P110S鋼級油管管體斷裂原因

趙映輝,夏文斌,周勇,趙建明

(衡陽華菱鋼管有限公司 技術中心,衡陽 421001)

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、酸化液等增產作業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、高流速產出物會對油管產生強烈的沖刷腐蝕作用,尤其在油管管柱服役結構異常的情況下,經常發生油管管柱的斷裂事故[5-8]。

某石油井在工作過程中發生P110S鋼級油管斷裂事故,油管規格為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時,發現抽吸裝置卡在井下300 m處,無法繼續下井。經過調查發現,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,繼續進行抽吸作業,抽吸作業過程中并未發生任何問題,抽子下井深度為2 200 m。之后再次進行抽吸作業時,抽吸裝置又發生卡住現象,發現第2支油管管體已經斷裂,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 火花放電原子發射光譜法(常規法)》對斷裂油管管體進行化學成分分析,結果如表1所示。由表1可知:油管管體的化學成分符合標準要求。

表1 斷裂油管管體化學成分分析結果 %

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,裂紋兩側無脫碳氧化現象,在裂紋內部可以明顯觀察到腐蝕產物,且裂紋尖端存在多個分支現象,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,可據此判斷裂紋起源于管體外表面。對裂紋內部進行能譜分析,結果如圖7所示。由圖7可知:裂紋內部主要為S、P和Fe元素,裂紋內部發生腐蝕,腐蝕產物中S 元素含量較高。

圖6 斷口表面SEM 形貌

圖7 裂紋內部能譜分析位置及分析結果

1.5 X射線衍射分析

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

圖8 管體裂紋內部腐蝕產物X射線衍射分析結果

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ASTM A370—2021 《鋼產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,結果如表2所示,該批油管出廠前力學性能測試結果如表3所示。檢驗結果表明,斷裂油管管體拉伸性能不符合標準規定,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定。

表2 斷裂油管管體拉伸試驗結果 MPa

表3 油管出廠前力學性能測試結果 MPa

2 綜合分析

理化檢驗結果表明: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;斷口腐蝕產物主要為FeS,且石油井含一定量的硫化氫。綜上所述,油管發生斷裂的機制為在含硫化氫的環境下發生應力腐蝕開裂[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量分數約為5×10-5～5×10-3,井口的溫度約為-10 ℃,不作業時溫度會降低至-40 ℃左右。在含硫化氫的環境中,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,材料發生應力腐蝕開裂的傾向將會增大[11-12]。

(3) 油管由于自重的原因將承受拉伸載荷,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,材料發生應力腐蝕開裂的概率也增大。

3 結論及建議

(1) P110S鋼級油管發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),使用抗硫化氫油套管,降低應力腐蝕開裂的風險。