外加厚P110鋼級油管的斷裂原因

王尚衛(wèi)，羅有剛，趙鵬玉，陳曉麗，李德君

(1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710022；3.中國石油集團工程材料研究院有限公司，西安 710077)

0 引 言

油管是鉆完井后連接地層與地表的通道[1]。在開采油氣過程中，地層內(nèi)的石油、天然氣等采出物通過油管被輸送至地表，在對油氣井進行酸化壓裂等增產(chǎn)措施作業(yè)時，地表上配制好的壓裂液、酸化液等注劑也是通過油管被注入地層。作為地層與地表的重要連接通道，油管會承受溫度、壓力、腐蝕介質(zhì)等多因素的綜合作用[2-6]，并且隨著頁巖氣、致密氣等非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)以及水平井分段壓裂技術(shù)的應(yīng)用，油管服役環(huán)境愈加惡劣。

西部某致密砂巖氣井在酸化壓裂后的放噴試氣過程中，規(guī)格為φ73.02 mm×5.51 mm的外加厚P110鋼級油管發(fā)生斷裂。該氣井于2020年1月21日完成酸化壓裂，使用鹽酸約60×103kg，放噴排液，井口產(chǎn)氣，點火可燃。2020年2月25日上提油管柱后發(fā)現(xiàn)油管柱在自井口向下約400 m的位置處發(fā)生斷裂，斷口垂直于管體軸向，位于距最近油管接箍約630 mm的管體上。為了確定該外加厚油管的斷裂原因以杜絕類似事故的再次發(fā)生，作者對其進行了失效分析，并提出了相應(yīng)的預(yù)防措施。

1 理化檢驗及結(jié)果

1.1 宏觀形貌

外加厚油管的斷裂位置位于油管管體加厚段之外，距最近的接箍下端約630 mm，其整體宏觀形貌如圖1所示。由圖2可以看出：外加厚油管斷口平整，且存在2個高度相差約30 mm的大面積平坦斷面，斷口無明顯塑性變形，呈典型的脆性斷裂特征；斷口具有明顯的多源起裂特征，斷口上的放射花樣收斂于油管內(nèi)壁，油管外壁存在剪切唇，據(jù)此判斷裂紋由油管內(nèi)壁萌生，并向外壁擴展，當裂紋擴展至某一臨界尺寸時，油管發(fā)生斷裂。

圖1 斷裂外加厚油管的宏觀形貌

圖2 外加厚油管的斷口宏觀形貌

1.2 化學(xué)成分

根據(jù)GB/T 4336-2016，在外加厚油管斷口附近截取試樣，采用ARL 4460型直讀光譜儀測試油管的化學(xué)成分，結(jié)果見表1。由表1可知，該外加厚油管的化學(xué)成分滿足API Spec 5CT中P110鋼級油管的成分要求。

表1 斷裂外加厚油管的化學(xué)成分

根據(jù)SY/T 5329-2012和SY/T 5523-2016，采用Thermofisher iCE3500型原子吸收光譜儀對在壓裂作業(yè)現(xiàn)場收集到的3瓶放噴液樣本進行化學(xué)成分分析，3瓶放噴液分別于2020年1月21日14:00，19:00和20:30收集。由表2可知，3個時間段所收集到的放噴液成分基本一致，均呈弱酸性，且含有較高質(zhì)量濃度的S2-，說明井內(nèi)含有硫化物。

表2 不同時段收集放噴液的化學(xué)成分及pH

1.3 斷口微觀形貌及微區(qū)成分

在斷裂外加厚油管斷口上截取2個含裂紋源的試樣，取樣位置分別位于2個不同高度的平坦斷面上。試樣經(jīng)清洗后，采用VEGA II型掃描電子顯微鏡(SEM)觀察斷口形貌，并采用附帶的能譜儀(EDS)進行微區(qū)成分分析。由圖3可以看出：斷口呈脆性斷裂特征，表面覆蓋有腐蝕產(chǎn)物，裂紋源位于油管內(nèi)壁表面的點蝕坑底部；斷口上局部區(qū)域有沿晶開裂的二次裂紋。在斷口表面選擇14個測量點進行EDS分析，均檢測到硫元素存在，統(tǒng)計得到硫元素的平均質(zhì)量分數(shù)約為1%。其中1個點的EDS分析結(jié)果如圖3(d)所示，鉀元素主要來源于壓裂作業(yè)中使用的大量KCl溶液，鈉、鈣、碳、氧、硅元素主要來源于壓裂作業(yè)中的克里摩里組地層，該地層中含有大量的碳酸鹽巖，且存在含有鈣、鈉、鉀等元素的長石(硅酸鹽巖)。

圖3 斷裂外加厚油管斷口的SEM形貌及EDS分析結(jié)果

1.4 顯微組織

采用線切割方法在斷口裂紋源處將外加厚油管沿縱向剖開，并截取縱截面金相試樣，試樣經(jīng)打磨、拋光，用體積分數(shù)2%硝酸酒精溶液腐蝕15 s后，采用OLS4100型激光共聚焦顯微鏡觀察裂紋形貌和顯微組織。由圖4可以看出：斷裂外加厚油管內(nèi)有較嚴重的帶狀組織和較大的條狀夾雜物，結(jié)合EDS分析結(jié)果可知該夾雜物為硫化物；在距離斷口平面不足3 mm處的油管管體內(nèi)存在一條與斷口平面相平行的裂紋(橫向裂紋)，裂紋由油管管體內(nèi)壁向外壁方向擴展，該橫向裂紋較寬，分支較少，呈沿晶開裂，具有典型的硫化物應(yīng)力腐蝕開裂特征；在距離油管內(nèi)壁約0.5 mm處還存在一條縱向裂紋，該裂紋呈沿晶開裂特征。

圖4 斷裂外加厚油管的顯微組織、夾雜物EDS譜與裂紋形貌

1.5 力學(xué)性能

按照ASTM A370-19ε1，采用線切割方法在斷裂外加厚油管上沿縱向截取標距為50 mm的拉伸試樣，采用UTM5305型材料試驗機進行室溫拉伸試驗；按照ASTM A370-19ε1，在斷裂外加厚油管上沿縱向截取尺寸為3.3 mm×10 mm×55 mm的夏比V型缺口沖擊試樣，缺口深度為2 mm，采用PIT302D型沖擊試驗機進行沖擊試驗，試驗溫度為273 K，測3次取平均值；在斷裂外加厚油管上截取橫截面環(huán)形硬度試樣，按照GB/T 230.1-2018，采用RB2002T型洛氏硬度計測試洛氏硬度。由表3可知：斷裂外加厚油管的硬度為31.4 HRC，強度、塑性和沖擊功均符合API Spec 5CT對P110鋼級油管的要求。

表3 斷裂外加厚油管的力學(xué)性能

2 斷裂原因分析

由理化檢驗結(jié)果可知：斷裂外加厚油管的化學(xué)成分、拉伸性能、夏比V型缺口沖擊性能均滿足API Spec 5CT對P110鋼級油管的要求；在壓裂作業(yè)現(xiàn)場收集到的3瓶放噴液中均檢測到了較高濃度的S2-，放噴液呈弱酸性。外加厚油管的裂紋萌生于油管內(nèi)壁，并沿油管厚度方向擴展，最終使得油管發(fā)生斷裂；斷裂油管的斷口平坦，與管體軸向垂直，無明顯塑性變形特征，且可以觀察到沿晶二次裂紋，斷口呈脆性斷裂特征。根據(jù)EDS分析結(jié)果可知，油管斷口表面腐蝕產(chǎn)物中存在質(zhì)量分數(shù)約1%的硫元素。在距斷口不到3 mm處的油管管體內(nèi)存在一條與斷口相平行的沿晶裂紋，該裂紋較寬，分支較少，具有典型的硫化物應(yīng)力腐蝕開裂特征。

應(yīng)力腐蝕開裂(stress corrosion cracking,SCC)是由腐蝕環(huán)境和應(yīng)力共同作用而引起的一種脆性斷裂。硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(sulfide stress corrosion cracking, SSCC)是應(yīng)力腐蝕開裂一種特殊形式，導(dǎo)致其產(chǎn)生的腐蝕介質(zhì)為硫化物。一般認為SCC的發(fā)生需要3個要素的特定組合，即拉應(yīng)力、特定的腐蝕環(huán)境和敏感材料，三者缺一不可[7]。斷裂外加厚油管位于整個油管柱的上部，油管柱總長約5 200 m，斷裂位置距井口約400 m，斷裂位置以下連接著長度約4 800 m的油管，總質(zhì)量約4.6×104kg，故該斷裂油管承受著較高的軸向拉應(yīng)力，符合應(yīng)力腐蝕開裂的拉應(yīng)力條件。該外加厚油管斷裂發(fā)生在酸化壓裂作業(yè)后的放噴試氣過程中，酸化壓裂作業(yè)前，氣井已完成射孔，射孔后地層與氣井相連通，隨后經(jīng)過酸化壓裂，地層縫隙被充分打開，地層中的天然氣、酸化壓裂殘液通過套管的射孔段進入油管柱內(nèi)，并被輸送至地面(井口點火可燃證明地層中的天然氣已被采出)，作為天然氣的主要伴生氣H2S也隨著天然氣一同進入油管柱內(nèi)，使得放噴液中存在較高濃度的S2-(H2S易溶于水)，這為油管發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂提供了特定的腐蝕環(huán)境。P110鋼級油管管材是硫化物應(yīng)力腐蝕開裂的敏感材料。后續(xù)該氣井通過更換C110鋼級抗硫油管恢復(fù)生產(chǎn)后，在產(chǎn)出氣中檢測到了H2S，驗證了硫化物源自地層。

除了上述拉應(yīng)力、特定的腐蝕環(huán)境和敏感材料3個必備條件以外，油管的應(yīng)力腐蝕還受到多種因素的影響，例如油管表面狀態(tài)、強度、硬度、顯微組織、冶金質(zhì)量以及介質(zhì)中的其他成分等[8]。應(yīng)力腐蝕開裂的裂紋往往起源于表面缺陷部位或應(yīng)力集中處，點蝕坑底部易于萌生應(yīng)力腐蝕裂紋。而由斷口微觀形貌分析可知，斷裂油管內(nèi)壁上存在大量點蝕坑，裂紋起源于點蝕坑底部。管材的強度和硬度對應(yīng)力腐蝕也有一定影響。黃永昌等[7]研究發(fā)現(xiàn)，在化學(xué)成分相似的情況下，材料的SSCC敏感性隨材料強度的增加而提高。硬度與強度密切相關(guān)，硬度越高，發(fā)生SSCC的臨界應(yīng)力越小，為了防止SSCC的發(fā)生，NACE MR0175推薦在酸性環(huán)境中，鋼的硬度極限為22 HRC，但這一極限并不是絕對的，可根據(jù)具體情況進行調(diào)整[9]。P110和C110為同一鋼級油管，API Spec 5CT對在H2S環(huán)境下使用的油管管材的硬度和屈服強度最高值做出了如下限制：C110鋼級抗硫油管的硬度不高于30 HRC，對P110鋼級油管的硬度未做要求；C110鋼級抗硫油管的屈服強度上限為828 MPa，P110鋼級油管的屈服強度上限為965 MPa。斷裂外加厚油管為P110鋼級油管，其硬度為31.4 HRC，遠超22 HRC，甚至超過了C110鋼級油管的硬度上限。另外，材料的冶金質(zhì)量缺陷，特別是大型夾雜物會顯著降低材料的硫化物應(yīng)力腐蝕抗力[10]，而斷裂油管的組織中存在較大的硫化物夾雜，這些顯微組織缺陷對油管的斷裂起到了促進作用。

3 結(jié)論及建議

(1)外加厚P110鋼級油管的斷裂形式為硫化物應(yīng)力腐蝕開裂；外加厚油管位于油管柱上部，承受較高的軸向拉應(yīng)力，且氣井采出氣中的H2S為油管提供了硫化物腐蝕環(huán)境，而外加厚油管材料對硫化物應(yīng)力腐蝕開裂敏感性較高，這些為油管發(fā)生硫化物應(yīng)力腐蝕開裂提供了必要條件；油管的硬度較高，且顯微組織內(nèi)存在較大的硫化物夾雜，促進了油管的應(yīng)力腐蝕開裂。

(2)為防止類似事故的再次發(fā)生，在H2S環(huán)境下開采氣井時應(yīng)使用抗硫鋼油管，并通過控制抗硫鋼的顯微組織以嚴格控制其硬度和強度，確保油管能夠在酸性環(huán)境中安全服役。