某致密砂岩气井中规格为ϕ73.02mm×5.51mm的外加厚P110钢级油管发生断裂，通过宏/微观形貌观察、化学成分分析、显微组织观察以及力学性能测试等方法分析了油管断裂原因。结果表明：断裂外加厚油管位于油管柱上部，承受较高的轴向拉应力，且其材料对硫化物应力腐蚀开裂敏感性较高，而气井采出气中存在的H2S为油管提供了硫化物腐蚀环境，使得外加厚油管发生硫化物应力腐蚀开裂；油管的硬度较高，且组织内存在较大的硫化物夹杂，促使油管的断裂。

· 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630mm，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30mm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。

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，采用直读光谱仪测试油管的化学成分，由结果可知，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。

      根据SY/T 5329—2012和SY/T 5523—2016，采用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。由表1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1 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)。

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15s后，采用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3mm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0.5mm处还存在一条纵向裂纹，该裂纹呈沿晶开裂特征。

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50mm的拉伸试样，采用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3.3mm×10mm×55mm的夏比V型缺口冲击试样，缺口深度为2mm，采用冲击试验机进行冲击试验，试验温度为273K，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，采用洛氏硬度计测试洛氏硬度。由表2可知：断裂外加厚油管的硬度为31.4HRC，强度、塑性和冲击功均符合API Spec 5CT对P110钢级油管的要求。

表2 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3mm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。断裂外加厚油管位于整个油管柱的上部，油管柱总长约5200m，断裂位置距井口约400m，断裂位置以下连接着长度约4800m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。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22HRC，但这一极限并不是绝对的，可根据具体情况进行调整。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30HRC，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828MPa，P110钢级油管的屈服强度上限为965MPa。断裂外加厚油管为P110钢级油管，其硬度为31.4HRC，远超22HRC，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，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。

引用本文：

王尚卫，罗有刚，赵鹏玉，等.外加厚P110钢级油管的断裂原因[J].机械工程材料，2022，46（8）：122-126.