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嘉峪检测网 2019-10-22 11:49
事故背景
BZ102井完钻井深6950m，在井深6375.00m位置全角变化率为0.05°/25m，在井深6430.00m位置全角变化率为10.6°/25m，在井深6771.42m位置产层压力为118.2MPa，最高流动温度为121.8℃，温度梯度为2.6℃/100m，关井时井口温度为15.8℃。
该井完井管柱采用S13Cr110钢油管，完井液为密度1.25g·cm-3的Weigh4有机盐，没有脱氧。该井2014年11月29日投产，油压33.8MPa，A环空压力12.2MPa，B，C和D环空不带压。产出天然气中CO2含量3.9％(体积分数)，不含H2S，产出油中含蜡量5.2％~27.5％(质量分数)，产出地层水中氯离子含量110000mg·L-1。由于井筒内存在结蜡现象，生产过程油压和产量波动，随后多次采用70℃有机盐热洗解堵。2015年7月22日油套串通，关井平稳后油压和A环空压力均为51.4MPa，B，C和D环空不带压。2017年10月17日修井起管柱发现井深6382.94m位置油管工厂端脱扣。
理化检验
1
磁粉探伤
经磁粉探伤，在D242号油管管体上没有发现裂纹。
2
金相分析
图1 金相试样分割示意图
在距D242号油管外螺纹接头端面85~100mm管体位置取长度为15mm的圆环，将其沿周向分为14等份试样进行金相检验。结果表明在试样外表面及内表面并未发现有裂纹存在。在距D242号油管外螺纹接头端面750~765mm管体位置取长度为15mm的圆环，将其沿周向分为16等份试样(图1)进行金相检验。结果表明1，3，8，9，13及16号试样外表面存在纵向裂纹，内表面无裂纹存在。
图2 油管管体不同编号试样的裂纹微观形貌
采用Nano Measurer粒径计算软件对每一个试样中的裂纹长度进行测量，并且取其最大值作为对比，测量结果如图2所示。可见1号和8号试样外壁裂纹深度较深，分别约为206.9μm和240.5μm。所有裂纹均起源于油管外壁局部腐蚀坑，呈树枝状，在主裂纹周围存在大量次生裂纹，裂纹具有典型的应力腐蚀裂纹形貌特征。
图3 8号试样横截面裂纹微观形貌
对裂纹密集且深度较深的8号试样浸蚀之后进行金相分析，裂纹扩展方式以穿晶扩展为主，也有沿晶扩展，如图3所示。D242号油管管体非金属夹杂物评级结果为D1.0级，晶粒度为9.5级，显微组织为回火索氏体。
3
点蚀坑分析
采用Olympus BX51型金相显微镜对在D242号油管距外螺纹接头端面85~100mm管体位置所取的14个试样及距外螺纹接头端面750~765mm管体位置所取的16个试样的外壁点蚀坑进行观察，采用Nano Measurer粒径计算软件对点蚀坑深度进行测量统计，点蚀坑形貌如图4所示。
图4 油管外壁点蚀坑微观形貌
由图4可知，在试样外壁分布有较多的点蚀坑，且点蚀坑底部有较多晶间腐蚀区域，这些点蚀坑和晶间腐蚀易引起应力集中，导致裂纹产生。在D242号油管距外螺纹接头端面85~100mm管体外壁的点蚀坑深度分布在20~120μm，其中在40~70μm较集中；在D242号油管距外螺纹接头端面750~765mm管体外壁的点蚀坑深度分布在10~180μm，其中在30~60μm较集中。
4
化学成分分析
对D242号油管化学成分进行分析，结果见表1，可知油管的化学成分符合设计要求和用户要求。
表1 D242号油管的化学成分(质量分数)％
5
力学性能试验
对D242号油管取样进行拉伸试验，结果见表2，可知油管的拉伸性能符合用户要求。
表2 D242号油管的拉伸试验结果
对D242号油管试样横截面进行硬度测试，结果表明油管硬度为27.5~27.9HRC，符合用户要求。对D242号油管取10mm×5mm×55mm冲击试样进行冲击试验，结果表明油管冲击吸收能量为103J，符合用户要求。
分析与讨论
1
油管磁粉探伤分析
有表面或近表面缺陷的工件被磁化后，当缺陷方向与磁场方向成一定角度时，由于缺陷处的磁导率变化，磁力线溢出工件表面，产生漏磁场，吸附磁粉形成磁痕。用磁粉探伤方法检验工件表面裂纹，与超声探伤和射线探伤方法相比较，其灵敏度高、操作简单、结果可靠、重复性好、缺陷容易辨认。因此，在检查工件外壁裂纹时通常采用磁粉探伤。该井的油管采用金相检验发现了裂纹，但采用磁粉探伤却没有发现裂纹，其原因是该井油管裂纹细小，油管表面附着的结垢层填充了裂纹，裂纹表面无法吸附磁粉形成磁痕，因此磁粉探伤未发现裂纹。为解决使用过的油管磁粉探伤精度不高的问题，在磁粉探伤之前，应首先采用布砂轮对油管外壁结垢进行彻底打磨，使其露出金属本色，然后再进行磁粉探伤。
2
油管裂纹成因分析
该井ϕ88.90mm×6.45mm S13Cr110钢油管在井下使用时间还不足8个月就产生了裂纹，检验结果表明，油管纵向裂纹具有应力腐蚀裂纹的特征。应力腐蚀裂纹与材料应力腐蚀敏感性、腐蚀环境和受力条件有关。
该井所用油管材料为S13Cr110钢，该材料对应力腐蚀敏感，很容易产生应力腐蚀裂纹。同一钢级的材料，硬度越高，对应力腐蚀越敏感。该ϕ88.90mm×6.45mm TN110Cr13S TSH563油管实测硬度为27.1~28.2HRC，平均硬度为27.6HRC。在塔里木油田其他井的ϕ88.90mm×6.45mm S13Cr110钢油管实测硬度为28.2~30.9HRC，平均硬度为29.6HRC，虽然该井ϕ88.90mm×6.45mm TN110Cr13S TSH563油管硬度比其他井ϕ88.90mm×6.45mm S13Cr110钢油管硬度低2.0HRC，但在井下使用不到8个月之后也产生了裂纹，这说明硬度为27.1~28.2HRC的油管也具有应力腐蚀敏感性。
该井完井液为Weigh4有机盐完井液，油管纵向裂纹为应力腐蚀裂纹，腐蚀环境主要与A环空Weigh4有机盐完井液且没有脱氧有关。S13Cr110钢油管不适合在含有氧气的水中使用，在这种情况下，其耐腐蚀性能比低合金钢的还要低。
油管仅有纵向裂纹，没有横向裂纹，这主要与油管柱承受的内压载荷有关。如果没有内压载荷，油管不会产生纵向应力腐蚀裂纹。
该井采用关井热洗方式清蜡。油管柱内壁结蜡，油压下降，实际下部油管由于温度高并不结蜡，上部油管结蜡相当于不完全关井。如上所述，该井经过了多次热洗，热洗前后油压、套压和温度都会发生变化，这必然会导致油管柱内外压差变化，使油管柱承受交变内压载荷。
3
油管开裂预防
该井2014年11月29日投产，投产时完井液为密度1.25g·cm-3的Weigh4有机盐完井液。塔里木油田多口井油管失效分析结果均表明，裂纹是因完井液与S13Cr110钢油管材料不匹配而产生的。
为了改善A环空腐蚀环境，塔里木油田从2015年1月开始在27口井采用甲酸钾作为环空保护液，截止2018年7月19日，这些井没有发生油管开裂失效事故。
结论及建议
S13Cr110钢油管的纵向裂纹为应力腐蚀裂纹，开裂原因与A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关，主要由交变内压载荷作用所导致。建议对该井其他油管进行检测和试验分析，以便掌握全井油管柱开裂失效情况；更换环空保护液，以避免该类失效事故的再次发生。
作者：杨向同，高级工程师，中国石油塔里木油田分公司
来源：杨向同理化检验
