圖 1 斷裂油管整體宏觀形貌
分享：P110S鋼級油管管體斷裂原因
油管是油井中連接地表與地層的管道,在油氣的開采過程中,油管主要承擔將石油、天然氣等采出物運送至地表以及將壓裂液、酸化液等增產作業(yè)用料運輸至地層的作用[1－4]。作為連接地層與地表的通道,石油和天然氣等高壓、高流速產出物會對油管產生強烈的沖刷腐蝕作用,尤其在油管管柱服役結構異常的情況下,經常發(fā)生油管管柱的斷裂事故[5－8]。
某石油井在工作過程中發(fā)生P110S鋼級油管斷裂事故,油管規(guī)格為73.02 mm×5.51 mm(外徑×壁厚)。井深為4 152 m,井隊在進行抽吸作業(yè)時,發(fā)現抽吸裝置卡在井下300 m處,無法繼續(xù)下井。經過調查發(fā)現,裝置被卡原因是工廠段接頭扭矩臺肩變形縮頸。更換8支新油管后,重新將油管柱下井,繼續(xù)進行抽吸作業(yè),抽吸作業(yè)過程中并未發(fā)生任何問題,抽子下井深度為2 200 m。之后再次進行抽吸作業(yè)時,抽吸裝置又發(fā)生卡住現象,發(fā)現第2支油管管體已經斷裂,斷裂位置在接箍下方8 m處。
筆者采用宏觀觀察、化學成分分析、金相檢驗、掃描電鏡(SEM)和能譜分析、X射線衍射分析等方法對油管斷裂原因進行分析,以防止該類事故再次發(fā)生。
1. 理化檢驗
1.1 宏觀觀察
斷裂油管整體宏觀形貌如圖1所示,油管長度約8 m,裂紋主要分布在距上部接箍0.4～8 m位置(斷口),管體上共存在11條裂紋,最短裂紋長度約為0.41 m,最長裂紋長度約為2.6 m,裂紋走向基本為縱向。油管管體斷口宏觀形貌如圖2所示。由圖2可知：斷口無明顯塑性變形,呈典型的脆性斷裂特征。磁粉檢測后油管管體宏觀形貌如圖3所示。由圖3可知,管體裂紋呈分支狀。
圖 2 油管管體斷口宏觀形貌
圖 3 磁粉檢測后油管管體宏觀形貌
1.2 化學成分分析
在油管斷口附近截取試樣,采用直讀光譜儀測試油管的化學成分,根據GB/T 4336—2016 《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測定 火花放電原子發(fā)射光譜法(常規(guī)法)》對斷裂油管管體進行化學成分分析,結果如表1所示。由表1可知：油管管體的化學成分符合標準要求。
Table 1. 斷裂油管管體化學成分分析結果
| 項目 | 質量分數 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| C | Si | Mn | P | S | Cu | Ni | Cr | Mo | |
| 實測值 | 0.24 | 0.209 | 0.427 | 0.006 2 | 0.001 7 | 0.048 | 0.022 | 0.578 | 0.76 |
| 標準值 | ≤0.35 | ≤0.5 | ≤1.2 | ≤0.020 | ≤0.005 | － | － | ≤1.6 | ≤1.2 |
1.3 金相檢驗
在斷裂油管上截取并制備金相試樣,將試樣置于光學顯微鏡下觀察,結果如圖4～5所示。由圖4～5可知：該油管斷裂裂紋源位于油管外表面,裂紋兩側無脫碳氧化現象,在裂紋內部可以明顯觀察到腐蝕產物,且裂紋尖端存在多個分支現象,分支裂紋均呈沿晶分布特征。
圖 4 腐蝕前油管裂紋微觀形貌
圖 5 腐蝕后油管裂紋微觀形貌
1.4 掃描電鏡和能譜分析
對裂紋斷口表面進行掃描電鏡分析,結果如圖6所示。由圖6可知：斷口呈放射狀形貌特征,放射狀花紋收斂于管體外表面,可據此判斷裂紋起源于管體外表面。對裂紋內部進行能譜分析,結果如圖7所示。由圖7可知：裂紋內部主要為S、P和Fe元素,裂紋內部發(fā)生腐蝕,腐蝕產物中S元素含量較高。
圖 6 斷口表面SEM形貌
圖 7 裂紋內部能譜分析位置及分析結果
1.5 X射線衍射分析
為分析管體裂紋內部腐蝕產物的主要成分,在管體裂紋內部表面刮取腐蝕產物粉末,對粉末進行X射線衍射分析,結果如圖8所示。由圖8可知：腐蝕產物主要是硫化亞鐵和四氧化三鐵。
圖 8 管體裂紋內部腐蝕產物X射線衍射分析結果
1.6 力學性能測試
在斷裂油管附近管體的第一象限、第三象限分別切取拉伸試樣,依據ASTM A370—2021 《鋼產品力學性能標準試驗方法及定義》,在拉伸試驗機上對試樣進行拉伸試驗,結果如表2所示,該批油管出廠前力學性能測試結果如表3所示。檢驗結果表明,斷裂油管管體拉伸性能不符合標準規(guī)定,該批油管出廠前屈服強度為777～980 MPa,平均值為873 MPa,抗拉強度為858～1 003 MPa,平均值為913 MPa,這說明該批鋼管性能波動范圍較大,個別屈服強度超出標準規(guī)定。
Table 2. 斷裂油管管體拉伸試驗結果
| 項目 | 屈服強度 | 抗拉強度 |
|---|---|---|
| 第一象限實測值 | 987 | 1 022 |
| 第三象限實測值 | 975 | 1 012 |
| 標準值 | 758～965 | ≥862 |
Table 3. 油管出廠前力學性能測試結果
| 項目 | 屈服強度 | 屈服強度平均值 | 抗拉強度 | 抗拉強度平均值 |
|---|---|---|---|---|
| 實測值 | 777～980 | 873 | 858～1 003 | 913 |
| 標準值 | 758～965 | — | ≥862 | — |
2. 綜合分析
理化檢驗結果表明：管體斷裂起源于外表面,呈脆性開裂特征,裂紋呈沿晶多分支特征；斷口腐蝕產物主要為FeS,且石油井含一定量的硫化氫。綜上所述,油管發(fā)生斷裂的機制為在含硫化氫的環(huán)境下發(fā)生應力腐蝕開裂[9－10]。
(1) 油管的強度越大,油管的抗應力腐蝕性能越差。
抗硫油套管產品的強度越大,意味著需要縮短回火時間及降低回火溫度,產品獲得的位錯就越多,且碳化物不能完全彌散均勻地析出,這些因素都會降低產品的抗應力腐蝕開裂性能。斷裂油管管體的抗拉強度及屈服強度均較大,在井下使用油管將增加硫化氫應力腐蝕開裂的風險。
(2) 油管在關井期間的使用溫度較低,降低了P110S油管的抗應力腐蝕開裂性能。
該井地層中硫化氫的質量分數約為5×10－5～5×10－3,井口的溫度約為－10 ℃,不作業(yè)時溫度會降低至－40 ℃左右。在含硫化氫的環(huán)境中,材料的抗應力腐蝕性能隨著使用溫度的降低而降低。在油井不作業(yè)的情況下,冬季井口位置的溫度低于－10 ℃,在該溫度下,油管材料的斷裂韌性將會降低,應力腐蝕臨界應力強度因子將會減小,材料發(fā)生應力腐蝕開裂的傾向將會增大[11－12]。
(3) 油管由于自重的原因將承受拉伸載荷,且距離井口越近,其承受的拉伸載荷越大,而隨著外載荷的增大,材料發(fā)生應力腐蝕開裂的概率也增大。
3. 結論及建議
(1) P110S鋼級油管發(fā)生斷裂的機制為硫化氫應力腐蝕開裂,斷裂油管的強度較大,油管的抗應力腐蝕開裂性能降低,關井期間靠近井口的油管使用溫度較低,油管抗應力腐蝕開裂的性能隨溫度的降低而降低,井口位置油管承受的總拉伸應力最大,這也增加了油管發(fā)生硫化氫應力腐蝕開裂的風險。
(2) 建議在類似腐蝕工況條件下,在滿足強度條件的前提下(校核安全系數),使用抗硫化氫油套管,降低應力腐蝕開裂的風險。
文章來源——材料與測試網
浙公網安備 33042402000106號
