分享：P110S钢级油管管体断裂原因

油管是油井中连接地表与地层的管道,在油气的开采过程中,油管主要承担将石油、天然气等采出物运送至地表以及将压裂液、酸化液等增产作业用料运输至地层的作用[1－4]。作为连接地层与地表的通道,石油和天然气等高压、高流速产出物会对油管产生强烈的冲刷腐蚀作用,尤其在油管管柱服役结构异常的情况下,经常发生油管管柱的断裂事故[5－8]。 

某石油井在工作过程中发生P110S钢级油管断裂事故,油管规格为73.02 mm×5.51 mm(外径×壁厚)。井深为4 152 m,井队在进行抽吸作业时,发现抽吸装置卡在井下300 m处,无法继续下井。经过调查发现,装置被卡原因是工厂段接头扭矩台肩变形缩颈。更换8支新油管后,重新将油管柱下井,继续进行抽吸作业,抽吸作业过程中并未发生任何问题,抽子下井深度为2 200 m。之后再次进行抽吸作业时,抽吸装置又发生卡住现象,发现第2支油管管体已经断裂,断裂位置在接箍下方8 m处。 

笔者采用宏观观察、化学成分分析、金相检验、扫描电镜(SEM)和能谱分析、X射线衍射分析等方法对油管断裂原因进行分析,以防止该类事故再次发生。 

1.   理化检验

1.1   宏观观察

断裂油管整体宏观形貌如图1所示,油管长度约8 m,裂纹主要分布在距上部接箍0.4～8 m位置(断口),管体上共存在11条裂纹,最短裂纹长度约为0.41 m,最长裂纹长度约为2.6 m,裂纹走向基本为纵向。油管管体断口宏观形貌如图2所示。由图2可知：断口无明显塑性变形,呈典型的脆性断裂特征。磁粉检测后油管管体宏观形貌如图3所示。由图3可知,管体裂纹呈分支状。 

图  1  断裂油管整体宏观形貌

图  2  油管管体断口宏观形貌

图  3  磁粉检测后油管管体宏观形貌

1.2   化学成分分析

在油管断口附近截取试样,采用直读光谱仪测试油管的化学成分,根据GB/T 4336—2016 《碳素钢和中低合金钢 多元素含量的测定 火花放电原子发射光谱法(常规法)》对断裂油管管体进行化学成分分析,结果如表1所示。由表1可知：油管管体的化学成分符合标准要求。 

1.3   金相检验

在断裂油管上截取并制备金相试样,将试样置于光学显微镜下观察,结果如图4～5所示。由图4～5可知：该油管断裂裂纹源位于油管外表面,裂纹两侧无脱碳氧化现象,在裂纹内部可以明显观察到腐蚀产物,且裂纹尖端存在多个分支现象,分支裂纹均呈沿晶分布特征。 

图  4  腐蚀前油管裂纹微观形貌

图  5  腐蚀后油管裂纹微观形貌

1.4   扫描电镜和能谱分析

对裂纹断口表面进行扫描电镜分析,结果如图6所示。由图6可知：断口呈放射状形貌特征,放射状花纹收敛于管体外表面,可据此判断裂纹起源于管体外表面。对裂纹内部进行能谱分析,结果如图7所示。由图7可知：裂纹内部主要为S、P和Fe元素,裂纹内部发生腐蚀,腐蚀产物中S元素含量较高。 

图  6  断口表面SEM形貌

图  7  裂纹内部能谱分析位置及分析结果

1.5   X射线衍射分析

为分析管体裂纹内部腐蚀产物的主要成分,在管体裂纹内部表面刮取腐蚀产物粉末,对粉末进行X射线衍射分析,结果如图8所示。由图8可知：腐蚀产物主要是硫化亚铁和四氧化三铁。 

图  8  管体裂纹内部腐蚀产物X射线衍射分析结果

1.6   力学性能测试

在断裂油管附近管体的第一象限、第三象限分别切取拉伸试样,依据ASTM A370—2021 《钢产品力学性能标准试验方法及定义》,在拉伸试验机上对试样进行拉伸试验,结果如表2所示,该批油管出厂前力学性能测试结果如表3所示。检验结果表明,断裂油管管体拉伸性能不符合标准规定,该批油管出厂前屈服强度为777～980 MPa,平均值为873 MPa,抗拉强度为858～1 003 MPa,平均值为913 MPa,这说明该批钢管性能波动范围较大,个别屈服强度超出标准规定。 

2.   综合分析

理化检验结果表明：管体断裂起源于外表面,呈脆性开裂特征,裂纹呈沿晶多分支特征；断口腐蚀产物主要为FeS,且石油井含一定量的硫化氢。综上所述,油管发生断裂的机制为在含硫化氢的环境下发生应力腐蚀开裂[9－10]。 

(1) 油管的强度越大,油管的抗应力腐蚀性能越差。 

抗硫油套管产品的强度越大,意味着需要缩短回火时间及降低回火温度,产品获得的位错就越多,且碳化物不能完全弥散均匀地析出,这些因素都会降低产品的抗应力腐蚀开裂性能。断裂油管管体的抗拉强度及屈服强度均较大,在井下使用油管将增加硫化氢应力腐蚀开裂的风险。 

(2) 油管在关井期间的使用温度较低,降低了P110S油管的抗应力腐蚀开裂性能。 

该井地层中硫化氢的质量分数约为5×10－5～5×10－3,井口的温度约为－10 ℃,不作业时温度会降低至－40 ℃左右。在含硫化氢的环境中,材料的抗应力腐蚀性能随着使用温度的降低而降低。在油井不作业的情况下,冬季井口位置的温度低于－10 ℃,在该温度下,油管材料的断裂韧性将会降低,应力腐蚀临界应力强度因子将会减小,材料发生应力腐蚀开裂的倾向将会增大[11－12]。 

(3) 油管由于自重的原因将承受拉伸载荷,且距离井口越近,其承受的拉伸载荷越大,而随着外载荷的增大,材料发生应力腐蚀开裂的概率也增大。 

3.   结论及建议

(1) P110S钢级油管发生断裂的机制为硫化氢应力腐蚀开裂,断裂油管的强度较大,油管的抗应力腐蚀开裂性能降低,关井期间靠近井口的油管使用温度较低,油管抗应力腐蚀开裂的性能随温度的降低而降低,井口位置油管承受的总拉伸应力最大,这也增加了油管发生硫化氢应力腐蚀开裂的风险。 

(2) 建议在类似腐蚀工况条件下,在满足强度条件的前提下(校核安全系数),使用抗硫化氢油套管,降低应力腐蚀开裂的风险。

文章来源——材料与测试网