某致密砂巖氣井中規格為?73.02mm×5.51mm的外加厚P110鋼級油管發生斷裂，通過宏/微觀形貌觀察、化學成分分析、顯微組織觀察以及力學性能測試等方法分析了油管斷裂原因。結果表明：斷裂外加厚油管位于油管柱上部，承受較高的軸向拉應力，且其材料對硫化物應力腐蝕開裂敏感性較高，而氣井采出氣中存在的H2S為油管提供了硫化物腐蝕環境，使得外加厚油管發生硫化物應力腐蝕開裂；油管的硬度較高，且組織內存在較大的硫化物夾雜，促使油管的斷裂。

· 1 理化檢驗及結果

1.1 宏觀形貌

     外加厚油管的斷裂位置位于油管管體加厚段之外，距最近的接箍下端約630mm，其整體宏觀形貌如圖1所示。

      由圖2可以看出：外加厚油管斷口平整，且存在2個高度相差約30mm的大面積平坦斷面，斷口無明顯塑性變形，呈典型的脆性斷裂特征；斷口具有明顯的多源起裂特征，斷口上的放射花樣收斂于油管內壁，油管外壁存在剪切唇，據此判斷裂紋由油管內壁萌生，并向外壁擴展，當裂紋擴展至某一臨界尺寸時，油管發生斷裂。

1.2 化學成分

      根據GB/T 4336—2016，在外加厚油管斷口附近截取試樣，采用直讀光譜儀測試油管的化學成分，由結果可知，該外加厚油管的化學成分滿足API Spec 5CT中P110鋼級油管的成分要求。

      根據SY/T 5329—2012和SY/T 5523—2016，采用原子吸收光譜儀對在壓裂作業現場收集到的3瓶放噴液樣本進行化學成分分析。由表1可知，3個時間段所收集到的放噴液成分基本一致，均呈弱酸性，且含有較高質量濃度的S2- ，說明井內含有硫化物。

表1 不同時段收集放噴液的化學成分及pH

1.3 斷口微觀形貌及微區成分

      在斷裂外加厚油管斷口上截取2個含裂紋源的試樣，取樣位置分別位于2個不同高度的平坦斷面上。試樣經清洗后，采用掃描電子顯微鏡(SEM)觀察斷口形貌，并采用附帶的能譜儀(EDS)進行微區成分分析。

      由圖3可以看出：斷口呈脆性斷裂特征，表面覆蓋有腐蝕產物，裂紋源位于油管內壁表面的點蝕坑底部；斷口上局部區域有沿晶開裂的二次裂紋。在斷口表面選擇14個測量點進行EDS分析，均檢測到硫元素存在，統計得到硫元素的平均質量分數約為1%。其中1個點的EDS分析結果如圖3(d)所示，鉀元素主要來源于壓裂作業中使用的大量KCl溶液，鈉、鈣、碳、氧、硅元素主要來源于壓裂作業中的克里摩里組地層，該地層中含有大量的碳酸鹽巖，且存在含有鈣、鈉、鉀等元素的長石(硅酸鹽巖)。

1.4 顯微組織

      采用線切割方法在斷口裂紋源處將外加厚油管沿縱向剖開，并截取縱截面金相試樣，試樣經打磨、拋光，用體積分數2%硝酸酒精溶液腐蝕15s后，采用激光共聚焦顯微鏡觀察裂紋形貌和顯微組織。

     由圖4可以看出：斷裂外加厚油管內有較嚴重的帶狀組織和較大的條狀夾雜物，結合EDS分析結果可知該夾雜物為硫化物；在距離斷口平面不足3mm處的油管管體內存在一條與斷口平面相平行的裂紋(橫向裂紋)，裂紋由油管管體內壁向外壁方向擴展，該橫向裂紋較寬，分支較少，呈沿晶開裂，具有典型的硫化物應力腐蝕開裂特征；在距離油管內壁約0.5mm處還存在一條縱向裂紋，該裂紋呈沿晶開裂特征。

1.5 力學性能

     按照ASTM A370-19ε1，采用線切割方法在斷裂外加厚油管上沿縱向截取標距為50mm的拉伸試樣，采用材料試驗機進行室溫拉伸試驗；按照ASTM A370-19ε1，在斷裂外加厚油管上沿縱向截取尺寸為3.3mm×10mm×55mm的夏比V型缺口沖擊試樣，缺口深度為2mm，采用沖擊試驗機進行沖擊試驗，試驗溫度為273K，測3次取平均值；在斷裂外加厚油管上截取橫截面環形硬度試樣，按照GB/T 230.1—2018，采用洛氏硬度計測試洛氏硬度。由表2可知：斷裂外加厚油管的硬度為31.4HRC，強度、塑性和沖擊功均符合API Spec 5CT對P110鋼級油管的要求。

表2 斷裂外加厚油管的力學性能

· 2 斷裂原因分析

      由理化檢驗結果可知：斷裂外加厚油管的化學成分、拉伸性能、夏比V型缺口沖擊性能均滿足API Spec 5CT對P110鋼級油管的要求；在壓裂作業現場收集到的3瓶放噴液中均檢測到了較高濃度的S2-，放噴液呈弱酸性。外加厚油管的裂紋萌生于油管內壁，并沿油管厚度方向擴展，最終使得油管發生斷裂；斷裂油管的斷口平坦，與管體軸向垂直，無明顯塑性變形特征，且可以觀察到沿晶二次裂紋，斷口呈脆性斷裂特征。根據EDS分析結果可知，油管斷口表面腐蝕產物中存在質量分數約1%的硫元素。在距斷口不到3mm處的油管管體內存在一條與斷口相平行的沿晶裂紋，該裂紋較寬，分支較少，具有典型的硫化物應力腐蝕開裂特征。

      應力腐蝕開裂(stress corrosion cracking，SCC)是由腐蝕環境和應力共同作用而引起的一種脆性斷裂。硫化物應力腐蝕開裂(sulfide stress corrosion cracking，SSCC)是應力腐蝕開裂一種特殊形式，導致其產生的腐蝕介質為硫化物。一般認為SCC的發生需要3個要素的特定組合，即拉應力、特定的腐蝕環境和敏感材料，三者缺一不可。斷裂外加厚油管位于整個油管柱的上部，油管柱總長約5200m，斷裂位置距井口約400m，斷裂位置以下連接著長度約4800m的油管，總質量約4.6×104kg，故該斷裂油管承受著較高的軸向拉應力，符合應力腐蝕開裂的拉應力條件。該外加厚油管斷裂發生在酸化壓裂作業后的放噴試氣過程中，酸化壓裂作業前，氣井已完成射孔，射孔后地層與氣井相連通，隨后經過酸化壓裂，地層縫隙被充分打開，地層中的天然氣、酸化壓裂殘液通過套管的射孔段進入油管柱內，并被輸送至地面(井口點火可燃證明地層中的天然氣已被采出)，作為天然氣的主要伴生氣H2S也隨著天然氣一同進入油管柱內，使得放噴液中存在較高濃度的S2-(H2S易溶于水)，這為油管發生應力腐蝕開裂提供了特定的腐蝕環境。P110鋼級油管管材是硫化物應力腐蝕開裂的敏感材料。后續該氣井通過更換C110鋼級抗硫油管恢復生產后，在產出氣中檢測到了H2S，驗證了硫化物源自地層。

     除了上述拉應力、特定的腐蝕環境和敏感材料3個必備條件以外，油管的應力腐蝕還受到多種因素的影響，例如油管表面狀態、強度、硬度、顯微組織、冶金質量以及介質中的其他成分等。應力腐蝕開裂的裂紋往往起源于表面缺陷部位或應力集中處，點蝕坑底部易于萌生應力腐蝕裂紋。而由斷口微觀形貌分析可知，斷裂油管內壁上存在大量點蝕坑，裂紋起源于點蝕坑底部。管材的強度和硬度對應力腐蝕也有一定影響。黃永昌等研究發現，在化學成分相似的情況下，材料的SSCC敏感性隨材料強度的增加而提高。硬度與強度密切相關，硬度越高，發生SSCC的臨界應力越小，為了防止SSCC的發生，NACE MR0175推薦在酸性環境中，鋼的硬度極限為22HRC，但這一極限并不是絕對的，可根據具體情況進行調整。P110和C110為同一鋼級油管，API Spec 5CT對在H2S環境下使用的油管管材的硬度和屈服強度最高值做出了如下限制：C110鋼級抗硫油管的硬度不高于30HRC，對P110鋼級油管的硬度未做要求；C110鋼級抗硫油管的屈服強度上限為828MPa，P110鋼級油管的屈服強度上限為965MPa。斷裂外加厚油管為P110鋼級油管，其硬度為31.4HRC，遠超22HRC，甚至超過了C110鋼級油管的硬度上限。另外，材料的冶金質量缺陷，特別是大型夾雜物會顯著降低材料的硫化物應力腐蝕抗力，而斷裂油管的組織中存在較大的硫化物夾雜，這些顯微組織缺陷對油管的斷裂起到了促進作用。

· 3 結論及建議

      (1) 外加厚P110鋼級油管的斷裂形式為硫化物應力腐蝕開裂；外加厚油管位于油管柱上部，承受較高的軸向拉應力，且氣井采出氣中的H2S為油管提供了硫化物腐蝕環境，而外加厚油管材料對硫化物應力腐蝕開裂敏感性較高，這些為油管發生硫化物應力腐蝕開裂提供了必要條件；油管的硬度較高，且顯微組織內存在較大的硫化物夾雜，促進了油管的應力腐蝕開裂。

     (2) 為防止類似事故的再次發生，在H2S環境下開采氣井時應使用抗硫鋼油管，并通過控制抗硫鋼的顯微組織以嚴格控制其硬度和強度，確保油管能夠在酸性環境中安全服役。

引用本文：

王尚衛，羅有剛，趙鵬玉，等.外加厚P110鋼級油管的斷裂原因[J].機械工程材料，2022，46（8）：122-126.