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(chǎn)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(chǎn)出物會對油管產(chǎn)生強烈的沖刷腐蝕作用,尤其在油管管柱服役結(jié)構(gòu)異常的情況下,經(jīng)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(xiàn)抽吸裝置卡在井下300 m處,無法繼續(xù)下井。經(jīng)過調(diào)查發(fā)現(xiàn),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(xiàn)象,發(fā)現(xiàn)第2支油管管體已經(jīng)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  1  斷裂油管整體宏觀形貌

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(jù)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(jié)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。 

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(jié)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(cè)無脫碳氧化現(xiàn)象,在裂紋內(nèi)部可以明顯觀察到腐蝕產(chǎn)物,且裂紋尖端存在多個分支現(xiàn)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(jié)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(jù)此判斷裂紋起源于管體外表面。對裂紋內(nèi)部進行能譜分析,結(jié)果如圖7所示。由圖7可知：裂紋內(nèi)部主要為S、P和Fe元素,裂紋內(nèi)部發(fā)生腐蝕,腐蝕產(chǎn)物中S元素含量較高。 

圖  6  斷口表面SEM形貌

圖  7  裂紋內(nèi)部能譜分析位置及分析結(jié)果

1.5   X射線衍射分析

為分析管體裂紋內(nèi)部腐蝕產(chǎn)物的主要成分,在管體裂紋內(nèi)部表面刮取腐蝕產(chǎn)物粉末,對粉末進行X射線衍射分析,結(jié)果如圖8所示。由圖8可知：腐蝕產(chǎn)物主要是硫化亞鐵和四氧化三鐵。 

圖  8  管體裂紋內(nèi)部腐蝕產(chǎn)物X射線衍射分析結(jié)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(jù)ASTM A370—2021 《鋼產(chǎn)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(jié)果如表2所示,該批油管出廠前力學性能測試結(jié)果如表3所示。檢驗結(jié)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。 

2.   綜合分析

理化檢驗結(jié)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(guān)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(zhì)量分數(shù)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?qū)龃?/span>[11－12]。 

(3) 油管由于自重的原因?qū)⒊惺芾燧d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(jié)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(guān)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(shù)),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(wǎng)