西部某油田修復油管螺紋處斷裂的原因

王 磊,李 巖,龍 巖,白真權

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室,西安 710077;2.塔里木油田,庫爾勒 841000)

近年來,隨著西部油田大力開發,油氣田開發環境變得越來越苛刻,出現了“超深、超高溫、超高壓”的“三超”特征,加之綜合含水量的上升以及油井管柱服役時間的延長,油管存在腐蝕、彎曲、表面損傷,開裂等問題[1-2]。因此,需要對在役油井管進行檢測修復以保障油田的生產安全,舊油管回收修復也成為降本增效的重要措施[3-4]。然而,多數油管修復廠家的檢測、修復技術參差不齊,修復油管在使用過程中出現斷脫失效的問題變得越來越突出,給油田造成巨大的經濟損失,修復油管失效已成為影響油田安全生產與經濟效益的突出問題。

1 油管工況

某井進行堵水補孔措施作業,解封封隔器,起原井管柱時常有掛卡現象,當起至第3根油管時,懸重從40 t提升至50 t后突然降至10 t,判斷管柱斷脫。打撈后發現,第110根油管發生斷裂,斷裂位置位于油管加厚端與絲扣連接處,斷口呈鋸齒狀,絲扣橫向斷裂,送檢試樣如圖1所示。該井產出水為典型的氯化鈣水型,其中Cl-質量濃度高達131 g/L,產出氣中CO2含量較低,僅為0.400%(質量分數),不含H2S氣體。

圖1 斷裂油管宏觀形貌Fig.1 Macrograph of fractured tubing

2 理化檢驗與結果

2.1 宏觀形貌分析

該斷裂油管材料為P110碳鋼,其斷口宏觀形貌如圖2所示,從圖2可以看出,斷口右半部分存在多個平坦特征區,為多源脆性斷裂區,左半部分為典型的剪切唇形貌,這說明右半部分區域發生脆性斷裂之后,由于管體剩余部分承載過大,左半部分發生韌性斷裂。從圖3管體外螺紋宏觀照片可以看到,斷裂發生在螺紋底部位置;同時,螺紋中間位置結構完好,并呈現金屬光澤,這說明螺紋的密封性未被破壞。值得注意的是,韌性斷裂一側螺紋末端的最后兩道螺紋被黑色不明物質覆蓋。這種現象在脆性斷裂的螺紋底部同樣存在,對脆性斷裂區進一步觀察發現,這些黑色物質表面存在相互平行的機加工痕跡,說明螺紋末端附著的黑色不明物質是人為造成,其具體成分將在能譜分析部分給出。

圖2 斷裂油管斷口宏觀形貌Fig.2 Macrograph of fracture of fractured tubing

圖3 斷口位置螺紋宏觀照片Fig.3 Macrographs of thread at fracture position

2.2 化學成分分析

在斷裂油管管體位置取樣,依據GB/T4336—2016標準《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測定 火花放電原子發射光譜法(常規法)》,應用ARL 4460直讀光譜儀進行化學成分分析,結果見表1。由檢測結果可知,失效油管管體化學成分符合API 5CT—2018標準《套管和油管規范》的要求。

表1 斷裂油管的化學成分Tab.1 Chemical composition offractured tubing

2.3 力學性能分析

在斷裂油管管體位置取縱向全壁厚拉伸試樣、縱向夏比V型缺口沖擊試樣,進行拉伸試驗、夏比沖擊試驗，結果見表2～3。按照API 5CT—2018標準要求,可以確定,管體拉伸性能未滿足標準要求。管體外表面腐蝕嚴重,造成拉伸試樣局部區域厚度不均,可能是拉伸性能不達標的原因,因此拉伸數據僅作參考。沖擊試驗結果顯示,管體沖擊功(換算后)滿足API 5CT—2018標準對P110鋼材料要求。在斷裂油管管體及接箍處取硬度試樣進行硬度測試。結果顯示,管體的平均硬度為27.8 HRC。

表2 室溫拉伸試驗結果Tab.2 Results of tensile tests at room temperature

表3 0 ℃夏比沖擊試驗結果Tab.3 Results of Charpy impact tests at 0 ℃

2.4 金相檢查

從斷裂油管管體位置取金相試樣,依據GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T 10561—2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測量標準評級圖顯微檢驗法》、GB/T 6394—2002《金屬平均晶粒度測定方法》標準,應用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統對其組織、非金屬夾雜物進行分析,如圖4所示。由圖4可見,斷裂油管組織為回火索氏體,非金屬夾雜物等級為A0.5,B0.5,D0.5,晶粒度等級為9.0級。可以確定該斷裂油管的組織均無異常。

圖4 斷裂油管的顯微組織Fig.4 Microstructure of fractured tubing

2.5 斷口光鏡分析

圖5(a)為韌性斷口的縱剖面,可見斷口左側第一個螺紋牙底被黑色不明物質填滿,第二個螺紋牙底未見黑色不明物質。將帶有黑色物質的螺紋區域放大,從圖5(b)可以看出,在螺紋牙底部外表面與黑色物質之間存在一層明顯的過渡層,該過渡層的范圍僅限于被不明物質覆蓋的區域。由此可以初步斷定,該過渡層的形成可能與黑色不明物質有關。同時,在韌性斷口的螺紋底部和側面均發現疑似裂紋。

(a) 縱剖面

(b) 局部放大圖圖5 斷口韌性縱剖面及其局部放大圖Fig.5 Longitudinal section of ductile fracture (a) and its partial enlarged detail (b)

圖6(a)為脆性斷口附近裂紋原始照片,可以看出,在斷口附近存在大量裂紋,裂紋呈樹枝狀,分叉較多,其周圍組織無明顯異常。從圖6(b)裂紋微觀照片可見,在多處裂紋尖端位置存在近似圓形結構,裂紋具有穿晶特征,局部呈沿晶特征,裂紋多沿壁厚方向即徑向擴展。

(a) 原始照片

(b) 微觀照片圖6 脆性斷口附近裂紋原始照片及其微觀照片Fig.6 Original photo (a) and micrograph (b) of cracks near brittle fracture

2.6 斷口掃描電鏡及能譜分析

在油管斷口處取樣,經醋酸纖維+丙酮試劑清洗后,采用TESCAN VEGA II掃描電子顯微鏡(SEM)及其附帶的XFORD INCA350能譜分析儀(EDS)進行微觀形貌觀察和能譜分析。從圖7中可見,油管斷口裂紋源區及擴展區表面均被少量的腐蝕產物附著,從斷口形貌可以確定斷口類型為脆性斷口。

(a) 裂紋源區

(b) 裂紋擴展區圖7 斷口SEM圖Fig.7 SEM images of the fracture: (a) crack source zone; (b) crack propagation zone

圖8為螺紋牙底截面SEM圖,可以看出,螺紋牙底外表面被結構疏松的黑色物質填滿(圖中方框2區域),黑色物質底部與牙底外表面之間附著一層灰色區域(圖中方框1區域)。表4能譜分析結果表明,灰色區域成分主要為C、O、Fe元素,推斷灰色區域可能由鐵的氧化物以及碳酸亞鐵等物質構成,因此,判斷灰色區域為腐蝕產物層;螺紋底部黑色填充物的成分主要為C、O、Fe元素,與灰色區域不同的是,Fe元素含量明顯降低,C含量顯著提高,同時存在著Si、Ca等元素,說明黑色填充物質與腐蝕產物成分不同。

圖8 螺紋牙底截面SEM圖Fig.8 SEM image of cross section of thread roots

表4 螺紋牙底截面能譜分析結果Tab.4 EDS analysis results of cross section of thread roots

圖9為裂紋不同位置的縱剖面SEM圖,可以看出腐蝕產物層結構疏松,腐蝕介質容易進入腐蝕產物層,在基體表面發生垢下腐蝕。表5能譜分析結果顯示,裂紋根部主要的化學成分為C、O、Fe等元素,還存在Si、Ca、Mn、Cl等元素,與腐蝕產物層的元素成分近似,均以O、Fe元素為主,說明裂紋根部發生了氧腐蝕;裂紋根部、中部以及尖端均存在Cl元素,且含量依次呈升高趨勢,其中裂紋尖端的Cl元素的含量可達到21.05%(質量分數),說明在裂紋的擴展過程中伴隨著Cl元素的富集。

(a) 裂紋根部

(b) 裂紋中部

(c) 裂紋尖端圖9 裂紋不同位置縱剖面的SEM圖Fig.9 SEM images of longitudinal section at different positions of cracks

表5 裂紋不同位置縱剖面的能譜分析結果Tab.5 EDS analysis results of longitudinal section at different positions of cracks

將螺紋底部橫向裂紋打開,用掃描電鏡觀察其斷口形貌,結果如圖10所示。從圖10(a)可以看出,該裂紋斷口分為三個區域,右側為螺紋底部形貌、中間為腐蝕層(過渡區)形貌、以及左邊的裂紋源區形貌。圖10(b)為裂紋擴展區形貌,可以清晰看出裂紋具有穿晶和沿晶特征,并存在二次裂紋,是典型應力腐蝕開裂形貌。

(a) 裂紋源區

(b) 裂紋擴展區圖10 橫向裂紋打開后斷口的SEM圖Fig.10 SEM images of fracture after transverse crack opening: (a) crack source region; (b) crack propagation region

3 斷裂原因綜合分析

按照相關標準對該井P110修復油管失效管段進行檢測分析,結果表明:油管化學成分、沖擊性能均符合API Spec 5CT—2018標準相關技術要求。由于管壁發生腐蝕,全壁厚拉伸試驗性能指標未能滿足API Spec 5CT—2018標準的技術要求。該斷裂油管宏觀斷口分析表明,斷裂位于油管螺紋位置,裂紋起源于末端螺紋牙底外表面,然后由外表面向內表面沿壁厚橫向擴展,油管整個斷面脆性區存在多個平坦區,屬于多源脆性斷裂。斷裂發生后,油管剩余壁厚承受了全部載荷,導致油管螺紋剩余連接位置發生了塑性變形,直至斷脫。

金相檢查發現,裂紋區域呈穿晶和沿晶特征,符合應力腐蝕開裂裂紋擴展形貌特征。能譜分析結果表明,該油管螺紋處斷口以及外表面裂紋各區域Cl、O元素含量較高,特別是裂紋尖端Cl元素發生富集,可見其受井下含氯及含氧腐蝕介質腐蝕,滿足發生應力腐蝕開裂的條件。螺紋牙底外表面被結構疏松的黑色物質填滿,腐蝕性介質容易在結構疏松位置停留,在局部區域發生富集,導致黑色物質下方的基體發生腐蝕。由于腐蝕層結構不致密,存在間隙,腐蝕介質會不斷進入間隙,發生垢下腐蝕,當縫隙外氧很難擴散到縫隙內時,縫隙內金屬表面和縫隙外自由暴露表面之間形成閉塞電池,促使縫隙外Cl-向縫隙內遷移以保持電荷平衡,并在縫隙內形成金屬氯化物,此時縫隙內介質pH可降低至2～3,在縫隙內富集的Cl-和生成的H+的協同作用下,縫隙內金屬加速溶解[5]。這也是裂紋尖端形成大量近似圓形結構的原因。根據現場調研可知,該井完井階段所用壓井液中含有Cl-,環空保護液因采用清水配置可能存在Cl-,而該井地層水中Cl-質量濃度高達131 g/L。大量的Cl-為氯化物應力腐蝕開裂提供了有利條件。另一方面,該油管斷裂發生在井下第110根油管螺紋處,該處井深約1 000 m ,其下部連接383根油管,需要承受相當大的軸向拉伸載荷,滿足發生應力腐蝕開裂的拉應力條件。

綜上所述,該油管螺紋處斷裂失效的機理為垢下腐蝕與氯化物應力腐蝕開裂的共同作用。此外,該油管螺紋底部外表面附著的黑色物質引起縫隙腐蝕是材料發生氯化物應力腐蝕開裂的誘因。

4 結論及建議

(1) 該修復油管螺紋底部發生垢下腐蝕,Cl-通過縫隙進入基體,發生氯化物應力腐蝕開裂,造成油管斷脫。

(2) 建議加強質量監督,修復過程中嚴格禁止螺紋外表面附著不明物質。