某氣舉井修復油管斷裂原因分析

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(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000;2. 中國石油集團 石油管工程技術研究院, 西安 710065)

某氣舉井修復油管斷裂原因分析

趙密鋒1,謝俊峰1,龍巖2,李巖1,楊淑珍1

(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000;2. 中國石油集團 石油管工程技術研究院, 西安 710065)

采用理化性能檢驗以及掃描電鏡和能譜分析等方法，對塔里木油田某氣舉井修復油管的斷裂原因進行了分析。結果表明：該修復油管的化學成分和力學性能符合相關標準對P110鋼級油管的要求，油管斷裂是由于油管內壁存在大量裂紋導致承載能力降低所致，而油管內壁裂紋的產生則是腐蝕疲勞和應力腐蝕開裂聯合作用的結果。

修復油管; 斷裂; 腐蝕疲勞; 應力腐蝕

在石油開采過程中，油管是油氣產出的唯一通道。舊油管修復再利用是各油田降低綜合生產成本的重要措施，但是油管失效問題是普遍存在并一直困擾油田生產的一個重大問題[1]。油管失效可分為斷裂、腐蝕、泄漏、粘扣等及其組合，其中斷裂占油管失效總量的20%以上[2]。因此，尋找油管斷裂的原因并采取改進措施具有重要意義。

某油井于2014年8月下氣舉完井管柱EU油管(規格φ73.02 mm×5.51 mm)271根，NU油管(規格φ73.02 mm×5.51 mm)218根，2015年5月起甩氣舉管柱時發現，第23根EU油管管體橫向斷裂，斷裂位置為井深226 m處。該失效油管為修復油管，其修復前的服役情況及原鋼級已無法考證，修復后按N80鋼級使用。為查明該油管斷裂失效原因，筆者對其進行了檢驗和分析。

1 理化檢驗

1.1 宏觀分析及尺寸測量

斷裂油管的宏觀形貌如圖1所示，油管沿管體橫向完全斷裂，1號帶接箍的試樣位于斷裂面下部，2號管體試樣位于斷裂面上部，油管外表面呈銹黃色，無明顯損傷痕跡。管體內表面腐蝕嚴重，存在大量腐蝕坑，如圖2所示。沿管體軸向測量其外徑，1號油管外徑為73.24～73.65 mm，2號油管外徑為73.20～73.80 mm，均符合API Spec 5CT-2012要求的72.23～73.81 mm，管體未發生明顯的塑性變形。

油管斷口宏觀形貌如圖3所示，可見下部油管斷口存在多條橫向裂紋。斷口經醋酸纖維紙清潔過后顏色發黑，呈臺階狀，存在多處平坦區，除局部斷口靠外壁側有剪切唇外，無明顯塑性變形特征。斷口內表面宏觀形貌如圖4所示，可以看出斷口附近內表面腐蝕嚴重，存在較多腐蝕坑，且可見多條橫向裂紋。

圖1 斷裂油管宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of the fractured tubing

圖2 2號斷裂油管內表面宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of internal surface of No.2 tubing

圖3 油管斷口宏觀形貌Fig.3 Macro morphology of fracture of the tubing: a) the upper fracture part; b) the lower fracture part

圖4 斷口處油管內表面宏觀形貌Fig.4 Macro morphology of internal surface of the tubingat the fracture position

1.2 化學成分分析

依據GB/T 4336-2002采用ARL 4460直讀光譜儀對斷裂油管取樣進行化學成分分析，結果見表1，可見該油管的化學成分符合API Spec 5CT-2012的技術要求。

1.3 力學性能試驗

從2號失效油管上取拉伸、沖擊和硬度試樣，分別依據GB/T 228.1-2010，GB/T 229-2007，GB/T 230.1-2009進行拉伸、沖擊(0 ℃)和洛氏硬度試驗。其中，拉伸試樣尺寸為19.1 mm(寬)×50 mm(標距)，沖擊試樣尺寸為3.3 mm×10 mm×55 mm，由于該油管壁厚僅為5.51 mm，無法取得標準沖擊試樣(10 mm×10 mm×55 mm)，故沖擊試驗結果僅供參考。所得試驗結果取3組試樣的平均值，見表2。

由表2可見，該修復油管管體的抗拉強度Rm、屈服強度Rt0.6和斷后伸長率A均符合API Spec 5CT-2012對P110鋼級油管的技術要求，可知該修復油管降級使用前應為P110鋼級。

1.4 金相檢驗

依據GB/T 13298-1991采用MEF4M金相顯微鏡對斷裂油管管體及斷口附近的顯微組織、非金屬夾雜物及晶粒度進行檢驗。檢驗結果表明:油管管體與斷口附近顯微組織均為回火索氏體，晶粒度為9.0級；非金屬夾雜物含量為A0.5,B0.5,C0.5,D0.5;顯微組織未見明顯異常，見圖5。斷口附近管體內壁存在較多平行裂紋，多起源于內表面腐蝕坑，裂紋擴展過程中或裂紋尖端有孔洞形成，裂紋擴展形態主要有兩種：①直裂紋(不分叉或分叉較少)，穿晶擴展，部分裂紋尖端呈圓鈍狀，如圖6所示；②分叉裂紋(呈樹枝狀)，穿晶擴展，如圖7所示。

圖6 內表面直裂紋形貌Fig.6 Morphology of straight cracks on the internal surface

圖7 內表面分叉裂紋形貌Fig.7 Morphology of branch-cracks on the internal surface

1.5 掃描電鏡及能譜分析

油管斷口試樣經醋酸纖維紙多次覆膜及丙酮清洗后，采用掃描電鏡(SEM)及能譜分析儀(EDS)分別對斷口進行微觀形貌和腐蝕產物成分分析。斷口低倍形貌如圖8所示，可見油管內表面側斷口較平、無塑性變形，外表面側有剪切唇，表明斷裂起源于油管內表面。裂紋源區及擴展區均有腐蝕產物，并可見較多腐蝕坑和腐蝕溝，如圖9所示。沿油管斷口附近內表面裂紋打開后發現斷面腐蝕嚴重，可見平行排列的二次裂紋帶，具有疲勞開裂特征，如圖10所示。

圖8 斷口低倍SEM形貌Fig.8 SEM morphology of the fracture at low magnification:a) No.1 fracture sample; b) No.2 fracture sample

圖9 2號斷口試樣裂紋源區腐蝕坑形貌Fig.9 Morphology of corrosion pits in the crack source areaof No.2 fracture sample

圖10 斷口二次裂紋及疲勞特征形貌Fig.10 Morphology of secondary cracks and fatiguecharacteristics of the frature

能譜分析結果表明，油管斷裂面主要元素成分為碳、氧、鐵，還含有少量硫和氯元素；對裂紋內部及附近孔洞進行能譜分析，發現在裂紋尖端和孔洞內同樣含有硫和氯元素，其中氯元素含量較高，如圖11所示；裂紋附近孔洞內存在硫或氯元素，說明其為腐蝕介質作用下形成的腐蝕坑。

圖11 裂紋內腐蝕產物能譜分析結果Fig.11 EDS analysis results of corrosion products inside the cracks

2 分析與討論

上述理化檢驗結果表明，該修復油管原始鋼級應為P110級，其化學成分、顯微組織均符合API Spec 5CT-2012的相關技術要求。

從斷口宏觀形貌來看，油管斷口具有多源開裂特征；裂紋源位于油管內表面，斷口內表面側無塑性變形，外表面側存在局部剪切唇。可以推斷，該修復油管斷裂是由于油管內壁存在大量裂紋導致承載能力降低。掃描電鏡分析結果顯示，裂紋源區及擴展區腐蝕嚴重，有較多腐蝕坑和腐蝕溝，斷口附近油管內表面裂紋打開斷面上存在平行的二次裂紋帶，符合腐蝕疲勞斷裂的裂紋擴展形態及斷口形貌特征。

腐蝕疲勞是在腐蝕環境和交變應力載荷共同作用下，金屬構件發生開裂或斷裂而提前失效的現象[3]。在交變應力和腐蝕介質共同作用下導致的金屬材料的腐蝕疲勞斷裂，并沒有特定的腐蝕系統，只要環境對材料具有腐蝕作用，在交變應力作用下構件均可發生腐蝕疲勞失效[4]。腐蝕疲勞裂紋萌生是在腐蝕介質點蝕和交變應力作用下的塑性變形，從而形成初始裂紋，腐蝕介質和應力狀態共同決定了裂紋萌生速率[5]。腐蝕疲勞裂紋擴展速率由環境因素和交變應力載荷共同作用，兩者相互促進。

該井為氣舉井，在油套環空內的高壓氣體、油管自重及油氣混合引起的油管內壓力變化的聯合作用下，油管承受著復雜的交變載荷，這為腐蝕疲勞裂紋的形成提供了應力條件。油管斷裂位置為井深226 m處(第23根)，其下方還有466根油管，重力約為424 kN，可知該油管至少承受了424 kN的拉應力，為其斷裂提供了應力條件。

失效油管能譜分析結果表明，斷口除含碳、氧、鐵元素外，還發現有硫和氯元素，說明該油管服役環境中存在腐蝕性介質，為腐蝕疲勞裂紋的形成提供了環境條件。該油井產出天然氣中不含H2S，由此推斷失效油管修復前可能在含硫工況下服役過，進而造成腐蝕破壞或污染；該井地層水為CaCl2水型，Cl-質量濃度高達136 000 mg·L-1，斷口裂紋尖端高的氯元素含量，說明Cl-對裂紋擴展起到了明顯的促進作用。相關研究表明，Cl-的存在可弱化金屬與腐蝕產物間的作用力，加速材料腐蝕，并在油管內壁形成腐蝕坑，而腐蝕疲勞通常伴有較明顯的全面腐蝕和點蝕，其裂紋的形成一般認為與點蝕有關，腐蝕造成材料表面產生腐蝕坑，引起應力集中，促使疲勞裂紋在腐蝕坑底部萌生[6]，這與斷口處裂紋多起源于腐蝕坑的掃描電鏡觀察結果是一致的。

在腐蝕疲勞裂紋擴展過程中，由于腐蝕或應力的變化，裂紋擴展形態可能發生改變，斷口裂紋分析表明，該油管斷口還存在類似于應力腐蝕開裂造成的分叉裂紋。有文獻指出，疲勞裂紋擴展形態和裂紋尖端的最大應力強度因子KImax與應力腐蝕臨界強度因子KIscc的大小有關[7]。當KImaxKIscc時，應力腐蝕開裂起主導作用，裂紋以應力腐蝕開裂裂紋形態擴展，分叉較多。在實際失效斷口中，常能看到腐蝕疲勞與應力腐蝕開裂共同作用的特征，這與該油管內表面裂紋的擴展特征是相符的：油管內壁由于腐蝕首先形成較多腐蝕坑；在交變載荷和腐蝕介質共同作用下，腐蝕疲勞裂紋在腐蝕坑底部起源；當裂紋擴展較慢或停滯時，腐蝕占主要作用，裂紋變得圓鈍或形成腐蝕坑；而當裂紋尖端KImax>KIscc時，裂紋則以應力腐蝕開裂形態擴展。

綜上所述，該修復油管斷裂是由油管內壁存在大量裂紋導致承載能力降低所致，裂紋的產生是腐蝕疲勞和應力腐蝕開裂聯合作用的結果。

3 結論及建議

(1) 該修復油管斷裂是由于油管內壁存在大量裂紋導致承載能力降低所致，裂紋的產生是腐蝕疲勞和應力腐蝕開裂聯合作用的結果。

(2) 建議加強修復油管使用前和使用間隔的檢驗，防止帶有裂紋缺陷的油管下井使用，從而避免發生類似斷裂失效事故。

[1] 何迪,周思柱,黃天成.油管失效判據的理論研究[J].湖北工學院學報,2004,19(3):128-129.

[2] 孫蕊,張鈞,王溫棟.N80油管斷裂分析[J].理化檢驗-物理分冊,2014,50(11):860-862.

[3] 王榮.金屬材料的腐蝕疲勞[M].西安:西北工業大學出版社,2001.

[4] 孫智,江利,應鵬展.失效分析:基礎與應用[M].北京:機械工業出版社,2005.

[5] 崔璐,李臻,王建才,等.油井管的腐蝕疲勞研究進展[J].石油機械,2015,43(1):78-83.

[6] 劉光磊.石油鉆柱疲勞腐蝕失效機理及防治措施研究[D].青島:中國石油大學(華東),2007.

[7] 鄭文.鋼在腐蝕疲勞條件下裂紋擴展形態的轉變[J].金屬學報,1980,16(4):454-462,499-500.

CauseAnalysisonFractureofaRepairedTubinginaGas-LiftWell

ZHAOMifeng1,XIEJunfeng1,LONGYan2,LIYan1,YANGShuzhen1

(1. Petroleum Engineering Institute, Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China;2. CNPC Tubular Goods Research Institute, Xi’an 710065, China)

The fracture reasons of a repaired tubing in a gas-lift well in Tarim oilfield were analyzed through mechanical and chemical property testing, SEM analysis and EDS analysis. The results show that the chemical compositions and mechanical properties of the repaired tubing met the requirements of the relevant standards for the P110 steel grade tubings. The fracture of the tubing was due to the many cracks on the internal surface of the tubing which generated under the co-action of corrosive fatigue and stress corrosion cracking and reduced the bearing capacity of the tubing.

repaired tubing; fracture; corrosive fatigue; stress corrosion

2016-10-12

趙密鋒(1979-)，女，工程師，碩士，主要從事油氣井腐蝕防護工作，zhaomf_tlm@petrochina.com.cn

10.11973/lhjy-wl201712017

TE931

B

1001-4012(2017)12-0918-04