分享：外加厚P110钢级油管的断裂原因

王尚卫1,2,罗有刚1,2,赵鹏玉1,2,陈晓丽1,2,李德君3 

(1.长庆油田分公司油气工艺研究院,西安710021;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710022; 3.中国石油集团工程材料研究院有限公司,西安710077) 

摘 要:某致密砂岩气井中规格为?73.02mm×5.51mm 的外加厚 P110钢级油管发生断裂, 通过宏/微观形貌观察、化学成分分析、显微组织观察以及力学性能测试等方法分析了油管断裂原 因。结果表明:断裂外加厚油管位于油管柱上部,承受较高的轴向拉应力,且其材料对硫化物应力 腐蚀开裂敏感性较高,而气井采出气中存在的 H2S为油管提供了硫化物腐蚀环境,使得外加厚油 管发生硫化物应力腐蚀开裂;油管的硬度较高,且组织内存在较大的硫化物夹杂,促使油管的断裂。 

关键词:P110钢级;油管;拉应力;H2S;硫化物应力腐蚀开裂 中图分类号:TG115 文献标志码:B 文章编号:1000-3738(2022)08-0122-05

0 引 言

 油管是钻完井后连接地层与地表的通道[1]。在 开采油气过程中,地层内的石油、天然气等采出物通 过油管被输送至地表,在对油气井进行酸化压裂等 增产措施作业时,地表上配制好的压裂液、酸化液等 注剂也是通过油管被注入地层。作为地层与地表的 重要连接通道,油管会承受温度、压力、腐蚀介质等 多因素的综合作用[2-6],并且随着页岩气、致密气等 非常规油气资源的勘探开发以及水平井分段压裂技 术的应用,油管服役环境愈加恶劣。 西部某致密砂岩气井在酸化压裂后的放喷试气 过程中,规格为?73.02 mm×5.51 mm 的 外 加 厚 P110钢级油管发生断裂。该气井于2020年1月21 日完成酸化压裂,使用盐酸约60×10 3 kg,放喷排 液,井口产气,点火可燃。2020年2月25日上提油 管柱后发现油管柱在自井口向下约400 m 的位置 处发生断裂,断口垂直于管体轴向,位于距最近油管 接箍约630mm 的管体上。为了确定该外加厚油管 的断裂原因以杜绝类似事故的再次发生,作者对其 进行了失效分析,并提出了相应的预防措施。

 1 理化检验及结果

 1.1 宏观形貌

 外加厚油管的断裂位置位于油管管体加厚段之 外,距最近的接箍下端约630mm,其整体宏观形貌 如图1所示。由图2可以看出:外加厚油管断口平 整,且存在2个高度相差约30mm 的大面积平坦断 面,断口无明显塑性变形,呈典型的脆性断裂特征; 断口具有明显的多源起裂特征,断口上的放射花样 收敛于油管内壁,油管外壁存在剪切唇,据此判断裂 图1 断裂外加厚油管的宏观形貌 Fig.1 Macromorphologyoffracturedexternalupsettubing 图2 外加厚油管的断口宏观形貌 Fig.2 Macromorphologyoffractureofexternalupsettubing 纹由油管内壁萌生,并向外壁扩展,当裂纹扩展至某 一临界尺寸时,油管发生断裂。 

1.2 化学成分

 根据 GB/T4336-2016,在外加厚油管断口附 近截取试样,采用 ARL4460型直读光谱仪测试油 管的化学成分,结果见表1。由表1可知,该外加厚 油管的化学成分满足 APISpec5CT 中 P110钢级 油管的成分要求。 根据SY/T5329-2012和SY/T5523-2016, 采用 ThermofisheriCE3500型原子吸收光谱仪对在 压裂作业现场收集到的3瓶放喷液样本进行化学成 分分析,3瓶放喷液分别于2020年1月21日14:00, 19:00和20:30收集。由表2可知,3个时间段所收 集到的放喷液成分基本一致,均呈弱酸性,且含有较 高质量浓度的S 2- ,说明井内含有硫化物。 

1.3 断口微观形貌及微区成分

 在断裂外加厚油管断口上截取2个含裂纹源的 试样,取样位置分别位于2个不同高度的平坦断面 上。试样经清洗后,采用 VEGAII型扫描电子显微 镜(SEM)观 察 断 口 形 貌,并 采 用 附 带 的 能 谱 仪 (EDS)进行微区成分分析。由图3可以看出:断口 呈脆性断裂特征,表面覆盖有腐蚀产物,裂纹源位于 油管内壁表面的点蚀坑底部;断口上局部区域有沿 晶开裂的二次裂纹。在断口表面选择14个测量点 进行 EDS分析,均检测到硫元素存在,统计得到硫 元素的平均质量分数约为1%。其中1个点的 EDS 分析结果如图3(d)所示,钾元素主要来源于压裂作 业中使用的大量 KCl溶液,钠、钙、碳、氧、硅元素主 要来源于压裂作业中的克里摩里组地层,该地层中 含有大量的碳酸盐岩,且存在含有钙、钠、钾等元素 的长石(硅酸盐岩)。

 1.4 显微组织 

采用线切割方法在断口裂纹源处将外加厚油管 沿纵向剖开,并截取纵截面金相试样,试样经打磨、 抛光,用体积分数2%硝酸酒精溶液腐蚀15s后,采 用 OLS4100型激光共聚焦显微镜观察裂纹形貌和 显微组织。由图4可以看出:断裂外加厚油管内有 较严重的带状组织和较大的条状夹杂物,结合 EDS 分析结果可知该夹杂物为硫化物;在距离断口平面 不足3mm 处的油管管体内存在一条与断口平面相 平行的裂纹(横向裂纹),裂纹由油管管体内壁向外 壁方向扩展,该横向裂纹较宽,分支较少,呈沿晶开 裂,具有典型的硫化物应力腐蚀开裂特征;在距离油管内壁约0.5 mm 处还存在一条纵向裂纹,该裂纹 呈沿晶开裂特征。 

1.5 力学性能 

按照 ASTM A370-19 ε1,采用线切割方法在断 裂外加厚油管上沿纵向截取标距为50mm 的拉伸 试样,采用 UTM5305型材料试验机进行室温拉伸 试验;按照 ASTM A370-19 ε1,在断裂外加厚油管上 沿纵向截取尺寸为3.3mm×10mm×55mm 的夏 比 V 型 缺 口 冲 击 试 样,缺 口 深 度 为 2 mm,采 用 PIT302D型冲击试验机进行冲击试验,试验温度为 273K,测3次取平均值;在断裂外加厚油管上截取 横截面环形硬度试样,按照 GB/T230.1-2018,采 用 RB2002T 型洛氏硬度计测试洛氏硬度。由表3 可知:断裂外加厚油管的硬度为31.4HRC,强度、塑 性和冲击功均符合 APISpec5CT 对 P110钢级油 管的要求。 

2 断裂原因分析 

由理化检验结果可知:断裂外加厚油管的化学成分、拉 伸 性 能、夏 比 V 型 缺 口 冲 击 性 能 均 满 足 APISpec5CT 对 P110钢级油管的要求;在压裂作 业现场收集到的3瓶放喷液中均检测到了较高浓度 的S 2- ,放喷液呈弱酸性。外加厚油管的裂纹萌生 于油管内壁,并沿油管厚度方向扩展,最终使得油管 发生断裂;断裂油管的断口平坦,与管体轴向垂直, 无明显塑性变形特征,且可以观察到沿晶二次裂纹, 断口呈脆性断裂特征。根据 EDS分析结果可知,油 管断口表面腐蚀产物中存在质量分数约1%的硫元 素。在距断口不到3mm 处的油管管体内存在一条 与断口相平行的沿晶裂纹,该裂纹较宽,分支较少, 具有典型的硫化物应力腐蚀开裂特征。 应力腐蚀开裂(stresscorrosioncracking,SCC) 是由腐蚀环境和应力共同作用而引起的一种脆性断 裂。硫化物应力腐蚀开裂(sulfidestresscorrosion cracking,SSCC)是应力腐蚀开裂一种特殊形式,导 致其产生的腐蚀介质为硫化物。一般认为 SCC 的 发生需要3个要素的特定组合,即拉应力、特定的腐 蚀环境和敏感材料,三者缺一不可[7]。断裂外加厚 油管位于整个油管柱的上部,油管柱总长约5200m, 断裂位置距井口约400m,断裂位置以下连接着长 度约4800m 的油管,总质量约4.6×10 4 kg,故该 断裂油管承受着较高的轴向拉应力,符合应力腐蚀 开裂的拉应力条件。该外加厚油管断裂发生在酸化 压裂作业后的放喷试气过程中,酸化压裂作业前,气 井已完成射孔,射孔后地层与气井相连通,随后经过 酸化压裂,地层缝隙被充分打开,地层中的天然气、 酸化压裂残液通过套管的射孔段进入油管柱内,并 被输送至地面(井口点火可燃证明地层中的天然气 已被采出),作为天然气的主要伴生气 H2S也随着 天然气一同进入油管柱内,使得放喷液中存在较高 浓度的S 2- (H2S易溶于水),这为油管发生应力腐 蚀开裂提供了特定的腐蚀环境。P110钢级油管管 材是硫化物应力腐蚀开裂的敏感材料。后续该气井 通过更换 C110钢级抗硫油管恢复生产后,在产出 气中检测到了 H2S,验证了硫化物源自地层。 除了上述拉应力、特定的腐蚀环境和敏感材料 3个必备条件以外,油管的应力腐蚀还受到多种因 素的影响,例如油管表面状态、强度、硬度、显微组 织、冶金质量以及介质中的其他成分等[8]。应力腐 蚀开裂的裂纹往往起源于表面缺陷部位或应力集中 处,点蚀坑底部易于萌生应力腐蚀裂纹。而由断口 微观形貌分析可知,断裂油管内壁上存在大量点蚀 坑,裂纹起源于点蚀坑底部。管材的强度和硬度对 应力腐蚀也有一定影响。黄永昌等[7]研究发现,在 化学成分相似的情况下,材料的 SSCC 敏感性随材 料强度的增加而提高。硬度与强度密切相关,硬度 越高,发生SSCC的临界应力越小,为了防止 SSCC 的发生,NACEMR0175推荐在酸性环境中,钢的硬 度极限为22HRC,但这一极限并不是绝对的,可根 据具体情况进行调整[9]。P110和 C110为同一钢级 油管,APISpec5CT 对在 H2S环境下使用的油管 管材的硬 度 和 屈 服 强 度 最 高 值 做 出 了 如 下 限 制: C110钢级抗硫油管的硬度不高于30HRC,对P110 钢级油管的硬度未做要求;C110钢级抗硫油管的屈 服强度上限为828MPa,P110钢级油管的屈服强度 上限为965MPa。断裂外加厚油管为 P110钢级油 管,其硬度为31.4HRC,远超22HRC,甚至超过了 C110钢级油管的硬度上限。另外,材料的冶金质量 缺陷,特别是大型夹杂物会显著降低材料的硫化物 应力腐蚀抗力[10],而断裂油管的组织中存在较大的 硫化物夹杂,这些显微组织缺陷对油管的断裂起到 了促进作用。 

3 结论及建议

 (1)外加厚 P110钢级油管的断裂形式为硫化 物应力腐蚀开裂;外加厚油管位于油管柱上部,承受 较高的轴向拉应力,且气井采出气中的 H2S为油管 提供了硫化物腐蚀环境,而外加厚油管材料对硫化 物应力腐蚀开裂敏感性较高,这些为油管发生硫化 物应力腐蚀开裂提供了必要条件;油管的硬度较高, 且显微组织内存在较大的硫化物夹杂,促进了油管 的应力腐蚀开裂。 (2)为防止类似事故的再次发生,在 H2S环境 下开采气井时应使用抗硫钢油管,并通过控制抗硫 钢的显微组织以严格控制其硬度和强度,确保油管 能够在酸性环境中安全服役。

来源：材料与测试网