全井筒試壓時140V鋼級油層套管管體爆裂原因

2022-11-23 01:35:08趙金蘭劉劍雄

機械工程材料 2022年11期

趙金蘭，仝珂，李虹，郭軍，劉劍雄，劉青

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司，西安 710077；2.西南油氣田安全環保與技術監督研究院，成都 610096；3.中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田物資分公司，成都 610017)

0 引言

隨著石油天然氣勘探技術的發展，油氣井逐步向深井、超井深、高溫、高壓、高含硫井發展，其管道服役工況越來越復雜。井下油套管經常出現脫扣(滑脫)、擠毀/變形、泄漏、破裂/爆裂、表面損傷(磨損、腐蝕)等失效事件，嚴重時將導致整口井的報廢，造成巨大經濟損失；若井下含腐蝕性氣體，將會對環境造成嚴重的破壞，甚至會危害公眾的生命健康安全[1-3]。為了應對井下復雜的服役工況，我國逐漸采用125V、140V等高鋼級套管，以此來提高承壓能力。目前，國內外對于套管爆裂失效，研究的多為125鋼級以下的套管[4-6]，對于125V、140V鋼級套管的爆裂失效研究較少見。

某井在轉試油前進行清水全井筒試壓時出現B環空起壓的現象。通過測井找漏及注水泥塞后連油帶底封分段找漏，分析出B環空起壓的原因是井深482.6 m處套管接箍(現場端)附近存在變形和泄漏，該處油層套管管體存在裂口。該失效油層套管規格為φ139.7 mm×12.7 mm，材料鋼級為140V，扣型為特殊扣，最小扭矩為21 000 N·m，最大扭矩為25 000 N·m，最佳扭矩為22 700 N·m。油層套管外為技術套管，規格為φ244.5mm×11.99mm，材料鋼級為110TS。為了找到爆裂原因，作者對該油層套管進行了失效分析。

1 理化檢驗及結果

1.1 宏觀形貌

失效油層套管管段長1.6 m，其裂口中心位置距離管端接箍160 mm，裂口附近未發現液壓鉗鉗牙壓痕，裂口附近管體存在輕微鼓包變形，如圖1(a)所示。由圖1(b)和圖1(c)可見：裂口縱向長度約為200 mm，裂口處管體側面存在周向擴展裂紋，其中距管端接箍60 mm處的周向裂紋長約240 mm，另一側周向裂紋長約110 mm；裂口最大張開距離為95 mm，張開一側的爆裂斷口相對平齊，且存在長65 mm的橢圓凹陷變形區，另一側斷口為典型的45°剪切斷口。用超聲波清洗張開側斷口后觀察其形貌，可見該原始斷口為灰褐色，表面覆蓋了一層較厚的腐蝕產物，如圖1(d)所示。將剪切斷口用超聲波清洗，再用酒精清洗后觀察斷口形貌。由圖1(e)可以看出：斷口附近有明顯的塑性變形；整個斷口平行于主應力方向，出現與主應力方向成45°角的剪切形貌，斷口表面呈纖維狀，斷口內未發現特征花樣及裂紋源區；在斷口中部，沿縱向有一條凹凸不平、無金屬光澤、長約100 mm的條帶，條帶弧線兩端均消失于套管內壁。

圖1 爆裂油層套管宏觀形貌Fig.1 Macromorphology of burst production casing: (a) overall morphology; (b) enlarged view of split side face; (c) enlarged view ofburst fracture; (d) fracture morphology on open side and (e) shear fracture morphology

將張開一側的管體切割后，將其斷口與另一側斷口進行對接，因張開一側斷口發生凹陷變形，斷裂位置無法完全貼合，如圖2所示。裂口處張開一側管體與套管中心軸線的最大距離為125 mm，大于技術套管內徑的1/2，因此推斷油層套管爆裂時，張開一側斷口撞擊外層技術套管內壁導致斷口發生凹陷變形。

圖2 兩側爆裂斷口對接形貌Fig.2 Butt joint morphology of burst fracture on both sides

1.2 斷口微觀形貌和微區成分

將由乙酸纖維素和丙酮組成的膠狀液體附著于斷口，待干結后揭取，反復多次附著、揭取后，再用超聲波震動清洗，以除去斷口表面腐蝕產物。采用TESCAN VEGAⅡ型掃描電鏡(SEM)觀察去除表面腐蝕產物后斷口的微觀形貌。由圖3可以看出：裂口處管體上的斷口呈45°剪切形貌；放大后可見斷口上存在大量的韌窩，表明該套管裂口處發生了韌性斷裂。使用SEM附帶的能譜儀(EDS)對斷口上條帶內和條帶外區域進行成分分析，結果顯示條帶內和條帶外區域均主要含有鐵、氧、鉻、鈣、硅、硫等元素，成分無明顯差異。由斷口的宏觀和微觀形貌特征可知，該失效套管爆裂模式為韌性斷裂。

圖3 清理掉腐蝕產物后剪切斷口的SEM形貌Fig.3 SEM morphology on shear fracture after cleaning corrosion products: (a) low magnification morphology and(b) high magnification morphology

使用SEM及其附帶的EDS對斷口上腐蝕產物進行形貌觀察和成分分析。由圖4可見，在斷口內表面附近孔洞和縫隙處存在腐蝕產物，腐蝕產物主要含有鐵、氧、鈣、鎂、鋁、硫等元素。這說明套管服役環境中含有硫元素，但斷口上未見明顯腐蝕形貌。

圖4 斷口內表面附近腐蝕產物的SEM形貌和EDS分析結果Fig.4 SEM morphology (a) and EDS analysis results (b) corrosion of products near inner surface of fracture

1.3 壁厚和外徑

使用MMX-6DL型超聲波測厚儀測量油層套管壁厚。在裂口處(C端到D端范圍，C端距接箍的距離為260 mm)，將張開一側管體展開，按照虛擬坐標xy對管體進行網格劃分，如圖5所示，網格尺寸為20 mm，以網格節點作為壁厚測量點。測得斷口區套管壁厚在10.62～13.14 mm，非凹陷部位的最小壁厚為9.93 mm，出現在坐標(20，20)處，斷口凹陷部位最小壁厚為9.54 mm，位于裂口處。結果表明，裂口位置發生了明顯的塑性變形。

在裂口區域從C端向遠離裂口方向，先每隔30 mm取一截面，共取8個截面，再每隔100 mm取一截面，共取9個截面，每個截面上在0點、3點、6點和9點位置進行壁厚測量。測得管體正常部位(非裂口區域)0點位置軸向壁厚較小，最小壁厚為11.08 mm，6點位置軸向壁厚較大，均大于13 mm，其余位置軸向壁厚在11.94～13.71 mm之間。管體正常部位壁厚符合技術協議要求，壁厚不均勻度(最大與最小壁厚之差除以平均壁厚)在3.8%～11.3%。

在裂口區域管體和正常部位管體截面上測量0點與6點，3點與9點之間的外徑。測得裂口區域鼓脹處的最大外徑為145.0 mm，大于油層套管內徑，表明裂口部分發生了明顯鼓脹變形；管體正常部位的外徑均勻，在141.0～142.1 mm，符合技術協議要求。

圖5 斷口區域的壁厚測點分布示意Fig.5 Distribution of measuring points for wall thicknessin fracture area

1.4 化學成分

依據ASTM A751-21，采用ARL 4460型直讀光譜儀對遠離裂口部位的套管管體進行化學成分分析。由表1可以看出，油層套管的化學成分均符合技術協議要求。

表1 爆裂油層套管的化學成分

1.5 力學性能

在爆裂失效油層套管管體遠離裂口的部位上取縱向板狀拉伸試樣以及橫向、縱向沖擊試樣，拉伸試樣的標距段尺寸為25.4 mm×50.0 mm，沖擊試樣尺寸為10 mm×10 mm×55 mm，開V型缺口。依據ASTM A370-21，采用UTM5303型材料試驗機進行拉伸試驗；采用PIT302D型沖擊試驗機進行夏比沖擊試驗，試驗溫度為0 ℃，橫向和縱向各測3個試樣取平均值。由表2可知，失效套管正常部位的力學性能滿足技術協議要求。

表2 爆裂油層套管正常部位的力學性能

在遠離裂口部位的油層套管管體上截取15 mm厚的圓環，將其兩端橫截面磨平后，依據ASTM E18-19，采用RB2002T型洛氏硬度計測試硬度。在距內表面1/4壁厚、1/2壁厚和3/4壁厚處，沿圓周方向均勻取點測試，各測12個點取平均值。測得油層套管管體截面距內表面1/4壁厚、1/2壁厚和3/4壁厚處沿圓周方向的硬度測試值分別在33.1～34.4 HRC，33.1～34.6 HRC，33.1～34.7 HRC，平均硬度分別為33.6，34.0，34.0 HRC。可見油層套管管體硬度分布均勻。

1.6 顯微組織

在遠離裂口部位(正常部位)的油層套管管體以及剪切斷口處管體上取金相試樣，經180#～1500#砂紙依次打磨、精細拋光，再用體積分數2%硝酸酒精溶液腐蝕后，依據ASTM E3-11(2017)，使用OLS 4100型激光共聚焦顯微鏡觀察顯微組織。由圖6可以看出，油層套管正常部位和剪切斷口處的顯微組織均為回火索氏體，但是斷口處的組織發生變形。

圖6 爆裂油層套管不同位置的顯微組織Fig.6 Microstructures at different positions of burst productioncasing: (a) normal part and (b) at shear fracture

根據ASTM E45-18a，在拋光處理后的金相試樣上采用A法進行非金屬夾雜物評級，結果顯示，失效套管管體中的非金屬夾雜物等級為A0.5,B1.0,D1.0,剪切斷口處為A0.5,B1.0,D1.0,二者無區別。根據ASTM E112-13，依據比較法測定晶粒度。油層套管正常部位和斷口處的晶粒度均為8.5級，無異常。

1.7 套管抗內壓性能

采用1 500 t復合加載試驗系統對同批次未下井油層套管進行拉伸載荷下的水壓試驗：將油層套管在扭矩22 793 N·m下上扣后，對其兩端焊接階梯狀堵頭，將焊接后套管試樣裝入極限試驗機中，試驗機兩端加法蘭墊片密封，控制扭矩在22 700 N·m(委托方資料提供的最佳扭矩)對套管施加拉伸載荷，同時向套管內施加水壓，測試拉伸載荷下的抗內壓性能。

根據SY/T 5731-2012保守計算套管柱井口懸掛載荷。由套管自重產生的軸向應力計算公式為

σa=Fa/S

(1)

Fa=(ρ-ρ1)SLg-ρSL2g

(2)

式中：σa為套管自重產生的軸向應力；Fa為套管自重產生的軸向載荷；ρ為油層套管密度，取7 800 kg·m-3；ρl為鉆井液密度，取2 200 kg·m-3；S為油層套管橫截面積，取0.005 065 m2；L為管柱觸地點深度，取3 480 m；g為重力加速度，取9.8 m·s-2；L2為爆裂點深度，取482.6 m。

施加水壓產生的軸向應力計算公式為

σaw=σhν

(3)

(4)

式中：σaw為施加水壓產生的軸向應力；σh為施加水壓產生的環向應力；Pw為施加水壓產生的井口壓力，取95 MPa；ν為泊松比，取0.3；d為內徑，取114.3 mm；t為壁厚，取12.7 mm。

由式(1)～(4)計算得到由套管自重和施加水壓產生的軸向應力分別為158，128 MPa，則套管在試壓過程中的最大軸向拉伸應力σmax為286 MPa。由內壓產生的封端管端軸向應力計算公式為

σap=PiSi/S

(5)

式中：σap為內壓產生的封端管端軸向應力；Pi為內壓；Si為內圓面積，取0.010 256 m2。

假設套管在內壓為95 MPa時爆破，則由式(5)計算得到該內壓產生的封端管端軸向應力為192 MPa。故水壓試驗時施加的拉伸應力為最大軸向拉伸應力與內壓產生的封端管端軸向應力之差，乘以套管橫截面積即得到拉伸載荷，為476 kN。因此，在水壓試驗時，首先施加476 kN拉伸載荷，再向套管內加水壓。結果顯示，當持續增加內壓至172 MPa時，油層套管未發生塑性變形，試驗后套管壁厚及外徑均未發生變化。

使用水壓爆破試驗系統對套管進行靜水壓爆破試驗，持續增加內壓至202.1 MPa時，油層套管的壁厚及外徑未發生變化，套管管體未發生塑性變形及泄漏。此時套管的實際靜水壓試驗壓力已大于技術規格書要求的抗內壓強度153 MPa，說明該套管的塑性變形安全系數大于其理論安全系數，套管的抗內壓性能良好。

140V鋼對應的理論屈服強度為965 MPa，由Mises第四強度理論[7]可知

(6)

(7)

式中：σy為理論屈服強度；σr為套管徑向應力；p為內壓；D為套管外徑，取139.7 mm。

簡便起見，可認為σr=-p。將前文計算得到的各數據及套管尺寸代入式(6)和式(7)，可以計算得到理論內壁屈服時的內壓為177.1 MPa。由油層套管力學性能試驗結果可知，實測屈服強度為1 010 MPa，實測抗拉強度為1 086 MPa，代入式(6)和式(7)可分別計算得到內壁屈服時的內壓為185.1 MPa，理論爆破壓力(將理論屈服強度替換為實測抗拉強度)為198.7 MPa。由此可知，爆裂套管理論抗內壓強度大于技術協議要求的抗內壓強度153 MPa。

由拉伸試驗測得同批次未失效套管的管體實際屈服強度為1 023 MPa，實際抗拉強度為1 097 MPa，則通過式(6)和式(7)計算得到理論內壁屈服時的內壓為186 MPa，理論爆破壓力為200 MPa，均大于技術協議要求的抗內壓強度153 MPa。綜上，失效套管及同批次未失效套管的抗內壓強度均滿足技術協議要求。

2 爆裂原因分析

理化檢驗結果表明，爆裂油層套管的壁厚、直徑、化學成分、力學性能均符合技術協議要求，洛氏硬度分布均勻。對未下井同批次油層套管進行拉伸載荷下的水壓試驗和靜水壓爆破試驗，可知其抗內壓強度大于153 MPa，符合技術協議要求。爆裂油層套管裂口處顯微組織、晶粒度等與遠離裂口處相同，未見明顯異常。爆裂油層套管裂口附近管體存在輕微鼓包變形，爆裂起源于距離套管接箍60～260 mm管體段鼓脹變形最大、壁厚減薄最大處，鼓脹區最大直徑145.0 mm，減薄處最小壁厚9.54 mm，減薄明顯。斷口兩側爆裂斷口呈現不同形貌，張開一側的爆裂斷口相對平齊，另一側斷口為典型的45°剪切斷口，斷口上存在韌窩，該斷裂為韌性斷裂。套管服役環境中含有硫元素，但斷口未見腐蝕形貌，說明套管壁厚減薄非硫腐蝕所致，而是由于套管內部壓力逐步增加所致。當壁厚減薄至該部位不足以承受壓力時即發生爆裂。綜上所述，該套管爆裂原因為在全井筒試壓壓力超載作用下，套管局部管體發生鼓脹變形、壁厚減薄，管體內部壓力超過管體自承受壓強導致管體爆裂失效。