腐蚀,内壁腐蚀穿孔后,腐蚀性的介质和气体由此进入套管和油管的环空造成油管外壁CO2腐蚀。井深3279m处油管处于CO2腐蚀速率最大的温度区间,腐蚀最严重。Cl-的富集是诱发局部腐蚀的主要原因。     

某井油管变扣短节断裂原因分析

某井油管变扣短节服役5个月即发生断裂失效。通过对失效油管变扣短节的宏观形貌、微观形貌、理化性能进行分析和检验,查明了其断裂原因。结果表明:该油管变扣短节断裂主要是由硫化氢应力腐蚀开裂导致的;由于该井硫化氢含量较高,因此建议该井油管柱采用抗硫材料。     

某井修复油管脱扣原因分析

塔里木油田某井在起甩射孔完井一体化管柱时,发现第43根油管现场端脱扣。脱扣油管为φ73.02mm×5.51mm修复油管,降级为N80钢级使用。为分析该油管脱扣原因,对脱扣油管及同批次修复未使用的油管取样,进行了理化检验和分析。结果表明:修复油管材料和力学性能都符合标准要求;同批次修复的油管有螺纹参数不合格和粘扣现象发生,但修复油管拉伸至失效载荷符合API TR 5C3-2008中规定的失效载荷不小于471.5kN的要求,因此螺纹参数不合格并不是导致油管脱扣的主要原因。进一步对脱扣油管宏观形貌及油管脱扣时管柱的受力情况进行分析,认为油管脱扣的主要原因是上扣过程中发生错扣,导致油管粘扣和上扣不到位,使得接头的连接强度大幅度降低,最终发生了低载荷滑脱失效。