張 旭,扈 立,李恒政,王 正,黃蓓蓓

(天津鋼管集團(tuán)股份有限公司,天津300301)

API鋼級套管螺紋斷裂失效分析

張 旭,扈 立,李恒政,王 正,黃蓓蓓

(天津鋼管集團(tuán)股份有限公司,天津300301)

針對API N80—1 LC扣型公端螺紋在使用過程中發(fā)生斷裂失效的問題,通過宏觀觀察、化學(xué)成分分析,金相宏觀觀察,SEM微觀觀察,力學(xué)性能測試,韌脆轉(zhuǎn)變溫度計算,有限元計算對失效套管原因進(jìn)行分析。結(jié)果表明:套管材料在低溫下呈現(xiàn)低溫脆性,套管內(nèi)表面局部應(yīng)力集中,在其作用下,套管發(fā)生脆性斷裂。

套管;螺紋;斷裂;裂紋

1 引言

我國各大油田每年都有石油套管斷裂事故發(fā)生,給油田帶來了巨大的經(jīng)濟(jì)損失[1—5],現(xiàn)結(jié)合華東地區(qū)某油田N80—1 LC扣石油套管斷裂失效分析事件,分析斷裂原因,以避免類似事件再次發(fā)生。

斷裂失效套管為N80—1?139.70mm× 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環(huán)空為鉆井液。隨后下入2.875inch油管,完井后向射孔段注入低溫CO2氣體,溫度約在—20℃,注氣壓力30MPa,使用封隔器封隔油套管環(huán)空,環(huán)空部位充滿環(huán)空保護(hù)液。生產(chǎn)作業(yè)過程中封隔器發(fā)生失封,注入井底的CO2氣體泄漏進(jìn)入環(huán)空,CO2氣體與環(huán)空保護(hù)液置換不斷上浮并聚集至井口部位,位于井口的第一支套管現(xiàn)場端公端螺紋部位發(fā)生斷裂,斷裂整支套管打撈出井,由于已固井,余下管串(包含現(xiàn)場端斷裂螺紋)留在井內(nèi)。

2 試驗(yàn)方法

為分析N80—1套管失效原因,從油田現(xiàn)場取N80—1?139.70mm×9.17mm LC斷裂段套管進(jìn)行失效分析。采用宏觀觀察、化學(xué)成分分析、金相宏觀觀察、SEM微觀觀察、力學(xué)性能測試、韌脆轉(zhuǎn)變溫度計算、有限元計算等分析方法,確定套管斷裂原因。

3 試驗(yàn)結(jié)果及分析討論

3.1 宏觀觀察

由圖1可見,斷裂位置距離螺紋消失點(diǎn)22mm左右,測量結(jié)果顯示管體部分最大橢圓度為0.39%,最大壁厚不均度為11.1%,其結(jié)果在購方技術(shù)規(guī)范要求范圍內(nèi),同時也說明管體沒有塑性變形和壁厚減薄現(xiàn)象發(fā)生。圖2顯示斷口平齊,沒有發(fā)生塑性變形特征,因此,由肉眼可判斷該斷裂為脆性斷裂。

3.2 斷口表面形貌觀察

由試樣的斷口低倍形貌(見圖3、4)可以看出,斷裂均由套管內(nèi)表面裂紋源引發(fā),裂紋沿壁厚方向做快速低能量撕裂,放射線平行于裂紋擴(kuò)展方向,指向外壁,形成大面積放射區(qū),放射區(qū)呈現(xiàn)迅速撕裂的解理狀脆性斷口特征。斷裂后期,在靠近外表面附近形成較窄的杯狀剪切唇,與拉伸軸呈45°[6]。

圖5、6為放大倍數(shù)200×?xí)r,試樣斷口裂紋源及擴(kuò)展區(qū)掃描電鏡照片?？梢钥闯?裂紋源斷口呈現(xiàn)出較長周期內(nèi)緩慢撕裂、逐漸擴(kuò)展的小尺寸解理斷口微觀特征;而裂紋擴(kuò)展區(qū)在拉伸試驗(yàn)載荷作用下迅速撕裂,斷口表現(xiàn)為平坦光滑的河流狀解理特征,進(jìn)一步確定為脆性斷裂。

圖1

圖2

圖3 試樣斷口形貌

圖4 試樣斷口形貌 10×

圖5 試樣裂紋源解理狀斷口微觀形貌 200×

圖6 試樣裂紋擴(kuò)展區(qū)解理狀斷口微觀形貌 200×

3.3 斷口能譜分析

圖7的EDS分析結(jié)果表明,斷口部位含O、Cl、Fe元素較多。由于采用注CO2強(qiáng)化開采工藝,封隔器發(fā)生泄漏后,部分CO2進(jìn)入環(huán)空保護(hù)液與水結(jié)合形成CO32—,而Cl—達(dá)到一定程度后會引起點(diǎn)蝕情況發(fā)生[7—8],因此不排除井下腐蝕性介質(zhì)對套管內(nèi)壁產(chǎn)生侵蝕破壞。

3.4 斷口附近金相組織觀察

由于套管斷裂由內(nèi)表面裂紋源引發(fā),因此對斷口微裂紋附近金相組織進(jìn)行了觀察分析。失效套管鋼級為N80—1,管體交貨狀態(tài)為軋態(tài)。該套管終軋溫度820℃～860℃,如果裂紋在軋制過程中產(chǎn)生,在該溫度下裂紋部位應(yīng)該出現(xiàn)局部脫碳氧化,造成組織異常。但如圖8所示,裂紋部位組織均為F+P,屬于在線?；に囂坠苷＝M織,未出現(xiàn)局部氧化脫碳及組織異常,因此排除冶煉成分偏析以及軋制過程中形成裂紋的可能性。

3.5 化學(xué)成分分析

對來樣做成品化學(xué)成分檢驗(yàn),檢測結(jié)果如表1所示,檢測結(jié)果滿足購方技術(shù)規(guī)范要求。

3.6 金相觀察

金相檢驗(yàn)結(jié)果如表2,各項檢測結(jié)果滿足購方技術(shù)規(guī)范要求,排除由于夾雜物超標(biāo),組織異常,晶粒粗大而引起的缺陷。

3.7 力學(xué)性能分析

來樣檢測結(jié)果表明,力學(xué)性能各項檢測結(jié)果滿足購方技術(shù)規(guī)范。

圖7 試樣斷口裂紋部位EDS分析結(jié)果

圖8 試樣斷口裂紋及F+P組織 50×

表1 化學(xué)成分檢測結(jié)果

表2 金相檢測結(jié)果

表3 力學(xué)性能檢測結(jié)果

3.8 韌脆轉(zhuǎn)變溫度計算

由圖9看出N80—1套管材料的韌脆轉(zhuǎn)變溫度為+49℃,當(dāng)環(huán)境溫度低于+49℃時,套管材料斷裂方式由韌性斷裂轉(zhuǎn)變?yōu)榇嘈詳嗔?位錯運(yùn)動阻力增加,特別容易塞積,材料的屈服強(qiáng)度隨溫度降低急劇升高,但斷裂強(qiáng)度變化很小,表現(xiàn)為未屈服先斷裂,材料斷裂特征表現(xiàn)為解理斷裂或準(zhǔn)解理斷裂特點(diǎn)。

圖9 套管材料的韌脆轉(zhuǎn)變溫度曲線

圖10顯示為N80—1套管材料系列溫度沖擊試驗(yàn)斷口形貌。可以看出,當(dāng)溫度低于+49℃時,斷口表現(xiàn)出明顯的脆性解理斷裂特征,當(dāng)溫度低至—20℃時,裂紋至開口處快速擴(kuò)展,斷口表面起伏較大,且呈現(xiàn)河流狀形態(tài),溫度越低,解理特征越明顯,證明N80—1套管不適用于低溫環(huán)境作業(yè)。

圖10 N80—1套管材料系列溫度沖擊斷口形貌

4 有限元計算分析

4.1 套管服役工況

已知下井時的泥漿密度為1.10×103kg/m3,在管串浮重及內(nèi)壓產(chǎn)生的軸向總載荷作用下,套管螺紋承受約為300MPa軸向應(yīng)力[9],見表4。此外,封隔器失封后CO2氣體泄漏進(jìn)入環(huán)空,通過與環(huán)空保護(hù)液不斷發(fā)生置換向井口位置聚集,使環(huán)空帶壓,套管內(nèi)表面承受不超過30MPa(注氣壓力)的內(nèi)壓。同時,由于注CO2工藝,N80—1套管材料還處于—20℃低溫環(huán)境下。

表4 套管螺紋承載計算

4.2 LC扣型螺紋接頭特點(diǎn)及受力分析

失效套管為LC(長圓螺紋)扣型,該扣型螺紋接頭機(jī)緊后示意圖如圖11所示。

如圖11所示,?139.70mm×9.17mm LC套管外螺紋全長L4=88.9mm,完整螺紋長度L2=81.66mm。在LC螺紋加工過程中,螺紋車刀行進(jìn)至L2位置后抬刀,因此L2是管體最后一圈完整螺紋的位置,也是機(jī)緊后接箍螺紋與管體螺紋嚙合的最后一圈。當(dāng)接箍與管體擰緊后,管體L2位置容易出現(xiàn)螺紋接觸應(yīng)力集中,也是發(fā)生螺紋斷裂的危險截面。

4.3 LC扣型螺紋接觸應(yīng)力計算

根據(jù)以上受力特點(diǎn),對套管接箍擰緊后、軸向應(yīng)力為300MPa時,環(huán)空內(nèi)壓力從0～30MPa變化的情況下的螺紋接頭應(yīng)力分布狀況進(jìn)行了有限元分析,如圖12所示,有限元分析結(jié)果顯示,接箍擰緊時螺紋線方向上出現(xiàn)局部應(yīng)力集中現(xiàn)象,管端和螺紋根部接觸應(yīng)力較高,其中螺紋根部最后一圈完整螺紋位置應(yīng)力集中最為明顯,呈現(xiàn)“馬鞍形”分布特點(diǎn)。與此同時,隨著環(huán)空內(nèi)壓逐漸增加,應(yīng)力集中水平也顯著升高。

圖12 螺紋線方向上接觸應(yīng)力分布狀態(tài)

圖13 應(yīng)力—應(yīng)變曲線

當(dāng)內(nèi)壓增加至10MPa時,L2位置接觸應(yīng)力已經(jīng)超過材料的斷裂強(qiáng)度(415MPa,如圖13所示),而由前文分析可知,N80—1套管材料的屈服強(qiáng)度隨溫度的降低顯著升高,但斷裂強(qiáng)度基本不變,可以認(rèn)為與室溫斷裂強(qiáng)度相同,所以在低溫使用環(huán)境下,套管極易發(fā)生低溫脆性斷裂。而螺紋斷裂位置至螺紋消失點(diǎn)長度為22mm左右,

恰好位于最后一圈完整螺紋附近,與有限元分析結(jié)果有較高的一致性。

5 結(jié)論

(1)套管材料在低溫下呈現(xiàn)低溫脆性,以及套管內(nèi)表面局部應(yīng)力集中成為導(dǎo)致套管斷裂的主要原因。

(2)該工況條件下,建議選擇韌脆轉(zhuǎn)變溫度低于—20℃的材質(zhì)的套管,和BC扣螺紋等自然退刀的扣型。

[1] 劉士軍,熊英,孔翠龍,等.大慶油田套損原因及治理對策探討[J].內(nèi)蒙古石油化工,2015 (3):103.

[2] 宋必軒.淺層超稠油油藏套損防治技術(shù)應(yīng)用研究[J].江漢石油科技,2007,17(4):33.

[3] 王永東,徐國民,賀貴欣,等.套損井綜合管理系統(tǒng)的開發(fā)與應(yīng)用[J].石油勘探與開發(fā), 2005,29(3):81.

[4] 劉新華,王建龍,張衛(wèi)東,等.營8斷塊油水井套損原因及預(yù)防措施[J].中外能源,2012 (7):57.

[5] 李克忠,李剛.提高套損井產(chǎn)量工藝應(yīng)用[J].西部探礦工程,2013(10):72—74.

[6] 束德林.工程材料力學(xué)性能[M].機(jī)械工業(yè)出版社,2007.21—22.

[7] 朱世東,劉會,白真權(quán),等.CO2腐蝕機(jī)理及其預(yù)測防護(hù)[J].熱處理技術(shù)與裝備.2008.29(6): 37—38.

[8] 林冠發(fā),鄭茂盛,白真權(quán),等.P110鋼CO2腐蝕產(chǎn)物膜的XPS分析[J].理化檢測(物理分冊),2005,41:134.

[9] 陳平.鉆井與完井工程[M].石油工業(yè)出版社. 2005.309.

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

張旭,碩士,工程師,主要從事油井管開發(fā)方面的工作。