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生斷裂失效的問題,通過宏觀觀察、化學成分分析,金相宏觀觀察,SEM微觀觀察,力學性能測試,韌脆轉變溫度計算,有限元計算對失效套管原因進行分析。結果表明:套管材料在低溫下呈現低溫脆性,套管內表面局部應力集中,在其作用下,套管發生脆性斷裂。

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生,給油田帶來了巨大的經濟損失[1—5],現結合華東地區某油田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空,環空部位充滿環空保護液。生產作業過程中封隔器發生失封,注入井底的CO2氣體泄漏進入環空,CO2氣體與環空保護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場端公端螺紋部位發生斷裂,斷裂整支套管打撈出井,由于已固井,余下管串(包含現場端斷裂螺紋)留在井內。

2 試驗方法

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

3 試驗結果及分析討論

3.1 宏觀觀察

由圖1可見,斷裂位置距離螺紋消失點22mm左右,測量結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%,其結果在購方技術規范要求范圍內,同時也說明管體沒有塑性變形和壁厚減薄現象發生。圖2顯示斷口平齊,沒有發生塑性變形特征,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,斷裂均由套管內表面裂紋源引發,裂紋沿壁厚方向做快速低能量撕裂,放射線平行于裂紋擴展方向,指向外壁,形成大面積放射區,放射區呈現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200×時,試樣斷口裂紋源及擴展區掃描電鏡照片?？梢钥闯?裂紋源斷口呈現出較長周期內緩慢撕裂、逐漸擴展的小尺寸解理斷口微觀特征;而裂紋擴展區在拉伸試驗載荷作用下迅速撕裂,斷口表現為平坦光滑的河流狀解理特征,進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 試樣裂紋擴展區解理狀斷口微觀形貌 200×

3.3 斷口能譜分析

圖7的EDS分析結果表明,斷口部位含O、Cl、Fe元素較多。由于采用注CO2強化開采工藝,封隔器發生泄漏后,部分CO2進入環空保護液與水結合形成CO32—,而Cl—達到一定程度后會引起點蝕情況發生[7—8],因此不排除井下腐蝕性介質對套管內壁產生侵蝕破壞。

3.4 斷口附近金相組織觀察

由于套管斷裂由內表面裂紋源引發,因此對斷口微裂紋附近金相組織進行了觀察分析。失效套管鋼級為N80—1,管體交貨狀態為軋態。該套管終軋溫度820℃～860℃,如果裂紋在軋制過程中產生,在該溫度下裂紋部位應該出現局部脫碳氧化,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 化學成分分析

對來樣做成品化學成分檢驗,檢測結果如表1所示,檢測結果滿足購方技術規范要求。

3.6 金相觀察

金相檢驗結果如表2,各項檢測結果滿足購方技術規范要求,排除由于夾雜物超標,組織異常,晶粒粗大而引起的缺陷。

3.7 力學性能分析

來樣檢測結果表明,力學性能各項檢測結果滿足購方技術規范。

圖7 試樣斷口裂紋部位EDS分析結果

圖8 試樣斷口裂紋及F+P組織 50×

表1 化學成分檢測結果

表2 金相檢測結果

表3 力學性能檢測結果

3.8 韌脆轉變溫度計算

由圖9看出N80—1套管材料的韌脆轉變溫度為+49℃,當環境溫度低于+49℃時,套管材料斷裂方式由韌性斷裂轉變為脆性斷裂,位錯運動阻力增加,特別容易塞積,材料的屈服強度隨溫度降低急劇升高,但斷裂強度變化很小,表現為未屈服先斷裂,材料斷裂特征表現為解理斷裂或準解理斷裂特點。

圖9 套管材料的韌脆轉變溫度曲線

圖10顯示為N80—1套管材料系列溫度沖擊試驗斷口形貌?？梢钥闯?當溫度低于+49℃時,斷口表現出明顯的脆性解理斷裂特征,當溫度低至—20℃時,裂紋至開口處快速擴展,斷口表面起伏較大,且呈現河流狀形態,溫度越低,解理特征越明顯,證明N80—1套管不適用于低溫環境作業。

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,在管串浮重及內壓產生的軸向總載荷作用下,套管螺紋承受約為300MPa軸向應力[9],見表4。此外,封隔器失封后CO2氣體泄漏進入環空,通過與環空保護液不斷發生置換向井口位置聚集,使環空帶壓,套管內表面承受不超過30MPa(注氣壓力)的內壓。同時,由于注CO2工藝,N80—1套管材料還處于—20℃低溫環境下。

表4 套管螺紋承載計算

4.2 LC扣型螺紋接頭特點及受力分析

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,也是機緊后接箍螺紋與管體螺紋嚙合的最后一圈。當接箍與管體擰緊后,管體L2位置容易出現螺紋接觸應力集中,也是發生螺紋斷裂的危險截面。

4.3 LC扣型螺紋接觸應力計算

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

圖12 螺紋線方向上接觸應力分布狀態

圖13 應力—應變曲線

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

恰好位于最后一圈完整螺紋附近,與有限元分析結果有較高的一致性。

5 結論

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

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

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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方面的工作。