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      油管是油井中連接地表與地層的管道，在油氣的開(kāi)采過(guò)程中，油管主要承擔(dān)將石油、天然氣等采出物運(yùn)送至地表以及將壓裂液、酸化液等增產(chǎn)作業(yè)用料運(yùn)輸至地層的作用。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(chǎn)出物會(huì)對(duì)油管產(chǎn)生強(qiáng)烈的沖刷腐蝕作用，尤其在油管管柱服役結(jié)構(gòu)異常的情況下，經(jīng)常發(fā)生油管管柱的斷裂事故。

 

     某石油井在工作過(guò)程中發(fā)生P110S鋼級(jí)油管斷裂事故，油管規(guī)格為73.02mm×5.51mm(外徑×壁厚)。井深為4152m，井隊(duì)在進(jìn)行抽吸作業(yè)時(shí)，發(fā)現(xiàn)抽吸裝置卡在井下300m處，無(wú)法繼續(xù)下井。經(jīng)過(guò)調(diào)查發(fā)現(xiàn)，裝置被卡原因是工廠段接頭扭矩臺(tái)肩變形縮頸。更換8支新油管后，重新將油管柱下井，繼續(xù)進(jìn)行抽吸作業(yè)，抽吸作業(yè)過(guò)程中并未發(fā)生任何問(wèn)題，抽子下井深度為2200m。之后再次進(jìn)行抽吸作業(yè)時(shí)，抽吸裝置又發(fā)生卡住現(xiàn)象，發(fā)現(xiàn)第2支油管管體已經(jīng)斷裂，斷裂位置在接箍下方8m處。

 

     研究人員采用宏觀觀察、化學(xué)成分分析、金相檢驗(yàn)、掃描電鏡(SEM)和能譜分析、X射線衍射分析等方法對(duì)油管斷裂原因進(jìn)行分析，以防止該類事故再次發(fā)生。

 

1、 理化檢驗(yàn)

 

1.1 宏觀觀察

 

      斷裂油管整體宏觀形貌如圖1所示，油管長(zhǎng)度約8m，裂紋主要分布在距上部接箍0.4~8m位置(斷口)，管體上共存在11條裂紋，最短裂紋長(zhǎng)度約為0.41m，最長(zhǎng)裂紋長(zhǎng)度約為2.6m，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(wú)明顯塑性變形，呈典型的脆性斷裂特征。磁粉檢測(cè)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。

1.2 化學(xué)成分分析

 

      在油管斷口附近截取試樣，采用直讀光譜儀測(cè)試油管的化學(xué)成分，根據(jù)GB/T 4336—2016《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測(cè)定 火花放電原子發(fā)射光譜法(常規(guī)法)》對(duì)斷裂油管管體進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果如表1所示。由表1可知：油管管體的化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

 

1.3 金相檢驗(yàn)

 

      在斷裂油管上截取并制備金相試樣，將試樣置于光學(xué)顯微鏡下觀察，結(jié)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(cè)無(wú)脫碳氧化現(xiàn)象，在裂紋內(nèi)部可以明顯觀察到腐蝕產(chǎn)物，且裂紋尖端存在多個(gè)分支現(xiàn)象，分支裂紋均呈沿晶分布特征。

 

1.4 掃描電鏡和能譜分析

 

      對(duì)裂紋斷口表面進(jìn)行掃描電鏡分析，結(jié)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(jù)此判斷裂紋起源于管體外表面。對(duì)裂紋內(nèi)部進(jìn)行能譜分析，結(jié)果如圖7所示。由圖7可知：裂紋內(nèi)部主要為S、P和Fe元素，裂紋內(nèi)部發(fā)生腐蝕,腐蝕產(chǎn)物中S元素含量較高。

 

 

 

1.5 X射線衍射分析

 

     為分析管體裂紋內(nèi)部腐蝕產(chǎn)物的主要成分，在管體裂紋內(nèi)部表面刮取腐蝕產(chǎn)物粉末，對(duì)粉末進(jìn)行X射線衍射分析，結(jié)果如圖8所示。由圖8可知：腐蝕產(chǎn)物主要是硫化亞鐵和四氧化三鐵。

 

 

1.6 力學(xué)性能測(cè)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(jù)ASTM A370—2021《鋼產(chǎn)品力學(xué)性能標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法及定義》，在拉伸試驗(yàn)機(jī)上對(duì)試樣進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，結(jié)果如表2所示，該批油管出廠前力學(xué)性能測(cè)試結(jié)果如表3所示。檢驗(yàn)結(jié)果表明，斷裂油管管體拉伸性能不符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，該批油管出廠前屈服強(qiáng)度為777~980MPa，平均值為873MPa，抗拉強(qiáng)度為858~1003MPa，平均值為913MPa，這說(shuō)明該批鋼管性能波動(dòng)范圍較大，個(gè)別屈服強(qiáng)度超出標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。

 

 

2、 綜合分析

 

      理化檢驗(yàn)結(jié)果表明：管體斷裂起源于外表面，呈脆性開(kāi)裂特征，裂紋呈沿晶多分支特征；斷口腐蝕產(chǎn)物主要為FeS，且石油井含一定量的硫化氫。綜上所述，油管發(fā)生斷裂的機(jī)制為在含硫化氫的環(huán)境下發(fā)生應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

 

     (1)油管的強(qiáng)度越大，油管的抗應(yīng)力腐蝕性能越差。

 

      抗硫油套管產(chǎn)品的強(qiáng)度越大，意味著需要縮短回火時(shí)間及降低回火溫度，產(chǎn)品獲得的位錯(cuò)就越多，且碳化物不能完全彌散均勻地析出，這些因素都會(huì)降低產(chǎn)品的抗應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂性能。斷裂油管管體的抗拉強(qiáng)度及屈服強(qiáng)度均較大，在井下使用油管將增加硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂的風(fēng)險(xiǎn)。

 

     (2)油管在關(guān)井期間的使用溫度較低，降低了P110S油管的抗應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂性能。

 

      該井地層中硫化氫的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為5×10-5~5×10-3，井口的溫度約為-10℃，不作業(yè)時(shí)溫度會(huì)降低至-40℃左右。在含硫化氫的環(huán)境中，材料的抗應(yīng)力腐蝕性能隨著使用溫度的降低而降低。在油井不作業(yè)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(huì)降低，應(yīng)力腐蝕臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子將會(huì)減小，材料發(fā)生應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂的傾向?qū)?huì)增大。

 

      (3)油管由于自重的原因?qū)⒊惺芾燧d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(fā)生應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂的概率也增大。

 

3、 結(jié)論及建議

 

      (1)P110S鋼級(jí)油管發(fā)生斷裂的機(jī)制為硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂，斷裂油管的強(qiáng)度較大，油管的抗應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂性能降低，關(guān)井期間靠近井口的油管使用溫度較低，油管抗應(yīng)力腐蝕開(kāi)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(yīng)力最大，這也增加了油管發(fā)生硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂的風(fēng)險(xiǎn)。

 

      (2)建議在類似腐蝕工況條件下，在滿足強(qiáng)度條件的前提下(校核安全系數(shù))，使用抗硫化氫油套管，降低應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂的風(fēng)險(xiǎn)。

 

作者：趙映輝，夏文斌，周勇，趙建明

 

單位：衡陽(yáng)華菱鋼管有限公司 技術(shù)中心

 

來(lái)源：《理化檢驗(yàn)-物理分冊(cè)》2024年第4期