Φ31.8mm連續油管斷裂失效分析

李鴻斌，畢宗岳，余 晗，張曉峰，汪海濤，鮮林云

（1.國家石油天然氣管材工程技術研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008）

Φ31.8mm連續油管斷裂失效分析

李鴻斌1,2，畢宗岳1,2，余 晗1,2，張曉峰1,2，汪海濤1,2，鮮林云1,2

（1.國家石油天然氣管材工程技術研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008）

為了預防和減少連續油管在油田作業環境下發生的失效事故，提高連續油管的使用壽命，通過理化性能檢驗、微觀組織分析和能譜分析等方法，對某油田80鋼級Φ31.8mm×3.18mm斷裂失效連續油管進行了分析。結果表明，該連續油管在受到自重產生的拉應力、周期性的塑性應變和井內酸性腐蝕環境的共同作用下，發生應力腐蝕開裂，導致連續油管斷裂失效。最后給出了提高連續油管使用壽命的建議。

連續油管；斷裂失效；應力腐蝕；裂紋

1 概 述

連續油管技術是近年發展起來的一項具有廣闊發展前景的油田作業技術，廣泛應用于鉆井、完井、氣舉、電潛泵、酸化作業、油井防砂、井下工具打撈、水平井施工、洗井、稠油開采等諸多方面[1-2]。連續油管及其作業裝置已被譽為“萬能作業機”[3-5]。由于連續油管的服役環境惡劣，受力情況復雜，產生了復雜、多樣的連續油管失效問題。研究表明，導致連續油管失效的主要原因是疲勞失效、腐蝕失效和操作不當[6-10]。

本研究以80鋼級Φ31.8mm×3.18mm連續油管斷裂事故為研究對象，分析了連續油管失效的原因，提出了避免此類事故發生的建議。通過調查分析連續油管失效的機理和原因,有助于預防和減少連續油管使用中的失效事故,從而提高其使用壽命和效率。

某油田80鋼級Φ31.8mm×3.18mm連續油管在作業區一次氮氣氣舉作業完成后，發現油管表面多處出現泄露現象，隨后發現在距管端1 600 m處發生斷裂。本次連續油管下井作業時間為115 h，作業壓力為15 MPa，井下含有H2S，具體含量不詳。在進行氣舉作業前，該盤連續油管還進行了1次氮氣氣舉作業，下井作業時間為84 h，作業壓力25 MPa，井中含有H2S，具體含量不詳。兩次氣舉作業均未向井內加注緩蝕劑進行保護。

取井內原液并進行水質分析，結果發現井內水型為氯化鈣型，井液pH值為5.1，礦化度為184 570.3 mg/L，Cl-含量為 121 962.2 mg/L，S2-含量為309.1 mg/L。井內H2S和CO2含量未進行檢測，但對現場截取的連續油管試樣進行失效分析時，仍能聞到刺鼻的H2S氣味。

2 試樣宏觀分析

2.1 斷口分析

選取斷裂連續油管保存較好的一側斷口進行分析，其斷口宏觀形貌如圖1所示。從圖1可以看出，斷口呈脆性斷裂特征，并且分為兩個明顯的區域，平坦區和呈45°瞬斷區。斷口平坦區靠近外壁，45°瞬斷區靠近內壁，裂紋源位于連續油管外壁處。由此可以推斷，斷裂起源于連續油管外表面。另外，在斷口附近管體內、外表面均發現明顯腐蝕，外壁腐蝕嚴重，有大量腐蝕坑，壁厚有明顯減薄。

圖1 連續油管斷口宏觀形貌

2.2 管體分析

截取斷裂連續油管附近樣品，長約630mm，如圖2所示。由圖2可看出管體外表面有明顯銹蝕，腐蝕產物分布整個管體，且腐蝕產物容易脫落，管壁外表面有大量明顯的腐蝕坑。在距直焊縫90°位置的管體母材上，沿管體縱向有多條肉眼可見的環向裂紋，如圖3所示，管壁其它位置無明顯裂紋。經測量，管體壁厚3.13~3.22mm，腐蝕使管體壁厚有明顯減薄。

圖2 斷裂連續油管管體宏觀照片

圖3 管體表面多處環向裂紋

3 力學性能分析

3.1 拉伸性能

采用ZIWCK1200型拉伸試驗機，依據標準ASTM A370—2009對斷裂連續油管附近樣品進行整管拉伸試驗，試樣尺寸為Φ31.8mm×3.18mm×450mm。試樣斷口附近無明顯頸縮現象，力學性能見表1。

表1 試樣力學性能及與標準的比較

由表1可以看出，試樣的屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率均低于API SPEC 5ST《連續油管規范》的標準要求。

拉伸試樣斷口形貌如圖4所示。從圖4中可以看出，拉伸斷口大部分呈現金屬光澤，但在斷口局部出現銹蝕痕跡，銹蝕從管樣外壁向內壁擴展，銹蝕深度幾乎達到管材全部壁厚。由此可以推斷，該管樣在進行拉伸試驗前，表面已存在微小裂紋，試驗過程中沿管體表面微小裂紋處開始起裂、擴展，因而得出的管樣屈服強度、抗拉強度以及斷后伸長率均低于標準要求。

圖4 拉伸試樣斷口宏觀形貌

3.2 硬度檢測

從斷裂連續油管上取硬度試樣，如圖5所示，取樣區域包含焊縫、熱影響區及母材。根據GB/T 4340.1—2009使用Durascan 70硬度計進行硬度試驗，檢測結果見表2。

圖5 試樣硬度檢測宏觀照片

從表2可看出，試樣母材、焊縫、熱影響區的硬度均小于248HV10，滿足API SPEC 5ST要求。

表2 試樣硬度檢測結果

4 試樣顯微組織分析

4.1 金相分析

依據GB/T 4340.1—2009標準，采用Leica DMI5000M金相顯微鏡對試樣焊縫和母材進行分析，如圖6所示。從圖6可以看出，連續油管試樣焊縫和母材的組織均由多邊形鐵素體和細小的珠光體組成，母材晶粒度為12級，焊縫晶粒度為10.5級，帶狀組織為1.5級，焊縫及母材無異常組織。

圖6 連續油管試樣微觀組織形貌

采用線切割對試樣A、B兩處環向裂紋（如圖3所示）進行加工，沿裂紋中部、垂直于裂紋方向取樣，并進行金相分析。A、B兩處裂紋金相分析照片如圖7和圖8所示。從圖7和圖8中可以看出：試樣表面存在多處裂紋，裂紋起源于壁，沿管壁厚度方向向內壁擴展，局部區域裂紋已經貫穿整個壁厚；在主裂紋擴展的過程中，在主裂紋上又有分叉的二次裂紋生成，二次裂紋與主裂紋形成明顯的樹枝狀，這種形貌和二次裂紋是典型的應力腐蝕開裂裂紋特征[11]。

4.2 試樣斷口形貌分析

圖7 管體A處裂紋形貌

圖8 管體B處裂紋形貌

圖9 斷口不同位置形貌

圖10 斷口裂紋處微觀形貌

采用日立S－3700N型掃描電鏡對連續油管斷口進行微觀形貌分析，結果如圖9所示，并利用能譜儀對斷口表面腐蝕產物的成分進行分析，結果如圖10所示。從圖9斷口不同位置微觀形貌可以看出，斷裂起源于油管外壁，斷口光滑齊整，在斷口截面可發現清晰的環向裂紋，斷口具有明顯的脆性斷裂特征。從圖10斷口裂紋處微觀形貌可以看出，油管斷口表面呈現乳突狀形貌，腐蝕產物不致密，乳突島之間有裂紋存在。對這些疏松腐蝕產物的微觀組織區域進行能譜分析，如圖11所示。由圖11可以看出，腐蝕產物中除含有鐵的氧化物外，還含有少量的S和Cl。

圖11 斷口裂紋附近腐蝕產物EDS圖譜

4.3 X射線衍射分析

采用D8 ADVANCE型X射線衍射儀對連續油管表面腐蝕產物進行了分析，其結果如圖12所示。由圖12可以看出，試樣表面腐蝕產物主要含有 Fe3O4（46.34%）、Fe2O3（9.59%）、FeS（14.14%），說明該管材可能發生了氧腐蝕和硫化物腐蝕。

圖12 試樣表面腐蝕產物X射線衍射圖譜

5 分析與討論

通過對失效連續油管進行宏觀和微觀分析，斷口和管壁外表面裂紋表現為應力腐蝕特征。應力腐蝕開裂是金屬在拉應力（外加應力或殘余應力）和腐蝕介質的共同作用下引起的一種破壞形式[12-13]。一般認為，當拉應力、金屬應力和腐蝕性介質3個條件同時具備時才會發生。

連續油管的腐蝕形式多種多樣，比靜態油管的腐蝕更為復雜。在非酸性環境下，連續油管的腐蝕主要是電化學腐蝕，酸化液和儲層液是影響電化學腐蝕的主要因素。連續油管在酸性環境下的腐蝕更為復雜，除了電化學腐蝕外，還包括H2S導致的開裂。

井下作業用連續油管和靜態管柱相比，其受力特點存在顯著差異。連續油管繞導向拱和卷軸進行井和下井過程中會遭受6次彎曲和變值的變化，由于導向拱和卷軸的半徑均小于連續油管的最小彎曲半徑，因此，起下井遭受的彎曲變形會導致塑性應變。同時，連續油管在起下過程中會受到自重及載荷的影響，產生拉應力，而且連續油管被反復彎曲，還存在疲勞問題。文獻[14-15]表明，彎曲和內壓作用下產生的疲勞是造成連續油管失效的主要原因。

綜上所述，連續油管在酸化和氣舉作業時，油管外壁與腐蝕介質接觸時間較長，管材在受到自重的拉應力、周期性的塑性應變和井內酸性腐蝕環境的協同作用下（特別是含H2S環境），材料性能退化，塑性降低，存在脆性開裂傾向。當這種脆化效應積累到一定程度時，就會導致連續油管的脆性開裂，特別是在連續油管發生塑性變形的情況下，更容易發生脆性開裂。

6 結論及建議

（1）在連續油管作業前，對其應用歷史記錄進行分析及安全性評估，并收集作業井的井況信息，明確井身結構及所含腐蝕介質含量。

（2）作業過程中運用現場監測裝置，對連續油管當前壁厚、橢圓度、管體損傷等情況進行檢測及評估。

（3）盡量將連續油管配置在滾筒直徑較大的作業車上，采用大直徑的導向拱可降低連續油管由于彎曲/壓力循環造成的疲勞損傷，提高連續油管的使用壽命。

（4）在酸性環境的井內作業前應添加緩蝕劑及除硫劑，選用耐蝕連續油管進行作業。

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Fracture Failure Analysis of Φ31.8mm Coiled Tubing

LI Hongbin1,2，BI Zongyue1,2，YU Han1,2，ZHANG Xiaofeng1,2，WANG Haitao1,2，XIAN Linyun1,2
（1.National Petroleum and Gas Tubular Goods Engineering Technology Research Center，Baoji 721008，Shaanxi，China；2.Steel Pipe Research Institute,Baoji Petroleum Steel Pipe Co.,Ltd.,Baoji 721008,Shaanxi,China）

In order to prevent and reduce the failure accidents of coiled tubing in oil field operation environment,increase the service life of coiled tubing,the fractured coiled tubing of 80 steel grade Φ31.8mm ×3.18mm in a certain oilfield was analyzed through physical and chemical properties testing,microstructure analysis and EDS analysis.The results showed that the stress corrosion fracture occurred in this coiled tubing under the combined action,including tensile stress by its own weight,cyclic plastic strain and the well acidic corrosive environments,which caused the fracture failure for coiled tubing.Finally,some advices were put forward to increase service life of coiled tubing.

coiled tubing;fracture failure;stress corrosion;crack

TE933.8 文獻標志碼：B DOI:10.19291/j.cnki.1001-3938.2016.05.006

李鴻斌（1984—），碩士，工程師，主要從事連續管新產品開發及管材失效分析等研究工作。

2015-12-16

李 超