外加厚P110钢级油管的断裂原因

王尚卫，罗有刚，赵鹏玉，陈晓丽，李德君

(1.长庆油田分公司油气工艺研究院，西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710022；3.中国石油集团工程材料研究院有限公司，西安 710077)

0 引 言

油管是钻完井后连接地层与地表的通道[1]。在开采油气过程中，地层内的石油、天然气等采出物通过油管被输送至地表，在对油气井进行酸化压裂等增产措施作业时，地表上配制好的压裂液、酸化液等注剂也是通过油管被注入地层。作为地层与地表的重要连接通道，油管会承受温度、压力、腐蚀介质等多因素的综合作用[2-6]，并且随着页岩气、致密气等非常规油气资源的勘探开发以及水平井分段压裂技术的应用，油管服役环境愈加恶劣。

西部某致密砂岩气井在酸化压裂后的放喷试气过程中，规格为φ73.02 mm×5.51 mm的外加厚P110钢级油管发生断裂。该气井于2020年1月21日完成酸化压裂，使用盐酸约60×103kg，放喷排液，井口产气，点火可燃。2020年2月25日上提油管柱后发现油管柱在自井口向下约400 m的位置处发生断裂，断口垂直于管体轴向，位于距最近油管接箍约630 mm的管体上。为了确定该外加厚油管的断裂原因以杜绝类似事故的再次发生，作者对其进行了失效分析，并提出了相应的预防措施。

1 理化检验及结果

1.1 宏观形貌

外加厚油管的断裂位置位于油管管体加厚段之外，距最近的接箍下端约630 mm，其整体宏观形貌如图1所示。由图2可以看出：外加厚油管断口平整，且存在2个高度相差约30 mm的大面积平坦断面，断口无明显塑性变形，呈典型的脆性断裂特征；断口具有明显的多源起裂特征，断口上的放射花样收敛于油管内壁，油管外壁存在剪切唇，据此判断裂纹由油管内壁萌生，并向外壁扩展，当裂纹扩展至某一临界尺寸时，油管发生断裂。

图1 断裂外加厚油管的宏观形貌

图2 外加厚油管的断口宏观形貌

1.2 化学成分

根据GB/T 4336-2016，在外加厚油管断口附近截取试样，采用ARL 4460型直读光谱仪测试油管的化学成分，结果见表1。由表1可知，该外加厚油管的化学成分满足API Spec 5CT中P110钢级油管的成分要求。

表1 断裂外加厚油管的化学成分

根据SY/T 5329-2012和SY/T 5523-2016，采用Thermofisher iCE3500型原子吸收光谱仪对在压裂作业现场收集到的3瓶放喷液样本进行化学成分分析，3瓶放喷液分别于2020年1月21日14:00，19:00和20:30收集。由表2可知，3个时间段所收集到的放喷液成分基本一致，均呈弱酸性，且含有较高质量浓度的S2-，说明井内含有硫化物。

表2 不同时段收集放喷液的化学成分及pH

1.3 断口微观形貌及微区成分

在断裂外加厚油管断口上截取2个含裂纹源的试样，取样位置分别位于2个不同高度的平坦断面上。试样经清洗后，采用VEGA II型扫描电子显微镜(SEM)观察断口形貌，并采用附带的能谱仪(EDS)进行微区成分分析。由图3可以看出：断口呈脆性断裂特征，表面覆盖有腐蚀产物，裂纹源位于油管内壁表面的点蚀坑底部；断口上局部区域有沿晶开裂的二次裂纹。在断口表面选择14个测量点进行EDS分析，均检测到硫元素存在，统计得到硫元素的平均质量分数约为1%。其中1个点的EDS分析结果如图3(d)所示，钾元素主要来源于压裂作业中使用的大量KCl溶液，钠、钙、碳、氧、硅元素主要来源于压裂作业中的克里摩里组地层，该地层中含有大量的碳酸盐岩，且存在含有钙、钠、钾等元素的长石(硅酸盐岩)。

图3 断裂外加厚油管断口的SEM形貌及EDS分析结果

1.4 显微组织

采用线切割方法在断口裂纹源处将外加厚油管沿纵向剖开，并截取纵截面金相试样，试样经打磨、抛光，用体积分数2%硝酸酒精溶液腐蚀15 s后，采用OLS4100型激光共聚焦显微镜观察裂纹形貌和显微组织。由图4可以看出：断裂外加厚油管内有较严重的带状组织和较大的条状夹杂物，结合EDS分析结果可知该夹杂物为硫化物；在距离断口平面不足3 mm处的油管管体内存在一条与断口平面相平行的裂纹(横向裂纹)，裂纹由油管管体内壁向外壁方向扩展，该横向裂纹较宽，分支较少，呈沿晶开裂，具有典型的硫化物应力腐蚀开裂特征；在距离油管内壁约0.5 mm处还存在一条纵向裂纹，该裂纹呈沿晶开裂特征。

图4 断裂外加厚油管的显微组织、夹杂物EDS谱与裂纹形貌

1.5 力学性能

按照ASTM A370-19ε1，采用线切割方法在断裂外加厚油管上沿纵向截取标距为50 mm的拉伸试样，采用UTM5305型材料试验机进行室温拉伸试验；按照ASTM A370-19ε1，在断裂外加厚油管上沿纵向截取尺寸为3.3 mm×10 mm×55 mm的夏比V型缺口冲击试样，缺口深度为2 mm，采用PIT302D型冲击试验机进行冲击试验，试验温度为273 K，测3次取平均值；在断裂外加厚油管上截取横截面环形硬度试样，按照GB/T 230.1-2018，采用RB2002T型洛氏硬度计测试洛氏硬度。由表3可知：断裂外加厚油管的硬度为31.4 HRC，强度、塑性和冲击功均符合API Spec 5CT对P110钢级油管的要求。

表3 断裂外加厚油管的力学性能

2 断裂原因分析

由理化检验结果可知：断裂外加厚油管的化学成分、拉伸性能、夏比V型缺口冲击性能均满足API Spec 5CT对P110钢级油管的要求；在压裂作业现场收集到的3瓶放喷液中均检测到了较高浓度的S2-，放喷液呈弱酸性。外加厚油管的裂纹萌生于油管内壁，并沿油管厚度方向扩展，最终使得油管发生断裂；断裂油管的断口平坦，与管体轴向垂直，无明显塑性变形特征，且可以观察到沿晶二次裂纹，断口呈脆性断裂特征。根据EDS分析结果可知，油管断口表面腐蚀产物中存在质量分数约1%的硫元素。在距断口不到3 mm处的油管管体内存在一条与断口相平行的沿晶裂纹，该裂纹较宽，分支较少，具有典型的硫化物应力腐蚀开裂特征。

应力腐蚀开裂(stress corrosion cracking,SCC)是由腐蚀环境和应力共同作用而引起的一种脆性断裂。硫化物应力腐蚀开裂(sulfide stress corrosion cracking, SSCC)是应力腐蚀开裂一种特殊形式，导致其产生的腐蚀介质为硫化物。一般认为SCC的发生需要3个要素的特定组合，即拉应力、特定的腐蚀环境和敏感材料，三者缺一不可[7]。断裂外加厚油管位于整个油管柱的上部，油管柱总长约5 200 m，断裂位置距井口约400 m，断裂位置以下连接着长度约4 800 m的油管，总质量约4.6×104kg，故该断裂油管承受着较高的轴向拉应力，符合应力腐蚀开裂的拉应力条件。该外加厚油管断裂发生在酸化压裂作业后的放喷试气过程中，酸化压裂作业前，气井已完成射孔，射孔后地层与气井相连通，随后经过酸化压裂，地层缝隙被充分打开，地层中的天然气、酸化压裂残液通过套管的射孔段进入油管柱内，并被输送至地面(井口点火可燃证明地层中的天然气已被采出)，作为天然气的主要伴生气H2S也随着天然气一同进入油管柱内，使得放喷液中存在较高浓度的S2-(H2S易溶于水)，这为油管发生应力腐蚀开裂提供了特定的腐蚀环境。P110钢级油管管材是硫化物应力腐蚀开裂的敏感材料。后续该气井通过更换C110钢级抗硫油管恢复生产后，在产出气中检测到了H2S，验证了硫化物源自地层。

除了上述拉应力、特定的腐蚀环境和敏感材料3个必备条件以外，油管的应力腐蚀还受到多种因素的影响，例如油管表面状态、强度、硬度、显微组织、冶金质量以及介质中的其他成分等[8]。应力腐蚀开裂的裂纹往往起源于表面缺陷部位或应力集中处，点蚀坑底部易于萌生应力腐蚀裂纹。而由断口微观形貌分析可知，断裂油管内壁上存在大量点蚀坑，裂纹起源于点蚀坑底部。管材的强度和硬度对应力腐蚀也有一定影响。黄永昌等[7]研究发现，在化学成分相似的情况下，材料的SSCC敏感性随材料强度的增加而提高。硬度与强度密切相关，硬度越高，发生SSCC的临界应力越小，为了防止SSCC的发生，NACE MR0175推荐在酸性环境中，钢的硬度极限为22 HRC，但这一极限并不是绝对的，可根据具体情况进行调整[9]。P110和C110为同一钢级油管，API Spec 5CT对在H2S环境下使用的油管管材的硬度和屈服强度最高值做出了如下限制：C110钢级抗硫油管的硬度不高于30 HRC，对P110钢级油管的硬度未做要求；C110钢级抗硫油管的屈服强度上限为828 MPa，P110钢级油管的屈服强度上限为965 MPa。断裂外加厚油管为P110钢级油管，其硬度为31.4 HRC，远超22 HRC，甚至超过了C110钢级油管的硬度上限。另外，材料的冶金质量缺陷，特别是大型夹杂物会显著降低材料的硫化物应力腐蚀抗力[10]，而断裂油管的组织中存在较大的硫化物夹杂，这些显微组织缺陷对油管的断裂起到了促进作用。

3 结论及建议

(1)外加厚P110钢级油管的断裂形式为硫化物应力腐蚀开裂；外加厚油管位于油管柱上部，承受较高的轴向拉应力，且气井采出气中的H2S为油管提供了硫化物腐蚀环境，而外加厚油管材料对硫化物应力腐蚀开裂敏感性较高，这些为油管发生硫化物应力腐蚀开裂提供了必要条件；油管的硬度较高，且显微组织内存在较大的硫化物夹杂，促进了油管的应力腐蚀开裂。

(2)为防止类似事故的再次发生，在H2S环境下开采气井时应使用抗硫钢油管，并通过控制抗硫钢的显微组织以严格控制其硬度和强度，确保油管能够在酸性环境中安全服役。