摘 要:某致密砂巖氣井中規格為?73.02mm×5.51mm 的外加厚 P110鋼級油管發生斷裂, 通過宏/微觀形貌觀察、化學成分分析、顯微組織觀察以及力學性能測試等方法分析了油管斷裂原 因。結果表明:斷裂外加厚油管位于油管柱上部,承受較高的軸向拉應力,且其材料對硫化物應力 腐蝕開裂敏感性較高,而氣井采出氣中存在的 H2S為油管提供了硫化物腐蝕環境,使得外加厚油 管發生硫化物應力腐蝕開裂;油管的硬度較高,且組織內存在較大的硫化物夾雜,促使油管的斷裂。
關鍵詞:P110鋼級;油管;拉應力;H2S;硫化物應力腐蝕開裂
中圖分類號:TG115 文獻標志碼:B 文章編號:1000-3738(2022)08-0122-05
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 增產措施作業時,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 非常規油氣資源的勘探開發以及水平井分段壓裂技 術的應用,油管服役環境愈加惡劣。
西部某致密砂巖氣井在酸化壓裂后的放噴試氣 過程中,規格為?73.02 mm×5.51 mm 的 外 加 厚 P110鋼級油管發生斷裂。該氣井于2020年1月21 日完成酸化壓裂,使用鹽酸約60×10 3 kg,放噴排 液,井口產氣,點火可燃。2020年2月25日上提油 管柱后發現油管柱在自井口向下約400 m 的位置 處發生斷裂,斷口垂直于管體軸向,位于距最近油管 接箍約630mm 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生,作者對其 進行了失效分析,并提出了相應的預防措施。
1 理化檢驗及結果
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630mm,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30mm 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 收斂于油管內壁,油管外壁存在剪切唇,據此判斷裂紋由油管內壁萌生,并向外壁擴展,當裂紋擴展至某 一臨界尺寸時,油管發生斷裂。
1.2 化學成分
根據 GB/T4336-2016,在外加厚油管斷口附 近截取試樣,采用 ARL4460型直讀光譜儀測試油 管的化學成分,結果見表1。由表1可知,該外加厚 油管的化學成分滿足 APISpec5CT 中 P110鋼級 油管的成分要求。
根據SY/T5329-2012和SY/T5523-2016, 采用 ThermofisheriCE3500型原子吸收光譜儀對在 壓裂作業現場收集到的3瓶放噴液樣本進行化學成 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 高質量濃度的S 2- ,說明井內含有硫化物。
1.3 斷口微觀形貌及微區成分
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。試樣經清洗后,采用 VEGAII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,表面覆蓋有腐蝕產物,裂紋源位于 油管內壁表面的點蝕坑底部;斷口上局部區域有沿 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,統計得到硫 元素的平均質量分數約為1%。其中1個點的 EDS 分析結果如圖3(d)所示,鉀元素主要來源于壓裂作 業中使用的大量 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)。
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,試樣經打磨、 拋光,用體積分數2%硝酸酒精溶液腐蝕15s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:斷裂外加厚油管內有 較嚴重的帶狀組織和較大的條狀夾雜物,結合 EDS 分析結果可知該夾雜物為硫化物;在距離斷口平面 不足3mm 處的油管管體內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力腐蝕開裂特征;在距離油管內壁約0.5 mm 處還存在一條縱向裂紋,該裂紋 呈沿晶開裂特征。
1.5 力學性能
按照 ASTM A370-19 ε1,采用線切割方法在斷 裂外加厚油管上沿縱向截取標距為50mm 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 A370-19 ε1,在斷裂外加厚油管上 沿縱向截取尺寸為3.3mm×10mm×55mm 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 273K,測3次取平均值;在斷裂外加厚油管上截取 橫截面環形硬度試樣,按照 GB/T230.1-2018,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31.4HRC,強度、塑 性和沖擊功均符合 APISpec5CT 對 P110鋼級油 管的要求。
2 斷裂原因分析
由理化檢驗結果可知:斷裂外加厚油管的化學成分、拉 伸 性 能、夏 比 V 型 缺 口 沖 擊 性 能 均 滿 足 APISpec5CT 對 P110鋼級油管的要求;在壓裂作 業現場收集到的3瓶放噴液中均檢測到了較高濃度 的S 2- ,放噴液呈弱酸性。外加厚油管的裂紋萌生 于油管內壁,并沿油管厚度方向擴展,最終使得油管 發生斷裂;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 EDS分析結果可知,油 管斷口表面腐蝕產物中存在質量分數約1%的硫元 素。在距斷口不到3mm 處的油管管體內存在一條 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力腐蝕開裂特征。
應力腐蝕開裂(stresscorrosioncracking,SCC) 是由腐蝕環境和應力共同作用而引起的一種脆性斷 裂。硫化物應力腐蝕開裂(sulfidestresscorrosion cracking,SSCC)是應力腐蝕開裂一種特殊形式,導 致其產生的腐蝕介質為硫化物。一般認為 SCC 的 發生需要3個要素的特定組合,即拉應力、特定的腐 蝕環境和敏感材料,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5200m, 斷裂位置距井口約400m,斷裂位置以下連接著長 度約4800m 的油管,總質量約4.6×10 4 kg,故該 斷裂油管承受著較高的軸向拉應力,符合應力腐蝕 開裂的拉應力條件。該外加厚油管斷裂發生在酸化 壓裂作業后的放噴試氣過程中,酸化壓裂作業前,氣 井已完成射孔,射孔后地層與氣井相連通,隨后經過 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,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,使得放噴液中存在較高 濃度的S 2- (H2S易溶于水),這為油管發生應力腐 蝕開裂提供了特定的腐蝕環境。P110鋼級油管管 材是硫化物應力腐蝕開裂的敏感材料。后續該氣井 通過更換 C110鋼級抗硫油管恢復生產后,在產出 氣中檢測到了 H2S,驗證了硫化物源自地層。
除了上述拉應力、特定的腐蝕環境和敏感材料 3個必備條件以外,油管的應力腐蝕還受到多種因 素的影響,例如油管表面狀態、強度、硬度、顯微組 織、冶金質量以及介質中的其他成分等[8]。應力腐 蝕開裂的裂紋往往起源于表面缺陷部位或應力集中 處,點蝕坑底部易于萌生應力腐蝕裂紋。而由斷口 微觀形貌分析可知,斷裂油管內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 應力腐蝕也有一定影響。黃永昌等[7]研究發現,在 化學成分相似的情況下,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,硬度 越高,發生SSCC的臨界應力越小,為了防止 SSCC 的發生,NACEMR0175推薦在酸性環境中,鋼的硬 度極限為22HRC,但這一極限并不是絕對的,可根 據具體情況進行調整[9]。P110和 C110為同一鋼級 油管,APISpec5CT 對在 H2S環境下使用的油管 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30HRC,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828MPa,P110鋼級油管的屈服強度 上限為965MPa。斷裂外加厚油管為 P110鋼級油 管,其硬度為31.4HRC,遠超22HRC,甚至超過了 C110鋼級油管的硬度上限。另外,材料的冶金質量 缺陷,特別是大型夾雜物會顯著降低材料的硫化物 應力腐蝕抗力[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 結論及建議
(1)外加厚 P110鋼級油管的斷裂形式為硫化 物應力腐蝕開裂;外加厚油管位于油管柱上部,承受 較高的軸向拉應力,且氣井采出氣中的 H2S為油管 提供了硫化物腐蝕環境,而外加厚油管材料對硫化 物應力腐蝕開裂敏感性較高,這些為油管發生硫化 物應力腐蝕開裂提供了必要條件;油管的硬度較高, 且顯微組織內存在較大的硫化物夾雜,促進了油管 的應力腐蝕開裂。
(2)為防止類似事故的再次發生,在 H2S環境 下開采氣井時應使用抗硫鋼油管,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 能夠在酸性環境中安全服役。
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