趙映輝，彭朝輝，陳先富，劉 濤

(1.衡陽華菱鋼管有限公司，湖南 衡陽 421000;2.中石化西南石油局管具公司，四川 德陽 618000;3.中石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000)

0 引言

油層水力壓裂技術(shù)是目前改造油層最常用的辦法［1-3］，是油井增產(chǎn)的有效措施。油管在壓裂作業(yè)過程中(尤其是保壓過程中)油管往往承受較高的內(nèi)壓+彎曲+拉伸的復(fù)合載荷，因此油管往往首當(dāng)其沖成為失效頻發(fā)的產(chǎn)品。國內(nèi)外石油工程技術(shù)公司(如哈利伯頓、貝克休斯等)對壓裂過程中油管失效事故也多見報道;因此，壓裂作業(yè)用油管的產(chǎn)品要求應(yīng)該更為嚴(yán)格才能滿足要求。本研究對國內(nèi)某井進(jìn)行加砂壓裂的過程中油管發(fā)生脆性開裂進(jìn)行分析，尋找失效的根本原因，并提出改進(jìn)措施，對預(yù)防油管在壓裂作業(yè)過程中發(fā)生失效有著較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

該井壓裂作業(yè)過程調(diào)查如下:井深約3 000 m，在對油層進(jìn)行水力壓裂時發(fā)生了一起壓裂油管開裂事故。壓裂作業(yè)采用管柱結(jié)構(gòu):油補(bǔ)距(4.42 m)+油管掛(0.27 m)+2-7/8EU 油管312 根(2 976.91 m)+安全接頭(0.21 m)+114水力錨(0.46 m)+K344-114 封隔器(0.84 m)+2-7/8EU 油管1 根(9.57 m)+JR-93 噴砂器球座(0.2 m)。21∶58 進(jìn)行壓裂施工，壓裂過程為低替液10 m3(封隔器座封)，前置液45 m3，攜砂液67 m3，頂替液7 m3。泵壓壓裂壓力記錄值分別為3、33、49、36 MPa;泵壓裂排量分別為0.3、1.8、2.0、2.2 m3/min，破裂壓力記錄值為46 MPa，停泵壓力為31.3 MPa。23∶08 發(fā)生砂堵，泵壓升至60 MPa，套壓突然上升，油管壓力突然下降，瞬間油管、套管壓力達(dá)到平衡，說明此時油管已經(jīng)破裂。起出壓裂管柱，發(fā)現(xiàn)第77 根油管中部存在一條長約720 mm 的縱向裂紋。

1 試驗過程與結(jié)果

1.1 斷口宏觀分析

失效油管宏觀形貌見圖1，由圖可知，該油管開裂方向為縱向，開裂長度約720 mm，最寬處開裂寬度約8 mm。

油管縱向剖開后觀察斷口形貌(圖2)，整個斷口面分為3 個區(qū)域:裂紋起源區(qū)、人字紋花樣區(qū)、剪切唇區(qū)。裂紋起源區(qū)位于內(nèi)壁，該處亦為圖1 中開裂最寬處位置。人字紋花樣區(qū)占據(jù)整個斷口面的90%以上面積，人字紋花樣由裂紋起源處分別朝管體兩端擴(kuò)展。剪切唇區(qū)位于管體外壁，占據(jù)整個斷口面積約5%左右。從宏觀特征上判定該端口為典型脆性斷口。

仔細(xì)觀察失效油管斷口內(nèi)壁起源處位置，分布多條縱向的芯棒劃傷，損傷深度0.2～0.8 mm(圖3)。分別測量了裂紋源區(qū)和遠(yuǎn)離裂紋源區(qū)的壁厚值，2 處壁厚值均符合API SPEC 5CT—2011的要求，未見明顯減薄。

圖1 失效油管開裂形貌Fig.1 Micro-morphology of fractured pipeline

圖2 剖開后油管斷口形貌Fig.2 Morphology of fracture surface

圖3 失效油管內(nèi)壁損傷形貌Fig.3 Inner-wall morphology of fractured pipeline

1.2 理化性能檢驗

對該失效油管進(jìn)行常規(guī)理化性能檢驗。該油管選用鋼種為36Mn2V，熱處理方式為熱軋+正火處理，鋼級N80-1，尺寸73.02 mm ×5.51 mm EU。按照API SPEC 5CT—2011 標(biāo)準(zhǔn)對該失效油管分別取拉伸試樣、沖擊試樣、硬度試樣、金相試樣進(jìn)行理化性能檢驗［4］，結(jié)果表明該油管屈服強(qiáng)度值Rt0.5=625 MPa，抗拉強(qiáng)度值Rm=867 MPa，0 ℃縱向夏比沖擊值(1/3 尺寸)平均值=13 J，金相組織為鐵素體+珠光體，未見異常。以上理化性能均符合API SPEC 5CT—2011 標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.3 斷口掃描電鏡分析

對斷口進(jìn)行清洗后，分別在斷口起源處和斷口人字紋擴(kuò)展區(qū)進(jìn)行掃描電鏡分析。掃描電鏡分析結(jié)果見圖4。

人字紋收斂區(qū)(斷口起源區(qū))呈半月形，深度約0.5 mm，長度約5 mm，該處微觀形貌辨認(rèn)不清。人字紋擴(kuò)展區(qū)為解理形貌，可見河流花樣特征，這是脆性斷口的典型特征。人字紋收斂區(qū)(斷口起源區(qū))呈半月形特征說明該斷口開裂過程是分兩次進(jìn)行，即存在一個半月形的原始缺陷。

圖4 斷口的微觀形貌Fig.4 Micromorphology of the fracture surface

1.4 斷口金相分析結(jié)果

將人字紋收斂區(qū)處對半切開，沿橫截面觀察金相形貌，結(jié)果見圖5。由圖可知，裂紋起源處存在塑性變形，塑性變形區(qū)深度約0.3 mm，比圖4a中月牙形深度值略小。進(jìn)一步說明了該斷口起源處存在一條深度約0.3 mm 的塑性損傷。

對斷口附近的內(nèi)壁芯棒劃傷處進(jìn)行金相觀察，結(jié)果見圖6，觀察發(fā)現(xiàn)內(nèi)壁芯棒劃傷處深度值約0.1～0.2 mm。金相形貌與圖4a 中裂紋起源處塑性損傷形貌類似。進(jìn)一步證明了斷口人字形紋起源于月牙形區(qū)內(nèi)，而月牙形區(qū)內(nèi)存在芯棒劃傷。

2 分析與討論

宏觀分析表明斷口表面分布人字紋花樣，掃描電鏡分析表明人字紋擴(kuò)展區(qū)呈解理斷裂形貌，結(jié)合宏觀微觀分析結(jié)果判定該油管的失效機(jī)理為脆性斷裂，脆性斷口起源于芯棒劃傷處。導(dǎo)致該油管發(fā)生脆性開裂的原因有:

圖5 裂紋起源處金相照片F(xiàn)ig.5 Microstructure near the source region

圖6 內(nèi)壁芯棒劃傷金相形貌Fig.6 Microstructure near damage of the inner wall

1)油管內(nèi)壁存在縱向芯棒劃傷缺陷是導(dǎo)致該油管失效的主要原因。

宏觀分析表明油管內(nèi)壁存在多條縱向芯棒劃傷缺陷，缺陷深度0.2～0.8 mm，金相和掃描電鏡分析結(jié)果亦證明了斷口起源于芯棒劃傷處，其中起裂位置缺陷深度約0.5 mm。

對于規(guī)格φ73.02 mm ×5.51 mm EU 的N80-1 管體來說，API 規(guī)定的內(nèi)屈服強(qiáng)度值可以通過公式(1)進(jìn)行計算。

式中:p 為最小內(nèi)屈服壓力，MPa;Yp為材料規(guī)定的最小屈服強(qiáng)度，MPa;t 為公稱壁厚，mm;D 為公稱外徑，mm。計算得出API 規(guī)定的內(nèi)屈服強(qiáng)度值p=72.86 MPa。

對比實際受力情況可知，整個壓裂施工過程中限壓70 MPa，管體破裂時壓力記錄值為46 MPa，說明管體是在實際受力低于內(nèi)屈服強(qiáng)度值的條件下，選擇在芯棒劃傷缺陷處發(fā)生了裂紋失穩(wěn)擴(kuò)展，從而導(dǎo)致該管體發(fā)生了脆性斷裂。

2)油管沖擊韌性值較低導(dǎo)致含缺陷油管發(fā)生脆性開裂［4-5］。

失效油管理化性能檢測結(jié)果表明:該油管在0 ℃縱向夏比沖擊值(1/3 尺寸)平均值僅13 J(標(biāo)準(zhǔn)并未規(guī)定該鋼級的沖擊性能值)，低的沖擊韌性值就意味著含缺陷材料阻止裂紋失穩(wěn)擴(kuò)展能力低，越容易導(dǎo)致材料在低于內(nèi)屈服強(qiáng)度值的工況下發(fā)生了脆性斷裂。因為材料的沖擊韌性值越高，越容易發(fā)生塑性斷裂;而沖擊韌性值越低，越傾向于發(fā)生脆性斷裂［6-8］。

本研究N80-1 油管斷口起源處缺陷值深度為0.5 mm，約占整個壁厚的10%，對于N80-1鋼級油管來說，API SPEC 5CT—2011 標(biāo)準(zhǔn)是允許內(nèi)外表面深度方向小于或等于12.5%壁厚的線性缺陷存在的;但是該管體卻在低于材料本身內(nèi)屈服強(qiáng)度值的工況下發(fā)生了脆性斷裂。從分析結(jié)果可知如果選用沖擊韌性值高的油管進(jìn)行水力壓裂作業(yè)，將會增加阻止裂紋擴(kuò)展的能力，即減少脆性開裂的可能［9-11］。

3 結(jié)論

1)失效油管理化性能均符合API SPEC 5CT—2011 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定值。

2)該油管在壓裂作業(yè)過程中發(fā)生了脆性解理斷裂，斷口起源于內(nèi)壁芯棒損傷處。

3)建議選用沖擊韌性值高的油管進(jìn)行水力壓裂作業(yè)。

4)建議油管穿孔過程中嚴(yán)格控制芯棒劃傷。

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