Φ38.1 mm连续油管穿孔失效分析

为预防和减少连续油管使用中穿孔失效事故发生,提高其使用寿命和效率,通过理化性能检验、扫描电镜以及模拟试验等方法,对Φ38.1 mm×3.4 mm规格80钢级连续油管穿孔样管进行了综合分析。结果表明:超声和磁粉检测未发现穿孔附近管体存在缺陷;样管化学成分、金相及硬度分析,未发现异常;穿孔原因为油管在井内受到含砂流体冲蚀磨损,导致管体穿孔失效。     

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。     

ST110连续油管断裂失效分析

为了分析某油田作业用ST110等级连续油管断裂破坏原因,通过外观检测、体式显微镜检测、化学成分分析、硬度检测等一系列实验手段对断裂油管样品进行检测研究。最终实验结果表明,ST110等级连续油管常规实验结果均合格,如显微硬度、化学成分、壁厚、外径疲劳寿命等;管体内壁发生了一定的塑性变形量,有径缩的趋势;通过金相显微镜下观察裂纹形态,发现油管断裂前发生了明显的塑性变形,原晶粒被拉长或破碎,已不再保持原来的大小形状,能看出明显的塑性流变特征,属于典型的过载断裂。综合分析结果表明,该连续油管失效的根本原因为过载断裂,使用过程中油管受到机械损伤壁厚减薄导致承载能力降低,剩余壁厚承受不住作业过程的外加载荷,导致油管开裂失效。     

Φ127 mm G105钻杆管体刺漏形成原因分析

某井一钻杆在服役的过程中发生了刺漏现象,为了查明此钻杆刺漏形成的原因,对失效钻杆样品进行了宏观分析、材料化学成分分析、力学性能分析和金相显微组织分析;对刺孔微观形貌及周围划痕底部金相微观形貌进行了测定和分析;对刺漏的形成过程进行了有限分析和推理.结果表明:钻杆刺穿属于疲劳失效,疲劳裂纹的形成与钻杆外壁周向划痕有直接的关...     

油田乙二醇加注管道三通开裂失效分析

某油田处理站乙二醇加注管道三通出现刺漏现象,针对这一问题,采用了化学成分分析、金相组织分析、扫描电镜等手段,对失效原因进行了分析,测试结果表明：三通材料中碳和硫元素超过标准要求,尤其是外壁A类（硫化物）非金属夹杂物较多,同时伴有D类氧化物存在;裂纹附近硬度较高;裂纹附近显微组织为粒状贝氏体和魏氏组织;裂纹源位于三通外表面,符合脆性断口特征。三通失效主要原因为三通材料杂质元素含量高,破坏了金属的连续性,同时存在魏氏组织,随着使用时间延长,三通位置应力集中,产生裂纹源,最终导致开裂,出现刺漏。     

轮南油田某井潜油电泵叶轮破碎原因分析

通过宏观检验、化学成分分析、力学性能检验、金相检验、腐蚀产物分析等手段对轮南油田某井潜油电泵叶轮破碎的原因进行了分析,结果表明,化学成分、力学性能符合技术要求,腐蚀产物分析为均匀腐蚀;金相组织检验发现叶轮片基体中存在大块片状石墨是导致叶轮片失效的主要原因;叶轮片中心孔与中心轴间的摩擦大是导致叶轮片失效的的诱因。     

油管联接螺纹失效综合分析

对失效油管的螺纹几何尺寸，管材化学成分，常温力学性能和金相组织的检查进行了分析，找出了油管螺纹失效的原因。     

川南页岩气地面流程测试管线刺漏原因及机理分析

川南页岩气自营区块地面流程测试管线近3年发生22起刺漏事件。刺漏主要发生在分离器配管，刺漏部位集中在弯头和焊缝处。频繁的刺漏事故，严重影响了页岩气的正常生产。文章通过室内失效分析，利用金相显微镜、扫描电镜等设备，从宏观形貌、微观形貌、化学成分、显微组织、腐蚀产物以及流体流态等方面对不同部位刺漏原因及机理进行分析。结果表明，分离器配管弯头发生流体冲刷腐蚀失效是由于弯头处结构的特殊性，多相流介质经过后流速、液相分布、压力都发生改变，腐蚀程度加剧；而焊缝发生沟槽腐蚀失效，是由于焊缝化学成分与母材差异大，组织不均匀，导致其具有较低的腐蚀电位，耐蚀性降低，优先发生腐蚀。同时管内输送介质中含有硫酸盐还原菌和二氧化碳，则加速了弯头和焊缝的失效。     

井下油管腐蚀失效分析

油气井增产、投产常采用酸化技术,在酸化过程中,油井管腐蚀失效是油管失效的主要形式之一。通过化学成分分析、金相分析、残余应力测试、腐蚀区域微观分析和油管耐蚀性能评价对酸化过程中呈现规律状螺旋腐蚀失效油管进行的分析表明,失效油管的化学成分、抗拉强度、延伸率、屈服强度、硬度均符合技术协议要求;金相组织由回火索氏体组成,但存在带状偏析,且内部存在拉应力。螺旋状内部拉应力存在形成其特有腐蚀形貌,腐蚀产物主要由CaCO_3、Fe_2O_3组成。现场工况下使用转向酸,在105℃时会发生严重腐蚀,腐蚀速率可达到126.45g/m~2·h。     

某G105钻杆接头损坏原因分析

为了找出某油田G105钻杆内、外螺纹接头损伤原因,对现场使用的失效钻杆接头进行了宏观分析、理化性能检验、金相及显微组织分析。结果表明,受损的钻杆内、外螺纹接头的化学成分和力学性能均满足API SPEC 5DP—2009标准要求,钻杆接头主要的失效原因为粘着磨损,是在上扣过程中扭矩过大造成的,同时,螺纹脂涂抹不均匀、钻杆接头镀层质量欠佳也是造成粘着磨损的因素。     

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。     

国产CT130变壁厚连续管性能及现场应用

为了进一步推广国产CT130变壁厚连续管产品,促进国产CT130变壁厚连续管的应用,对规格为Φ50.8 mm×(4.44～4.80)mm国产CT130变壁厚连续管不同壁厚处的微观组织及力学性能进行分析检测。结果表明,国产CT130变壁厚连续管不同壁厚组织以细晶板状铁素体+粒状贝氏体+珠光体为主,且母材与焊缝组织的性能基本一致,平均屈服强度均超过980 MPa,平均抗拉强度均超过980 MPa,硬度为306HV_1.0～366HV_1.0,抗内压强度为176.4 MPa,抗外压强度为223.3 MPa;同时,当内压为34.47MPa时,其疲劳寿命均值为219次,表现出良好的抗挤毁性能。从而说明国产CT130变壁厚连续管的各项性能均满API SPEC 5ST标准要求。     

2205DSS连续油管的适用性研究

当连续油管用于井下作业时,管体需承受高压、强酸的井下环境以及反复缠绕、弯扭挤压等复杂载荷,因而连续油管的材料不仅应具有较好的强度和韧性,还应具有较好的耐腐蚀和抗疲劳性能。对2205DSS连续油管和传统碳钢连续油管进行了化学分析、拉伸、压扁、扩口、硬度、疲劳性能以及耐腐蚀性的对比试验。试验结果表明,2205DSS连续油管比碳钢连续油管具有更优异的抗腐蚀性能,强度可达到CT90级或CT100级连续油管的强度值,且双相不锈钢材质金相组织相对稳定,焊接热影响区的面积比碳钢连续油管的焊接热影响区的面积小,具有更为优异的疲劳性能,但2205DSS材质比碳钢成本高,生产时所消耗的能量较大,在应用方面仍存有一定的局限性。     

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。     

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。     

连续管疲劳寿命预测软件开发及应用

连续管在作业过程中,复杂的周期性载荷作用、腐蚀、机械损伤、制造缺陷和人为误操作等都会导致连续管寿命的缩短。为此,基于Qt平台、疲劳寿命理论和国内外大量经验数据开发出了连续管疲劳寿命预测软件。通过该软件计算分析了连续管弯曲半径、壁厚和内压等对其疲劳寿命的影响,并进行了可行性验证。分析结果表明:该软件能够有效地计算出连续管疲劳寿命值;连续管内部压力的增大使其疲劳寿命的缩短由快速到缓慢,当内压增大到一定值时,连续管基本失去承载能力;选择合适的滚筒尺寸可以延长连续管的使用寿命;建议选用壁厚较大或者变壁厚的连续管。该软件的开发对连续管在工程中的应用和安全评估具有重要的指导意义。     

CT110连续油管环焊工艺对焊接接头组织性能的影响

为了确保连续油管现场修复对接焊缝性能,提高连续油管的使用寿命,设计了两种CT110连续油管环焊对接工艺方案,并进行了焊接试验。采用金相组织分析、显微硬度测试、拉伸性能检测及疲劳试验等方法,分析了两种工艺方案下焊接接头的组织与力学性能。结果显示,两种工艺下所焊CT110连续油管焊接接头的焊缝及热影响区粗晶区组织均以铁素体和粒状贝氏体为主,显微硬度及抗拉强度相当,但工艺方案二所焊接头均匀变形能力更强,疲劳寿命相对提高92%。研究表明,采用工艺方案二将盖面层改为两道焊的工艺措施,能够降低因焊接热作用引起的热影响区回复与再结晶程度,提高焊接接头均匀变形能力,从而提高接头抗低周疲劳性能。     

连续油管在川东气田的腐蚀行为研究

针对CT80级连续油管在川东气田井下作业过程中的腐蚀情况,采用XRD、激光显微镜、离子色谱仪等分析了管体表面的腐蚀产物、微观组织、硬度和腐蚀介质,研究了连续油管在含有Cl-和SO42-等弱碱性水溶液中高温、高压环境下的腐蚀失效情况.结果表明,在川东气田井下水溶液中Cl-与S2-离子对连续油管的腐蚀起主要作用;连续油管的...