KXS2-2-3井S13Cr110 特殊螺紋接頭油管斷裂原因分析

楊向同，呂拴錄,2，彭建新，謝俊峰，耿海龍，楊雙寶，王 鵬，王新虎，李金鳳，路彩虹

(1.中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 102249；2.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；3. 中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院 陜西 西安 710077)

KXS2-2-3井S13Cr110 特殊螺紋接頭油管斷裂原因分析

楊向同1，呂拴錄1,2，彭建新1，謝俊峰1，耿海龍1，楊雙寶1，王 鵬3，王新虎3，李金鳳3，路彩虹3

(1.中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 102249；2.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；3. 中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院 陜西 西安 710077)

對KXS2-2-3井S13Cr110 特殊螺紋接頭油管工廠上扣端斷裂事故進行了調(diào)查研究。對油管斷口進行了宏觀分析和微觀分析以及金相分析，判斷油管斷裂屬于應(yīng)力腐蝕開裂。2根油管外螺紋接頭斷裂位置全在工廠上扣端接箍端面位置，這與工廠上扣扭矩值比現(xiàn)場上扣扭矩值高有一定關(guān)系。對斷裂油管和新油管理化檢驗結(jié)果表明，油管材料符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定和用戶要求。

油管；特殊螺紋接頭；斷裂；應(yīng)力腐蝕開裂

0 引 言

2013年3月11日，KXS2-2-3井酸化之后放噴求產(chǎn)，套壓異常升高，壓力變化情況如圖1所示。修井起油管柱發(fā)現(xiàn)入井編號為第216號88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭大端斷裂。斷裂位置井深4 146.32 m，落魚總長2 669.19 m。

圖1 酸化之后求產(chǎn)過程中油管和套管壓力變化

打撈落魚發(fā)現(xiàn)入井編號為第202號88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭大端斷裂。斷裂位置井深4 285.39 m，落魚總長2 529.94 m。

入井編號202號和216號油管工廠端上扣扭矩均為600 kg·m，符合廠家規(guī)定。

為弄清油管斷裂原因，對失效油管和新油管取樣進行失效分析。

1 理化試驗

1.1 取樣方案

88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管取樣及試驗方案見表1。

表1 88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管取樣及試驗方案

1.2 無損探傷

對遠離斷口的油管管體進行了超聲波檢測，超聲波探傷未發(fā)現(xiàn)裂紋；對靠近斷口的油管管體進行磁粉探傷，磁粉探傷在202號和216號失效管體斷口附近發(fā)現(xiàn)大量裂紋，裂紋有縱向，也有橫向。202號斷裂管體的縱向裂紋最長約60 mm，其形貌如圖2所示，216號失效管體的縱向裂紋最長約100 mm，其形貌如圖3所示。

1.3 斷口分析

1.3.1 斷口宏觀分析

入井編號為第202號油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭斷裂，其端口形貌如圖4所示；圖4所示的斷口上50%區(qū)域有沖刷腐蝕痕跡，該沖蝕腐蝕斷口為先斷裂區(qū)。當(dāng)裂紋穿透油管壁厚，油管內(nèi)的高壓天然氣會從裂紋位置泄漏，導(dǎo)致裂紋表面沖刷腐蝕，接箍端面沖刷腐蝕，接箍外壁發(fā)亮(估計該位置套管內(nèi)壁嚴重沖刷腐蝕)，接箍外壁局部區(qū)域也存在腐蝕痕跡；其余斷口為最后不規(guī)則新鮮瞬斷區(qū)，在斷口瞬斷區(qū)管體側(cè)可見到輕微頸縮。斷口瞬斷區(qū)域為打撈時斷裂形成。在斷口沖刷和瞬斷區(qū)交界位置斷口外壁側(cè)為平斷口，內(nèi)壁側(cè)為斜斷口。斷口特征表明，平斷口區(qū)裂紋起源于外螺紋接頭螺紋消失位置的螺紋牙底。

圖2 202號失效管體裂紋形貌

圖3 216號失效管體裂紋形貌

圖4 第202號油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭斷裂及沖刷腐蝕形貌

入井編為216號油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭斷裂形貌如圖5所示，其中約80%的斷口外壁側(cè)為平斷口，內(nèi)壁側(cè)為很小的斜斷口，其顏色為綠色完井液顏色，該部分平斷口區(qū)裂紋起源于外螺紋消失位置的不同螺紋牙底。平斷口不在同一平面，局部平斷口凹陷，凹陷深度4 mm，凹陷區(qū)周長9 mm。接箍端面位置局部腐蝕。其余斜斷口為瞬斷區(qū)，在斷口瞬斷區(qū)管體側(cè)可見到輕微頸縮。從凹陷平斷口推斷，斷裂之前該位置既有橫向裂紋，也有縱向裂紋。縱向裂紋與內(nèi)壓有關(guān)，橫向裂紋與彎曲有關(guān)。也即油管斷裂時既承受軸向拉伸應(yīng)力，又承受周向拉伸應(yīng)力。靠外壁平斷口是首先產(chǎn)生的裂紋，靠內(nèi)壁斜斷口為最后斷裂。

圖5 入井編號為第216號油管工廠上扣端接箍端面位置外螺紋接頭斷裂形貌

1.3.2 斷口微觀分析

在入井編號為202號油管斷口取樣，經(jīng)掃描電鏡觀察，先斷裂的平區(qū)尖端斷口為沿晶形貌，如圖6所示，最后瞬斷區(qū)斷口為韌窩。

圖6 第202號油管平區(qū)斷口尖端沿晶形貌

在入井編號為216號油管斷口先斷裂的平區(qū)取樣，經(jīng)掃描電鏡觀察，斷口為沿晶形貌，如圖7所示。

圖7 第216號油管平區(qū)斷口尖端沿晶形貌

掃描電鏡分析結(jié)果表明，斷口平區(qū)微觀沿晶形貌具有應(yīng)力腐蝕斷裂特征。

1.4 金相分析

在斷口部位取樣進行金相分析，在216油管斷口附近發(fā)現(xiàn)網(wǎng)狀裂紋，如圖8所示；斷口表層組織與其它區(qū)域相同。油管基體組織和夾雜物分析結(jié)果見表2。

金相分析結(jié)果表明，斷口附近裂紋形貌具有應(yīng)力腐蝕裂紋特征。

圖8 入井編號為第216號油管斷口附近網(wǎng)狀裂紋

試樣非金屬夾雜物ABCD薄厚薄厚薄厚薄厚組織管體0.500.50000.50回火索氏體接箍0.500.50000.50回火索氏體

1.5 化學(xué)成分分析

化學(xué)成分分析結(jié)果見表3。

表3 化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分數(shù)) %

1.6 力學(xué)性能試驗

沿油管管體縱向取19.1 mm×50 mm的板狀拉伸試樣，沿接箍縱向取Φ6.25 mm×25 mm的棒狀拉伸試樣；沿油管管體縱向取5 mm×10 mm×55 mm的夏比V型缺口沖擊試樣，沿接箍縱向取7.5 mm×10 mm×55 mm的夏比V型缺口沖擊試樣；沿油管管體和接箍橫向取硬度塊試樣。力學(xué)性能試驗結(jié)果見表4和表5。力學(xué)性能試驗結(jié)果表明：各油管管體材料的抗拉強度、屈服強度、延伸率、沖擊功和硬度符合API SPEC 5CT《套管和油管規(guī)范》、ISO13680標(biāo)準(zhǔn)和塔里木訂貨補充技術(shù)條件要求。

表4 拉伸試驗結(jié)果

2 油管失效原因分析

2.1 油管失效過程

該井202號油管和216油管外螺紋接頭均在工廠上扣端接箍端面位置斷裂，斷裂位置井深分別為4 146.32 m和4 285.39 m。202號油管斷口上有明顯的沖刷腐蝕痕跡，而216號油管斷口上沒有沖刷腐蝕痕跡，這說明202號油管裂紋刺穿發(fā)生在216號油管斷裂之前；202號油管斷口瞬斷區(qū)為新鮮斷口，而216號斷口瞬斷區(qū)被完井液污染，這說明202號油管最終斷裂發(fā)生在216號油管斷裂之后。

表5 沖擊試驗結(jié)果

2013年3月2～3日該井放噴求產(chǎn)期間，油管壓力平穩(wěn)，沒有泄漏。

3月7日13:25到15:29，在酸化期間油壓與套壓同步上升，只得不斷釋放套壓。說明在開始酸化時202號油管已經(jīng)產(chǎn)生穿透裂紋泄漏。在酸化期間，從地面注入的冷酸液不但使油管承受內(nèi)壓載荷，而且使油管柱受冷縮短后承受拉伸載荷，最終使油管產(chǎn)生穿透裂紋。

3月11日放噴求產(chǎn)，08：00關(guān)井，8:05和8:30兩次補套壓。在放噴求產(chǎn)和關(guān)井開始階段油管受熱伸長，油管柱承受壓縮載荷后裂紋閉合，故油管柱暫時沒有泄漏。關(guān)井1 h之后，油管柱承受的內(nèi)外壓差越來越大。09:02套壓從24.550 MPa開始緩慢上升，說明油管再次開始泄漏。08:30至09:02油壓上升速度為0.0451 MPa/min； 09:02至09:49油壓上升速度為0.0161 MPa/min。由于202號油管泄漏，油壓上升速度降低了2.8倍(0.0451/0.0161)。09:54將套壓從28.648 MPa放至25.90 MPa時，油壓突然從92.85 MPa下降至86.89 MPa后又升至91.92 MPa，套壓從25.90 MPa突然升至49.69 MPa。這說明此時第202號油管刺穿空洞變大。放套壓使油管內(nèi)外壓差增加，加劇原始裂紋擴展，導(dǎo)致202號油管刺穿空洞越來越大。

3月12日1:10，發(fā)現(xiàn)油管里出完井液，這說明環(huán)空完井液從刺漏位置漏入油管后從井口返出。

3月12日17:30，采用完井液正擠壓井。在壓井期間油管柱被從地面注入的完井液冷卻縮短，油管柱承受拉伸載荷后導(dǎo)致第216號油管斷裂。

3月29日打撈落魚，起管柱導(dǎo)致入井編號為第202號斷裂。

綜上所述，油管失效過程為：202號油管裂紋穿透壁厚刺穿→油壓下降、套壓升高→在壓井過程中216號油管斷裂→在打撈過程中202號油管斷裂。

2.2 應(yīng)力腐蝕開裂

試驗結(jié)果表明，油管斷裂屬于應(yīng)力腐蝕斷裂。由殘余應(yīng)力或外加應(yīng)力和腐蝕聯(lián)合作用產(chǎn)生的材料破壞過程為應(yīng)力腐蝕[1-4]。應(yīng)力腐蝕導(dǎo)致材料斷裂稱應(yīng)力腐蝕斷裂。應(yīng)力腐蝕必須具備的條件是腐蝕介質(zhì)+拉伸應(yīng)力+材料具有應(yīng)力腐蝕敏感性,其影響關(guān)系如圖9所示。

圖9 影響應(yīng)力腐蝕裂紋的因素

1)腐蝕介質(zhì)及材料對應(yīng)力腐蝕特性

油管裂紋起源于外壁，這說明油管和套管環(huán)空的完井保護液含有腐蝕介質(zhì)[5，6]。有關(guān)S13Cr油管的完井液中應(yīng)力腐蝕特性有待進一步試驗研究。

2)拉伸應(yīng)力

導(dǎo)致油管斷裂應(yīng)力是拉伸應(yīng)力，拉伸應(yīng)力來源包括上扣殘余拉應(yīng)力，內(nèi)壓產(chǎn)生的拉應(yīng)力，拉伸載荷產(chǎn)生的拉應(yīng)力和彎曲載荷產(chǎn)生的拉應(yīng)力。

3)材料具有應(yīng)力腐蝕敏感性

S13Cr110油管材料對應(yīng)力腐蝕敏感，在存在腐蝕介質(zhì)和拉伸應(yīng)力的工況下容易發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。

2.3 油管受力分析及失效位置

油管螺紋接頭設(shè)計本身在外螺紋消失部位存在應(yīng)力集中，接頭應(yīng)力分布情況如圖10所示。

圖10 在拉伸載荷作用下油管螺紋接頭應(yīng)力分布

同一根油管接頭工廠上扣端和現(xiàn)場上扣端受力條件差別不大，為何2根油管均從工廠端接箍端面位置外螺紋接頭螺紋消失處橫向斷裂，而沒有從現(xiàn)場上扣端斷裂。這與工廠上扣扭矩與現(xiàn)場上扣扭矩不同有關(guān)，見表7。從表7可知，工廠上扣扭矩最小值比現(xiàn)場上扣扭矩最小值高8.2%；工廠上扣扭矩最佳值比現(xiàn)場上扣扭矩最佳值高3.7%；工廠上扣臺肩扭矩值比現(xiàn)場上扣臺肩扭矩值高3.7%。特殊螺紋接頭上扣連接之后外螺紋接頭螺紋消失部位為應(yīng)力最大部位。在使用過程中油管所受的應(yīng)力實際是上扣殘余拉應(yīng)力與工作應(yīng)力之合。因此，上扣扭矩越大，內(nèi)外螺紋接頭上扣干涉越嚴重，上扣之后殘留的拉伸應(yīng)力越大，最終油管受力越大。該井2根油管斷裂位置全在工廠上扣端外螺紋接頭螺紋消失部位，這與工廠上扣扭矩值比現(xiàn)場上扣扭矩值高有一定關(guān)系。

表7 88.9 mm×6.45 mm S13Cr 110油管工廠上扣扭矩與現(xiàn)場上扣扭矩對比

2.4 材料韌性對油管斷裂的影響

由于油管接箍上扣連接之后承受周向拉應(yīng)力，在應(yīng)力腐蝕環(huán)境下接箍容易首先發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。KXS2-2-3井S13Cr新油管0℃沖擊功(換算為10 mm×10 mm試樣)，管體縱向最小184 J,平均187 J,發(fā)生了開裂；新接箍縱向最小205 J，平均213 J，沒有發(fā)生開裂。新油管管體沖擊功平均值比新接箍沖擊功平均值低26 J，這說明提高材料沖擊功，有利于防止應(yīng)力腐蝕開裂。油管材料韌性符合用戶訂貨技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求，但卻發(fā)生了應(yīng)力腐蝕斷裂，這說明用戶訂貨技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求的材料韌性指標(biāo)(0℃沖擊功，橫向≥60 J，縱向≥80 J)偏低。為了預(yù)防13Cr材料油管應(yīng)力腐蝕斷裂，用戶訂貨技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)已經(jīng)提高了材料韌性指標(biāo)(0℃沖擊功，橫向≥120 J，縱向≥140 J)。

3 結(jié)論與建議

1)油管失效過程為：2013年3月7日13:25開始酸化時第202號油管裂紋穿透壁厚泄漏→油壓下降、套壓升高→3月11日(放噴求產(chǎn)關(guān)井后)09:54將套壓從28.648 MPa放至25.90 MPa時第202號油管穿透裂紋擴展→油管泄漏通道增大、套壓大幅度升高→3月17日04:30-10:30(采用完井液正擠壓井后)在通井和下射孔槍過程中216號油管斷裂→在打撈過程中202號油管斷裂。

2)油管斷裂屬于應(yīng)力腐蝕斷裂。2根油管斷裂位置全在工廠上扣端接箍端面外螺紋接頭螺紋消失部位，這與工廠上扣扭矩值比現(xiàn)場上扣扭矩值高有一定關(guān)系。

3)建議對S13Cr油管在完井液中的應(yīng)力腐蝕特性進一步試驗研究。

[1] 丁 毅,歷建愛,張國正,等. 110鋼級Φ88.9mm×6.45mm超級13Cr鋼油管刺穿失效分析[J]. 理化檢驗(物理分冊),2011,(10)：663-667.(DN2-6).

[2] LYU Shuanlu, TENG Xueqing, KANG Yanjun,et al. Analysis on Causes of a Well Casing Coupling Crack [J]. MATERIALS PERFORMANCE， NACE International, 2012,51(4):58-62.

[3] 聶采軍,呂拴錄,袁鵬斌,等.高強度鉆桿管體斷裂原因分析[J].腐蝕與防護，2010,31(10): 820-822.

[4] 袁鵬斌,郭生武,呂拴錄.低合金高強度油管應(yīng)力導(dǎo)向氫致開裂腐蝕失效分析 [J]. 腐蝕與防護，2010，Vol.31(5):407-410.

[5] 張福祥,呂拴錄,王振彪，等.某高壓氣井套壓升高及特殊螺紋接頭不銹鋼油管腐蝕原因分析[J].中國特種設(shè)備安全，2010,26(5)：65-68.

[6] 呂拴錄，李元斌，王振彪，等.某高壓氣井13Cr油管柱泄漏和腐蝕原因分析[J]. 腐蝕與防護，2010，31(11)：902-904.

Fracture Cause Analysis on S13Cr110 Tubing with Premium Connection for KXS2-2-3 Well

YANG Xiangtong1, LYU Shuanlu1,2, PENG Jianxin1, XIE Junfeng1, GENG Hailong1, YANG Shuangbao1，WANG Peng3, WANG Xinhu3, LI Jinfeng3, LU Caihong3

(1.MaterialScienceandEngineeringDepartmentofChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.PetrochinaTarimOilFieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China；3.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi′an,Shaanxi710077,China)

The mill-end connection fracture failure is investigated on S13Cr110 tubing with premium connection in one well. It is considered that tubing fracture failure belongs to SCC based on analysis of fracture’s macrography, fractography, and metallography. It is concluded that the both fracture of the two tubing all at coupling end made up by mill is related to higher make-up torque at mill end than that at field end. The physical testing and chemical analysis of the tubing material show that the tubing material is in accordance with standard specification and user requirement.

tubing; premium connection; fracture; SCC

楊向同，男，1972年生，高級工程師，1996年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)礦場地球物理專業(yè)，主要從事測井和試油技術(shù)研究和管理工作。E-mail: lvshuanlu@163.com

TE933

A

2096-0077(2017)04-0051-06

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.04.013

2016-10-03 編輯：葛明君)