某油田3Cr P110修复油管断裂原因分析

超f煤#第53卷•第10期•202()年1()月某油田3Cr P110修复油管断裂原因分析
胡芳婷，赵密锋，邢星，李岩
(中石油塔里木油田油气工程研究院，新疆库尔勒841000)
［摘要］某油田</>88.90mmx6.45mm3Cr Pl10修复油管发生断裂，采用理化性能分析、金相分析、腐蚀产物分析、腐蚀速率预测等手段系统地进行了原因分析。

结果表明：该修复油管为硫化物应力腐蚀开裂，因处于复杂的co2+H2s+cr综合腐蚀环境，主要在co?的作用下产生腐蚀，水中高浓度的促使腐蚀速率加快，在油管内壁形成腐蚀坑，在拉应力的作用下，硫化物应力腐蚀裂纹在腐蚀坑底部萌生并迅速扩展，最终导致油管断裂。

［关键词］修复油管；硫化物应力腐蚀开裂；cr；断裂
［中图分类号］TG172［文献标识码］B［文章编号］1001-1560(2020)10-0115-05
Failure Analysis of3Cr P110Repaired Tubing in an Oilfield
HU Fang-ting,ZHAO Mi-feng,XING Xing,LI Yan
(PetroChina Tarim Oilfield Oil and Gas Engineering Research Institute,Korla841000,China)
Abstract:The fracture of(/>88.90mmx6.45mm3Cr Pl10repaired tubing in an oil field was analyzed by means of physical and chemical properties analysis,metallographic analysis,corrosion product analysis,corrosion rate prediction and other means.Results showed that the repaired tubing was sulfide stress corrosion cracking.Due to the complex C02+H2S+CP comprehensive corrosion environment,corrosion mainly occurred under the action of C02.The high concentration of Cl in water promoted the corrosion rate,and the corrosion pit formed on the inner wall of the tubing.Under the action of tensile stress,sulfide stress corrosion crack germinated and rapidly expanded at the bottom of the corrosion pit,which eventually led to tubing fracture.
Key words:repaired tubing；sulfide stress corrosion cracking；Cl~；crack
0前言
随着油田的不断开发，老油田进入开发中后期，油管处于高含水、高co2+cr环境，且部分区块含有H?s 腐蚀气体(见表1)。

井下油管的服役环境日趋苛刻，碳钢油管往往不到1a就出现腐蚀穿孔、甚至管柱断裂落井的现象，给生产和经济造成极大影响。

针对油管严重腐蚀的问题，采用含有高Cr、Ni、Mo等合金元素的13Cr、22Cr等高Cr不锈钢被认为是抗腐蚀的理想油管材料,但上述材料一次性投资大,对于产量较低的油气田存在经济效益和投资比太低的问题，因而限制了其在油气田的广泛应用。

表1油套管的服役腐蚀工况
类别A区B区C区D区E区
pH值 5.11-6.32 5.47-7.62 5.48〜7.92 5.15-6.82 5.19-7.24
p(Cr)/(mg-L_1)45980-1754008014-177********-8953051800-180********-165900 p(矿化度)/(mg-L-1)79240-25590013860-28840020050~146200117600-31780035350-252100 n(CO2)/mol0.039-3.8100.754-31.7000.012-15.0000.860-16.9000-10.200 C02分压/MPa0.0039-1.14300.0754-9.51000.0012-4.50000.0860-5.07000-3.0600
</>(H2S)/(mg-m-3)00-140.00~4800.00-8.60~2700.0 a(含水)/%0-97.320-50.000-95.130-88.190-94.20
现国内外钢厂已陆续开发出经济型低Cr钢。

经调研,3Cr材质的耐蚀性可达碳钢的3~4倍，大大延长了油管的使用寿命，而成本仅为碳钢的1.5倍，因此，这种经济型耐蚀油管被油田广泛推广应用［U2］O某油田
［收稿日期］2020-05-20
［通信作者］胡芳婷(1980-),高级工程师,主要研究方向为油井管研究，电话:135****1706,E-mail：2450126336@
Vol.53No.10Oct.2020
X井2014年完井试油；2017年11月因不能自喷转电泵作业，12月2日（/>88.90mmx6.45mm3Cr Pl10修复油管入井;2018年6月5日下酸化管柱,7月1日第49根原井油管断裂（入井约195d）o产层取样分析水样中含有HCO；、CP、SO；、Ca2+等，（T含量为（2.26~ 10.20）x104mg/L,水型为氯化钙；在天然气成分分析结果中含有3.3%~5.2%的C02o本工作通过对该修复油管断裂原因分析，认为复杂的CO2+H2S+cr腐蚀环境导致油管发生硫化物应力腐蚀开裂。

本案例可以为其他油田腐蚀防护提供参考借鉴。

1宏观形貌观察
油管完整结构尺寸和油管断裂部位见图lo失效油管宏观形貌见图2,断裂部位无明显塑性变形，呈多台阶状。

图3为失效油管断口宏观形貌，呈锈黄色，在靠近外壁处存在明显放射状花样，约占断面的1/4,并收敛于油管内表面,同时断口存在少量的剪切唇，整体断口基本垂直于管体，初步判定为脆性断裂。

断口清洗后，在扫描电镜放大35倍下源区形貌见图4,可确定裂纹起源于内表面。

图4先断区断口源区低倍形貌
图1失效油管2理化性能检验
对失效油管进行取样分析其理化性能，取样位置见图5。

图2失效油管宏观形貌
取样位置
图5失效油管理化性能取样位置2.1化学成分分析
图3失效油管断口宏观形貌
依据ASTM A751-14a,用ARL4460直读光谱仪进行化学成分分析，结果见表2,化学成分分析结果符合油田技术协议要求。

表2化学成分分析结果（质量分数）％
试样位置C Si Mn P s Cr Mo 管体0.26000.31000.45000.00670.0007 2.93000.0750
油田技术
协议要求
---W0.0150^0.0100--
试样位置Ni Nb V Ti Cu B Al 管体0.04300.00170.00720.00390.04200.00040.0280油田技术
协议要求
2.2力学性能测试
在油管管体取拉伸试样，依据ASTM A370-17a,
用
第53卷•第1（）期•202（）年1（）月117 UTM5305材料试验机进行试验，结果见表3O
表3拉伸性能试验结果
试样
屈服强度(0.6%UEL)/
MPa 抗拉强度
心/MPa
断后伸长
率/%
位置取向宽度/直径X 标距/mm
管体纵向19.1x50.088999317
油田技术协议要求管体758-965M793M16
2.3夏比冲击试验
在油管管体取纵向V型缺口冲击试样，依据ASTM A370-17a用PIT302D冲击试验机进行夏比冲击试验，结果见表4。

由于冲击试样尺寸小于1/2,API Spec 5CT中对小于1/2尺寸的冲击试验不做规定。

此处参考ASTM A370-17a对结果进行换算，换算后的全尺寸冲击吸收能量符合技术协议要求。

用扫描电子显微镜对-10弋冲击试样的断口形貌进行观察，微观断口形貌为韧窝（见图6）。

表5洛氏硬度试验结果
试验位置
检测结果/HRC
123
外2&729.929.9第一象限中29.930.630.2
内30.130.430.3
外28.629.229.7第二象限中30.431.030.5管内30.130.330.2体外28.828.829.3第三象限中30.431.031.1
内30.630.330.9
外30.030.330.5第四象限中31.231.131.2
内30.930.630.3技术协议要求W32.0
表4夏比冲击试验结果
温度/t管体纵向吸收能量/J技术协议要求/J
3金相分析
010*******
-10115106112“十
-10弋下，N80 -20112109106
-40106100100
在油管管体取样，依据GB/T13298-2015、ASTM E45-13.ASTM E112-13,用AMEF4M金相显微镜及图像分析系统进行金相组织、非金属夹杂物、晶粒度及断口分析、裂纹分析。

试样组织为回火索氏体，晶粒度为9.0级。

试验结果见表6、表7。

断口取样位置见图7,其中1号为断口源区；2号、3号为扩展区;4号为瞬断区。

1~4号断口裂纹形貌见图8~图11。

表6试样金相分析结果
非金属夹杂物
编号
A
硫化物类
B
氧化铝类
C
硅酸盐类
D球状
氧化物类
组织晶粒度
图6-10°C冲击试样断口形貌
2.4硬度试验
在油管管体取样，依据ASTM E18-17,用RB2002洛氏硬度计进行试验，试验结果见表5。

硬度试验结果符合技术协议要求。

对管体试样内表面、外表面及壁厚中心的硬度进行分析，壁厚中心平均硬度最高，为30.7HRC,其次为试样内表面30.4HRC,外表面平均硬度最低，为29.5HRC O
薄厚薄厚薄厚薄厚
管体0.500.50000.50s回(图7)9.0级
表7断口试样金相分析结果
编号断口分析
试样断口有裂纹，裂纹周围组织未见异常；局部二次裂纹扩展形貌（见图8）
试样断口及内表面均有裂纹，裂纹周围组织未见异常；内表面裂纹有分叉,二次裂纹有扩展形貌（图9）
试样断口有裂纹，裂纹周围组织未见异常；断口裂纹尖端可见沿晶扩展形貌（见图10）
试样内表面有裂纹及腐蚀坑，周围组织未见异常；内表面腐蚀坑有向管体深人扩展趋势（见图11
）
ns Vol.53No.10Oct.2020
图7试样取样位置
图114号断口内表面腐蚀坑形貌
图81号断口裂纹形貌
由上述金相分析结果可知，失效样品的断口有较多二次裂纹,裂纹尖端有沿晶特征;失效样品的内表面有与断口平行的裂纹，较笔直向外表面扩展，裂纹有较多分叉（二次裂纹），局部二次裂纹可见沿晶特征。

试样内表面有腐蚀坑,且腐蚀坑有向管体内部“深挖”的扩展趋势。

4腐蚀产物分析
图92号断口裂纹形貌
将油管内表面腐蚀产物刮下，对粉末进行能谱分析，结果显示其主要元素为Fe、O、Cr、Si、Cl、S、Ca。

油管裂纹内腐蚀产物的主要元素为:C、Fe、O、Cr、S,裂纹尖端腐蚀产物的主要元素为：Fe、O、C、Ca、Cr、Cl（见表8）。

对油管断口的能谱分析结果显示，断口主要元素为:Fe、O、C、Cr、S。

对油管内表面腐蚀坑底的腐蚀产物进行能谱分析，其主要元素为:Fe、C、O、Cr、S、K。

能谱分析结果见图12~图16。

根据能谱分析的元素组成情况初步判断,腐蚀产物主要元素为Fe、O、C、Cr,断口、腐蚀坑底及裂纹内还含有S,油管内表面腐蚀产物及裂纹尖端有Cl o
图103号断口裂纹沿晶形貌
表8断口腐蚀产物能谱分析结果（质量分数）%元素内表面内表面腐蚀坑底断口裂纹内裂纹尖端C-28.1016.4551.267.55 037.0323.4829.5620.1632.32
A1 1.90----
Si 5.38-0.67--
S0.42 1.450.470.50-
Cl 1.61---0.50 Ca0.59--- 1.26
K-0.44---
Cr 5.8815.26 2.690.590.72 Fe47.2031.2750.1527.49
57.64
超f 煤#
第53卷•第1()期• 202()年1()月
0 1
77069361653946238530823115477
Fe
-)
-
l ：r
--Fe Si
Cr
1-i Cl
A I -
Li
A A SS|C1 Caca
A
Fe
元素
w/%
A/%
()37.0364」5AI 1.90 1.95Si 5.38 5.31S 0.420.36(：1 1.61 1.26C 0.590.40Cr 5.883」3be
47.20
23.42
23456789
10
E/keV
图12油管内表面腐蚀产物能谱及分析结果
元素
w/%
A/%C 28.1049.60()23.4831.11s 1.450.96K 0.440.24Cr 15.26 6.22Fe
31.27
11.87
LL
0 1 2 3 4 5
6 7 8
9
10 11 12 13
E/keV
图13内表面腐蚀坑底腐蚀产物能谱及分析结果
兀素
w/%
A/%
C 16.4532.56()29.5643.93Si 0.670.57s 0.470.35Cr 2.69 1.23Fe
50.15
21.35
Fe
1
2 3 4 5
6 7 8 9 10 11 12 13
E/keV
图14断口腐蚀产物能谱及分析结果
12 3
图15裂纹内腐蚀产物能谱及分析结果
C1
(：a
520624
.5.3.5.2.767.Z O.1.0.7.3 5
/L
10 8
4 7 98 O 3 & 3 5
6.40.0.0.
7.
1 5
2元素 w/%
A/%
1
0 1
23456789
10
E/keV
5失效原因分析
由以上试验结果可知，该断裂理化性能分析结果
均符合油田技术协议要求，显微组织为回火索氏体，晶 粒度为9.0级,-10 冲击试样断口形貌为韧窝，可见
材料有良好的韧性。

根据油管断口宏观特征，初步判定油管断裂属于
脆性开裂。

在金相分析中观察到，断口有较多二次裂
纹，断口高倍观察到断口源区、扩展区及瞬断区都表现 为典型的沿晶断裂特征,与应力腐蚀开裂形貌特征相
符6勺。

油管断口、内表面腐蚀坑底及裂纹内的腐蚀产
物能谱分析结果表明，腐蚀产物主要元素为:Fe 、O 、C 、
Cr 、S 、Cl 。

因此，判断此油管断裂属于硫化物应力腐蚀
开裂，裂纹起源于油管内壁。

按照应力腐蚀开裂发生的3个因素，即材料、应力
及腐蚀环境，其失效原因分析如下：断裂油管材质为
3Cr P110,是低合金钢，具有较高的应力腐蚀开裂敏感
性;油管断裂时处于管柱上部，承受较大的拉伸载荷 (经计算断裂油管所受拉应力约为169 MPa)；该井取
样分析中地层水中含有HCO ；、C1-等，且CT 浓度较高，
天然气中含有较高的C()2(经计算CO?分压为0.455
MPa,>0.210 MPa)，管柱处于严重腐蚀环境，经调研该
井所属区块曾检测到H q S,虽然油管断裂前该井取样中
未发现H2S,但后期生产过程中仍发现了 IS (约5.7
mg/m 3)，所以不能排除油管在断裂时存在H?S 的可能
性。

加之该断裂油管为修复油管，前期也经历过多种 复杂井况。

另外从腐蚀产物能谱分析来看，腐蚀产物 有S 、C1元素,说明环境中存在硫化氢介质46。

为了进一步证实该油管的耐蚀性，结合该井工况、 腐蚀环境、日产量等参数，用predict 6.1软件对其腐蚀
速率进行了预测,结果其点蚀可能性为50%,腐蚀速率
为1.69 mm/a,已超出允许范围(该规格油管可允许的
腐蚀深度约为0.9 mm) 0
综上所述，该油管处于复杂的co 2+H 2s+cr 综合 腐蚀环境，断裂过程为：油管内壁主要在CO?的作用下 产生腐蚀，地层水中的C1-促使腐蚀速率的加快〔7],在
油管内壁形成较深的腐蚀坑，在拉应力的作用下，硫化
物应力腐蚀裂纹在腐蚀坑底部萌生并迅速扩展，最终 导致油管断裂，这可以从油管内壁的裂纹及腐蚀坑形 貌得到印证。

6结论及建议
(1)断裂的 </>88.9 mmx6.45 mm 3Cr Pl 10 修复油
(下转第148页)
图16
裂纹尖端腐蚀产物能谱及分析结果
Vol.53No.10Oct.2020
65.
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【编校:王宇］
•+■+-+---+-+-+--•------»--+-+-+-+-+---------F--■+-+-+-+-+----------+-+---+-+-+■+-+-+-+•
(上接第119页)
管的理化性能试验结果符合油田技术协议的要求。

(2)该修复油管属于硫化物应力腐蚀开裂，裂纹起源于油管内壁。

(3)建议加强对修复油管的使用跟踪。

(4)建议对3Cr合金钢材料进行CO2+H2S+Cr综合腐蚀环境的适用性评价,加强腐蚀监测，避免类似失效事故的发生。

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［编校:王宇］(上接第141页)
3结论
经过对行星轮架和匹配螺栓进行分析，其理化检测合格,行星轮架断口先是疲劳后是一次性断裂,螺栓断口均是疲劳断裂，整个系统失效首先从螺栓出现疲劳断裂开始，螺栓断裂后，冲击和载荷增加，导致行星轮架先在局部出现疲劳，最后状态失稳,一次性出现开裂,导致碎裂成多块儿。

经工艺追溯，螺栓的松动是拧紧力矩不足造成的，针对此问题增加了相应的工艺规定，彻底解决了拧紧力矩不足造成早期疲劳失效的问题。

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