API钢级套管螺纹断裂失效分析

张 旭,扈 立,李恒政,王 正,黄蓓蓓

(天津钢管集团股份有限公司,天津300301)

API钢级套管螺纹断裂失效分析

张 旭,扈 立,李恒政,王 正,黄蓓蓓

(天津钢管集团股份有限公司,天津300301)

针对API N80—1 LC扣型公端螺纹在使用过程中发生断裂失效的问题,通过宏观观察、化学成分分析,金相宏观观察,SEM微观观察,力学性能测试,韧脆转变温度计算,有限元计算对失效套管原因进行分析。结果表明:套管材料在低温下呈现低温脆性,套管内表面局部应力集中,在其作用下,套管发生脆性断裂。

套管;螺纹;断裂;裂纹

1 引言

我国各大油田每年都有石油套管断裂事故发生,给油田带来了巨大的经济损失[1—5],现结合华东地区某油田N80—1 LC扣石油套管断裂失效分析事件,分析断裂原因,以避免类似事件再次发生。

断裂失效套管为N80—1ϕ139.70mm× 9.17mm LC套管,其下至3 075.46m后固井,固井水泥返至334m,因此靠近井口位置的环空为钻井液。随后下入2.875inch油管,完井后向射孔段注入低温CO2气体,温度约在—20℃,注气压力30MPa,使用封隔器封隔油套管环空,环空部位充满环空保护液。生产作业过程中封隔器发生失封,注入井底的CO2气体泄漏进入环空,CO2气体与环空保护液置换不断上浮并聚集至井口部位,位于井口的第一支套管现场端公端螺纹部位发生断裂,断裂整支套管打捞出井,由于已固井,余下管串(包含现场端断裂螺纹)留在井内。

2 试验方法

为分析N80—1套管失效原因,从油田现场取N80—1ϕ139.70mm×9.17mm LC断裂段套管进行失效分析。采用宏观观察、化学成分分析、金相宏观观察、SEM微观观察、力学性能测试、韧脆转变温度计算、有限元计算等分析方法,确定套管断裂原因。

3 试验结果及分析讨论

3.1 宏观观察

由图1可见,断裂位置距离螺纹消失点22mm左右,测量结果显示管体部分最大椭圆度为0.39%,最大壁厚不均度为11.1%,其结果在购方技术规范要求范围内,同时也说明管体没有塑性变形和壁厚减薄现象发生。图2显示断口平齐,没有发生塑性变形特征,因此,由肉眼可判断该断裂为脆性断裂。

3.2 断口表面形貌观察

由试样的断口低倍形貌(见图3、4)可以看出,断裂均由套管内表面裂纹源引发,裂纹沿壁厚方向做快速低能量撕裂,放射线平行于裂纹扩展方向,指向外壁,形成大面积放射区,放射区呈现迅速撕裂的解理状脆性断口特征。断裂后期,在靠近外表面附近形成较窄的杯状剪切唇,与拉伸轴呈45°[6]。

图5、6为放大倍数200×时,试样断口裂纹源及扩展区扫描电镜照片。可以看出,裂纹源断口呈现出较长周期内缓慢撕裂、逐渐扩展的小尺寸解理断口微观特征;而裂纹扩展区在拉伸试验载荷作用下迅速撕裂,断口表现为平坦光滑的河流状解理特征,进一步确定为脆性断裂。

图1

图2

图3 试样断口形貌

图4 试样断口形貌 10×

图5 试样裂纹源解理状断口微观形貌 200×

图6 试样裂纹扩展区解理状断口微观形貌 200×

3.3 断口能谱分析

图7的EDS分析结果表明,断口部位含O、Cl、Fe元素较多。由于采用注CO2强化开采工艺,封隔器发生泄漏后,部分CO2进入环空保护液与水结合形成CO32—,而Cl—达到一定程度后会引起点蚀情况发生[7—8],因此不排除井下腐蚀性介质对套管内壁产生侵蚀破坏。

3.4 断口附近金相组织观察

由于套管断裂由内表面裂纹源引发,因此对断口微裂纹附近金相组织进行了观察分析。失效套管钢级为N80—1,管体交货状态为轧态。该套管终轧温度820℃～860℃,如果裂纹在轧制过程中产生,在该温度下裂纹部位应该出现局部脱碳氧化,造成组织异常。但如图8所示,裂纹部位组织均为F+P,属于在线常化工艺套管正常组织,未出现局部氧化脱碳及组织异常,因此排除冶炼成分偏析以及轧制过程中形成裂纹的可能性。

3.5 化学成分分析

对来样做成品化学成分检验,检测结果如表1所示,检测结果满足购方技术规范要求。

3.6 金相观察

金相检验结果如表2,各项检测结果满足购方技术规范要求,排除由于夹杂物超标,组织异常,晶粒粗大而引起的缺陷。

3.7 力学性能分析

来样检测结果表明,力学性能各项检测结果满足购方技术规范。

图7 试样断口裂纹部位EDS分析结果

图8 试样断口裂纹及F+P组织 50×

表1 化学成分检测结果

表2 金相检测结果

表3 力学性能检测结果

3.8 韧脆转变温度计算

由图9看出N80—1套管材料的韧脆转变温度为+49℃,当环境温度低于+49℃时,套管材料断裂方式由韧性断裂转变为脆性断裂,位错运动阻力增加,特别容易塞积,材料的屈服强度随温度降低急剧升高,但断裂强度变化很小,表现为未屈服先断裂,材料断裂特征表现为解理断裂或准解理断裂特点。

图9 套管材料的韧脆转变温度曲线

图10显示为N80—1套管材料系列温度冲击试验断口形貌。可以看出,当温度低于+49℃时,断口表现出明显的脆性解理断裂特征,当温度低至—20℃时,裂纹至开口处快速扩展,断口表面起伏较大,且呈现河流状形态,温度越低,解理特征越明显,证明N80—1套管不适用于低温环境作业。

图10 N80—1套管材料系列温度冲击断口形貌

4 有限元计算分析

4.1 套管服役工况

已知下井时的泥浆密度为1.10×103kg/m3,在管串浮重及内压产生的轴向总载荷作用下,套管螺纹承受约为300MPa轴向应力[9],见表4。此外,封隔器失封后CO2气体泄漏进入环空,通过与环空保护液不断发生置换向井口位置聚集,使环空带压,套管内表面承受不超过30MPa(注气压力)的内压。同时,由于注CO2工艺,N80—1套管材料还处于—20℃低温环境下。

表4 套管螺纹承载计算

4.2 LC扣型螺纹接头特点及受力分析

失效套管为LC(长圆螺纹)扣型,该扣型螺纹接头机紧后示意图如图11所示。

如图11所示,ϕ139.70mm×9.17mm LC套管外螺纹全长L4=88.9mm,完整螺纹长度L2=81.66mm。在LC螺纹加工过程中,螺纹车刀行进至L2位置后抬刀,因此L2是管体最后一圈完整螺纹的位置,也是机紧后接箍螺纹与管体螺纹啮合的最后一圈。当接箍与管体拧紧后,管体L2位置容易出现螺纹接触应力集中,也是发生螺纹断裂的危险截面。

4.3 LC扣型螺纹接触应力计算

根据以上受力特点,对套管接箍拧紧后、轴向应力为300MPa时,环空内压力从0～30MPa变化的情况下的螺纹接头应力分布状况进行了有限元分析,如图12所示,有限元分析结果显示,接箍拧紧时螺纹线方向上出现局部应力集中现象,管端和螺纹根部接触应力较高,其中螺纹根部最后一圈完整螺纹位置应力集中最为明显,呈现“马鞍形”分布特点。与此同时,随着环空内压逐渐增加,应力集中水平也显著升高。

图12 螺纹线方向上接触应力分布状态

图13 应力—应变曲线

当内压增加至10MPa时,L2位置接触应力已经超过材料的断裂强度(415MPa,如图13所示),而由前文分析可知,N80—1套管材料的屈服强度随温度的降低显著升高,但断裂强度基本不变,可以认为与室温断裂强度相同,所以在低温使用环境下,套管极易发生低温脆性断裂。而螺纹断裂位置至螺纹消失点长度为22mm左右,

恰好位于最后一圈完整螺纹附近,与有限元分析结果有较高的一致性。

5 结论

(1)套管材料在低温下呈现低温脆性,以及套管内表面局部应力集中成为导致套管断裂的主要原因。

(2)该工况条件下,建议选择韧脆转变温度低于—20℃的材质的套管,和BC扣螺纹等自然退刀的扣型。

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Frcature Failure Analysis of API Connection Casing

ZHANG Xu,HU Li,LI Heng-zheng,WANG Zheng,HUANG Bei-bei

(Tianjin Pipe[Group]Corporation,Tianjin 300301,China)

The fracture failure of API N80—1 LC casing occurred in the using process.According to visual examination,the chemical composition analysis,metallographic observation,SEM observation,mechanical property test,ductile brittle transition temperature calculation,finite element calculation for the failure of N80—1 LC casing.The results show that the casing material presents low temperature brittleness at low temperature,and the stress concentration in the inner surface of the casing causes brittle fracture.

casing;thread;fracture;crack

1001—5108(2016)03—0063—05

TG115

A

张旭,硕士,工程师,主要从事油井管开发方面的工作。