某氣舉井修復(fù)油管斷裂原因分析

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(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000;2. 中國石油集團(tuán) 石油管工程技術(shù)研究院, 西安 710065)

某氣舉井修復(fù)油管斷裂原因分析

趙密鋒1,謝俊峰1,龍巖2,李巖1,楊淑珍1

(1. 塔里木油田 油氣工程研究院, 庫爾勒 841000;2. 中國石油集團(tuán) 石油管工程技術(shù)研究院, 西安 710065)

采用理化性能檢驗(yàn)以及掃描電鏡和能譜分析等方法，對塔里木油田某氣舉井修復(fù)油管的斷裂原因進(jìn)行了分析。結(jié)果表明：該修復(fù)油管的化學(xué)成分和力學(xué)性能符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對P110鋼級油管的要求，油管斷裂是由于油管內(nèi)壁存在大量裂紋導(dǎo)致承載能力降低所致，而油管內(nèi)壁裂紋的產(chǎn)生則是腐蝕疲勞和應(yīng)力腐蝕開裂聯(lián)合作用的結(jié)果。

修復(fù)油管; 斷裂; 腐蝕疲勞; 應(yīng)力腐蝕

在石油開采過程中，油管是油氣產(chǎn)出的唯一通道。舊油管修復(fù)再利用是各油田降低綜合生產(chǎn)成本的重要措施，但是油管失效問題是普遍存在并一直困擾油田生產(chǎn)的一個(gè)重大問題[1]。油管失效可分為斷裂、腐蝕、泄漏、粘扣等及其組合，其中斷裂占油管失效總量的20%以上[2]。因此，尋找油管斷裂的原因并采取改進(jìn)措施具有重要意義。

某油井于2014年8月下氣舉完井管柱EU油管(規(guī)格φ73.02 mm×5.51 mm)271根，NU油管(規(guī)格φ73.02 mm×5.51 mm)218根，2015年5月起甩氣舉管柱時(shí)發(fā)現(xiàn)，第23根EU油管管體橫向斷裂，斷裂位置為井深226 m處。該失效油管為修復(fù)油管，其修復(fù)前的服役情況及原鋼級已無法考證，修復(fù)后按N80鋼級使用。為查明該油管斷裂失效原因，筆者對其進(jìn)行了檢驗(yàn)和分析。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀分析及尺寸測量

斷裂油管的宏觀形貌如圖1所示，油管沿管體橫向完全斷裂，1號(hào)帶接箍的試樣位于斷裂面下部，2號(hào)管體試樣位于斷裂面上部，油管外表面呈銹黃色，無明顯損傷痕跡。管體內(nèi)表面腐蝕嚴(yán)重，存在大量腐蝕坑，如圖2所示。沿管體軸向測量其外徑，1號(hào)油管外徑為73.24～73.65 mm，2號(hào)油管外徑為73.20～73.80 mm，均符合API Spec 5CT-2012要求的72.23～73.81 mm，管體未發(fā)生明顯的塑性變形。

油管斷口宏觀形貌如圖3所示，可見下部油管斷口存在多條橫向裂紋。斷口經(jīng)醋酸纖維紙清潔過后顏色發(fā)黑，呈臺(tái)階狀，存在多處平坦區(qū)，除局部斷口靠外壁側(cè)有剪切唇外，無明顯塑性變形特征。斷口內(nèi)表面宏觀形貌如圖4所示，可以看出斷口附近內(nèi)表面腐蝕嚴(yán)重，存在較多腐蝕坑，且可見多條橫向裂紋。

圖1 斷裂油管宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of the fractured tubing

圖2 2號(hào)斷裂油管內(nèi)表面宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of internal surface of No.2 tubing

圖3 油管斷口宏觀形貌Fig.3 Macro morphology of fracture of the tubing: a) the upper fracture part; b) the lower fracture part

圖4 斷口處油管內(nèi)表面宏觀形貌Fig.4 Macro morphology of internal surface of the tubingat the fracture position

1.2 化學(xué)成分分析

依據(jù)GB/T 4336-2002采用ARL 4460直讀光譜儀對斷裂油管取樣進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表1，可見該油管的化學(xué)成分符合API Spec 5CT-2012的技術(shù)要求。

1.3 力學(xué)性能試驗(yàn)

從2號(hào)失效油管上取拉伸、沖擊和硬度試樣，分別依據(jù)GB/T 228.1-2010，GB/T 229-2007，GB/T 230.1-2009進(jìn)行拉伸、沖擊(0 ℃)和洛氏硬度試驗(yàn)。其中，拉伸試樣尺寸為19.1 mm(寬)×50 mm(標(biāo)距)，沖擊試樣尺寸為3.3 mm×10 mm×55 mm，由于該油管壁厚僅為5.51 mm，無法取得標(biāo)準(zhǔn)沖擊試樣(10 mm×10 mm×55 mm)，故沖擊試驗(yàn)結(jié)果僅供參考。所得試驗(yàn)結(jié)果取3組試樣的平均值，見表2。

由表2可見，該修復(fù)油管管體的抗拉強(qiáng)度Rm、屈服強(qiáng)度Rt0.6和斷后伸長率A均符合API Spec 5CT-2012對P110鋼級油管的技術(shù)要求，可知該修復(fù)油管降級使用前應(yīng)為P110鋼級。

1.4 金相檢驗(yàn)

依據(jù)GB/T 13298-1991采用MEF4M金相顯微鏡對斷裂油管管體及斷口附近的顯微組織、非金屬夾雜物及晶粒度進(jìn)行檢驗(yàn)。檢驗(yàn)結(jié)果表明:油管管體與斷口附近顯微組織均為回火索氏體，晶粒度為9.0級；非金屬夾雜物含量為A0.5,B0.5,C0.5,D0.5;顯微組織未見明顯異常，見圖5。斷口附近管體內(nèi)壁存在較多平行裂紋，多起源于內(nèi)表面腐蝕坑，裂紋擴(kuò)展過程中或裂紋尖端有孔洞形成，裂紋擴(kuò)展形態(tài)主要有兩種：①直裂紋(不分叉或分叉較少)，穿晶擴(kuò)展，部分裂紋尖端呈圓鈍狀，如圖6所示；②分叉裂紋(呈樹枝狀)，穿晶擴(kuò)展，如圖7所示。

圖6 內(nèi)表面直裂紋形貌Fig.6 Morphology of straight cracks on the internal surface

圖7 內(nèi)表面分叉裂紋形貌Fig.7 Morphology of branch-cracks on the internal surface

1.5 掃描電鏡及能譜分析

油管斷口試樣經(jīng)醋酸纖維紙多次覆膜及丙酮清洗后，采用掃描電鏡(SEM)及能譜分析儀(EDS)分別對斷口進(jìn)行微觀形貌和腐蝕產(chǎn)物成分分析。斷口低倍形貌如圖8所示，可見油管內(nèi)表面?zhèn)葦嗫谳^平、無塑性變形，外表面?zhèn)扔屑羟写剑砻鲾嗔哑鹪从谟凸軆?nèi)表面。裂紋源區(qū)及擴(kuò)展區(qū)均有腐蝕產(chǎn)物，并可見較多腐蝕坑和腐蝕溝，如圖9所示。沿油管斷口附近內(nèi)表面裂紋打開后發(fā)現(xiàn)斷面腐蝕嚴(yán)重，可見平行排列的二次裂紋帶，具有疲勞開裂特征，如圖10所示。

圖8 斷口低倍SEM形貌Fig.8 SEM morphology of the fracture at low magnification:a) No.1 fracture sample; b) No.2 fracture sample

圖9 2號(hào)斷口試樣裂紋源區(qū)腐蝕坑形貌Fig.9 Morphology of corrosion pits in the crack source areaof No.2 fracture sample

圖10 斷口二次裂紋及疲勞特征形貌Fig.10 Morphology of secondary cracks and fatiguecharacteristics of the frature

能譜分析結(jié)果表明，油管斷裂面主要元素成分為碳、氧、鐵，還含有少量硫和氯元素；對裂紋內(nèi)部及附近孔洞進(jìn)行能譜分析，發(fā)現(xiàn)在裂紋尖端和孔洞內(nèi)同樣含有硫和氯元素，其中氯元素含量較高，如圖11所示；裂紋附近孔洞內(nèi)存在硫或氯元素，說明其為腐蝕介質(zhì)作用下形成的腐蝕坑。

圖11 裂紋內(nèi)腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果Fig.11 EDS analysis results of corrosion products inside the cracks

2 分析與討論

上述理化檢驗(yàn)結(jié)果表明，該修復(fù)油管原始鋼級應(yīng)為P110級，其化學(xué)成分、顯微組織均符合API Spec 5CT-2012的相關(guān)技術(shù)要求。

從斷口宏觀形貌來看，油管斷口具有多源開裂特征；裂紋源位于油管內(nèi)表面，斷口內(nèi)表面?zhèn)葻o塑性變形，外表面?zhèn)却嬖诰植考羟写??？梢酝茢?，該修?fù)油管斷裂是由于油管內(nèi)壁存在大量裂紋導(dǎo)致承載能力降低。掃描電鏡分析結(jié)果顯示，裂紋源區(qū)及擴(kuò)展區(qū)腐蝕嚴(yán)重，有較多腐蝕坑和腐蝕溝，斷口附近油管內(nèi)表面裂紋打開斷面上存在平行的二次裂紋帶，符合腐蝕疲勞斷裂的裂紋擴(kuò)展形態(tài)及斷口形貌特征。

腐蝕疲勞是在腐蝕環(huán)境和交變應(yīng)力載荷共同作用下，金屬構(gòu)件發(fā)生開裂或斷裂而提前失效的現(xiàn)象[3]。在交變應(yīng)力和腐蝕介質(zhì)共同作用下導(dǎo)致的金屬材料的腐蝕疲勞斷裂，并沒有特定的腐蝕系統(tǒng)，只要環(huán)境對材料具有腐蝕作用，在交變應(yīng)力作用下構(gòu)件均可發(fā)生腐蝕疲勞失效[4]。腐蝕疲勞裂紋萌生是在腐蝕介質(zhì)點(diǎn)蝕和交變應(yīng)力作用下的塑性變形，從而形成初始裂紋，腐蝕介質(zhì)和應(yīng)力狀態(tài)共同決定了裂紋萌生速率[5]。腐蝕疲勞裂紋擴(kuò)展速率由環(huán)境因素和交變應(yīng)力載荷共同作用，兩者相互促進(jìn)。

該井為氣舉井，在油套環(huán)空內(nèi)的高壓氣體、油管自重及油氣混合引起的油管內(nèi)壓力變化的聯(lián)合作用下，油管承受著復(fù)雜的交變載荷，這為腐蝕疲勞裂紋的形成提供了應(yīng)力條件。油管斷裂位置為井深226 m處(第23根)，其下方還有466根油管，重力約為424 kN，可知該油管至少承受了424 kN的拉應(yīng)力，為其斷裂提供了應(yīng)力條件。

失效油管能譜分析結(jié)果表明，斷口除含碳、氧、鐵元素外，還發(fā)現(xiàn)有硫和氯元素，說明該油管服役環(huán)境中存在腐蝕性介質(zhì)，為腐蝕疲勞裂紋的形成提供了環(huán)境條件。該油井產(chǎn)出天然氣中不含H2S，由此推斷失效油管修復(fù)前可能在含硫工況下服役過，進(jìn)而造成腐蝕破壞或污染；該井地層水為CaCl2水型，Cl-質(zhì)量濃度高達(dá)136 000 mg·L-1，斷口裂紋尖端高的氯元素含量，說明Cl-對裂紋擴(kuò)展起到了明顯的促進(jìn)作用。相關(guān)研究表明，Cl-的存在可弱化金屬與腐蝕產(chǎn)物間的作用力，加速材料腐蝕，并在油管內(nèi)壁形成腐蝕坑，而腐蝕疲勞通常伴有較明顯的全面腐蝕和點(diǎn)蝕，其裂紋的形成一般認(rèn)為與點(diǎn)蝕有關(guān)，腐蝕造成材料表面產(chǎn)生腐蝕坑，引起應(yīng)力集中，促使疲勞裂紋在腐蝕坑底部萌生[6]，這與斷口處裂紋多起源于腐蝕坑的掃描電鏡觀察結(jié)果是一致的。

在腐蝕疲勞裂紋擴(kuò)展過程中，由于腐蝕或應(yīng)力的變化，裂紋擴(kuò)展形態(tài)可能發(fā)生改變，斷口裂紋分析表明，該油管斷口還存在類似于應(yīng)力腐蝕開裂造成的分叉裂紋。有文獻(xiàn)指出，疲勞裂紋擴(kuò)展形態(tài)和裂紋尖端的最大應(yīng)力強(qiáng)度因子KImax與應(yīng)力腐蝕臨界強(qiáng)度因子KIscc的大小有關(guān)[7]。當(dāng)KImaxKIscc時(shí)，應(yīng)力腐蝕開裂起主導(dǎo)作用，裂紋以應(yīng)力腐蝕開裂裂紋形態(tài)擴(kuò)展，分叉較多。在實(shí)際失效斷口中，常能看到腐蝕疲勞與應(yīng)力腐蝕開裂共同作用的特征，這與該油管內(nèi)表面裂紋的擴(kuò)展特征是相符的：油管內(nèi)壁由于腐蝕首先形成較多腐蝕坑；在交變載荷和腐蝕介質(zhì)共同作用下，腐蝕疲勞裂紋在腐蝕坑底部起源；當(dāng)裂紋擴(kuò)展較慢或停滯時(shí)，腐蝕占主要作用，裂紋變得圓鈍或形成腐蝕坑；而當(dāng)裂紋尖端KImax>KIscc時(shí)，裂紋則以應(yīng)力腐蝕開裂形態(tài)擴(kuò)展。

綜上所述，該修復(fù)油管斷裂是由油管內(nèi)壁存在大量裂紋導(dǎo)致承載能力降低所致，裂紋的產(chǎn)生是腐蝕疲勞和應(yīng)力腐蝕開裂聯(lián)合作用的結(jié)果。

3 結(jié)論及建議

(1) 該修復(fù)油管斷裂是由于油管內(nèi)壁存在大量裂紋導(dǎo)致承載能力降低所致，裂紋的產(chǎn)生是腐蝕疲勞和應(yīng)力腐蝕開裂聯(lián)合作用的結(jié)果。

(2) 建議加強(qiáng)修復(fù)油管使用前和使用間隔的檢驗(yàn)，防止帶有裂紋缺陷的油管下井使用，從而避免發(fā)生類似斷裂失效事故。

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CauseAnalysisonFractureofaRepairedTubinginaGas-LiftWell

ZHAOMifeng1,XIEJunfeng1,LONGYan2,LIYan1,YANGShuzhen1

(1. Petroleum Engineering Institute, Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China;2. CNPC Tubular Goods Research Institute, Xi’an 710065, China)

The fracture reasons of a repaired tubing in a gas-lift well in Tarim oilfield were analyzed through mechanical and chemical property testing, SEM analysis and EDS analysis. The results show that the chemical compositions and mechanical properties of the repaired tubing met the requirements of the relevant standards for the P110 steel grade tubings. The fracture of the tubing was due to the many cracks on the internal surface of the tubing which generated under the co-action of corrosive fatigue and stress corrosion cracking and reduced the bearing capacity of the tubing.

repaired tubing; fracture; corrosive fatigue; stress corrosion

2016-10-12

趙密鋒(1979-)，女，工程師，碩士，主要從事油氣井腐蝕防護(hù)工作，zhaomf_tlm@petrochina.com.cn

10.11973/lhjy-wl201712017

TE931

B

1001-4012(2017)12-0918-04