超級13Cr馬氏體不銹鋼（以下簡稱超級13Cr鋼）具有良好的耐CO2腐蝕性能和經(jīng)濟性,廣泛應用于各大油田[1]。該鋼還具有較強的抗局部腐蝕性能,這是因為其碳含量較低,且添加了鉬、鎳等合金元素[2]。然而,近年來在極端工況如超深高溫高壓氣井下,關于該鋼的失效事故報道日益增多[3]。哈拉哈塘油田的HA7-9井部分油管及接箍縱向開裂,CO2、H2S共存加之Cl-含量高的腐蝕環(huán)境引發(fā)了硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）[4]；克深2-2-12高壓氣井A環(huán)空腐蝕環(huán)境誘發(fā)部分S13Cr110鋼制油管產(chǎn)生裂紋,導致該油管發(fā)生應力腐蝕開裂（SCC）而泄漏,引發(fā)完井管柱中油管擠毀和脫扣[5]；某井天然氣中的CO2和凝析水等腐蝕介質(zhì)共同作用,引起部分改良型13Cr鋼特殊螺紋接頭油管發(fā)生腐蝕[6]；西部某氣田高溫高壓氣井鉆井液污染磷酸鹽環(huán)空保護液誘發(fā)超級13Cr鋼油管發(fā)生應力腐蝕開裂[7]。類似事故的發(fā)生給油田帶來了巨大的經(jīng)濟損失[8]。 

為了提高超級13Cr鋼在超深高溫高壓氣井這種極端苛刻工況下的適用性,趙密鋒等[3]對超級13Cr鋼油管在不同環(huán)境中的使用范圍及相關試驗要求做出了規(guī)定；常澤亮等[9]研究了磷酸鹽完井液中超級13Cr鋼油管的腐蝕程度及SCC敏感性；李瓊瑋等[10]研究了含H2S氣井腐蝕環(huán)境對超級13Cr油套管的承載能力及SSC敏感性的影響；呂祥鴻等[11]探討了超級13Cr鋼油管在主要成分為焦磷酸鉀（K4P2O7）的高pH完井液中的腐蝕機制和開裂機制；呂乃欣等[12]針對超級13Cr鋼在O2/CO2環(huán)境中的斷裂機制與腐蝕機理進行了深入研究。通過不斷探索研究,超級13Cr鋼在含Cl-、CO2、磷酸鹽以及H2S環(huán)境中的適用性、影響因素及作用機制已逐步明晰,但是針對該鋼在甲酸鹽環(huán)境中的腐蝕研究較少。 

筆者對超級13Cr鋼油管接箍在西部某油田高溫高壓甲酸鹽環(huán)空保護液中的理化性能進行了分析,探討了該接箍開裂的原因,以期避免類似事故的再次發(fā)生。 

1.   接箍服役工況

西部某油田高溫高壓氣井在修井作業(yè)期間,共發(fā)現(xiàn)35根?88.90 mm×7.3 4 mm/9.52 mm TN-110 13Cr TSH563油管接箍沿縱向開裂。該井完鉆井深為7 777 m,采用密度為1.40 g/cm3的有機鹽（甲酸鹽）完井液,油壓為77.70 MPa,日產(chǎn)氣25.42×104 m3,日產(chǎn)液11.31 m3。該井天然氣中CO2質(zhì)量分數(shù)為1.220%~1.901%,不含H2S；地層水pH約5.20,Cl-質(zhì)量濃度為60 300~62 100 mg/L。失效接箍樣品如圖1所示,圖中所示的開裂接箍分別為第322、328及346根油管接箍,取第346根油管接箍作為本研究樣品。 

圖  1  超級13Cr鋼油管接箍開裂的宏觀形貌

Figure  1.  Macro-morphology of the cracking of super 13Cr steel oil tube coupling

2.   理化檢驗與結果

2.1   化學成分分析

從開裂接箍上取樣,依據(jù)ASTM A751-20《鋼鐵產(chǎn)品化學分析的標準測試方法 實踐和術語》,使用ARL 4460型直讀光譜儀對其進行化學成分分析,結果見表1。由表1可知,接箍的化學成分滿足該油田油管訂貨技術協(xié)議對超級13Cr鋼油管接箍（含P元素技術偏離）的要求。 

2.2   金相檢驗

從開裂接箍上取樣,依據(jù)ASTM E112-13（2021）《測定平均晶粒度的標準試驗方法》、ASTM E3-11（2017）《金相標本制備標準指南》以及ASTM E45-18a（2023）《鋼中夾雜物含量測定的標準試驗方法》標準,采用OLS 4100型激光共聚焦顯微鏡對試樣的晶粒度、顯微組織和非金屬夾雜物進行分析,由圖2可見,開裂接箍組織為回火馬氏體,晶粒度6.0級,非金屬夾雜物A0.5、B0.5、D0.5~1.0級,未見異常組織分布。 

圖  2  開裂接箍的顯微組織

Figure  2.  Microstructure of the cracked coupling

2.3   力學性能檢測

從開裂接箍上取縱向拉伸試樣和縱向沖擊試樣,依據(jù)ASTM A370-20《鋼產(chǎn)品機械性能測試的方法和定義》標準分別進行拉伸性能試驗和夏比沖擊試驗,結果見表2和表3。從接箍上取橫向硬度試樣,依據(jù)ASTM E18-20《金屬材料洛氏硬度的標準測試方法》標準進行洛氏硬度試驗,結果見表4。以上試驗結果表明,開裂接箍的拉伸性能、沖擊性能及硬度均滿足該油田油管的訂貨技術協(xié)議要求。 

2.4   磁粉探傷

依據(jù)ASTM E709-2021《磁粉檢測標準指南》對接箍外表面進行磁粉檢測,結果如圖3所示,接箍外表面除肉眼可見的宏觀開裂裂紋外,還可見密集裂紋沿接箍縱向分布。 

圖  3  開裂接箍外表面磁粉檢測結果

Figure  3.  Magnetic particle test results on the outer surface of the cracked coupling

2.5   斷口分析

2.5.1   斷口宏觀形貌

從接箍斷口取樣,采用超景深光學顯微鏡對斷口宏觀形貌進行分析,如圖4所示。結果顯示：接箍斷口整體仍較平坦,周圍外表面無明顯塑性變形或局部腐蝕特征,人字紋匯聚于左側(cè)斷面外表面,即裂紋源區(qū)；其內(nèi)螺紋臺肩處可見高壓流體泄漏所致的嚴重沖蝕痕跡。 

圖  4  接箍斷口的宏觀形貌

Figure  4.  Macroscopic morphology of the coupling fracture: (a) overall morphology; (b) fault source area; (c) expansion zone; (d) middle erosion zone; (e) outer surface near the fracture

2.5.2   斷口微觀形貌

根據(jù)磁粉探傷結果,從開裂接箍外表面裂紋處取樣,采用OLS 4100型激光共聚焦顯微鏡對試樣截面的微觀形貌進行觀察,如圖5所示。結果顯示,裂紋起源于接箍外表面,沿壁厚方向擴展,裂紋以穿晶為主,較平直,部分裂紋尖端具有分叉特征。 

圖  5  接箍外表面裂紋的微觀形貌

Figure  5.  Microscopic morphology of cracks on the outer surface of the coupling

從接箍斷口及裂紋截面取樣,采用TESCAN VEGA II型掃描電子顯微鏡（SEM）及其附帶的XFORD INCA350能譜儀（EDS）分別對試樣進行微觀形貌觀察和成分分析。由圖6可見,在接箍斷口裂紋源區(qū)、擴展區(qū)平臺以及裂紋內(nèi)部可見大量腐蝕產(chǎn)物覆蓋,高倍下可見基體表面呈解理特征。由圖7可見,盡管接箍外表面機械加工痕跡仍較明顯,未見明顯腐蝕特征,但其表面可見覆蓋物。表5為典型裂紋擴展區(qū)域（圖6和圖7中方框區(qū)域內(nèi)）的能譜分析結果,可見裂紋內(nèi)除存在Fe、Cr、O元素外,還存在S、Cl、Ca等元素,其中S質(zhì)量分數(shù)最高達7.4%。外表面覆蓋物中存在Fe、Cr、Ni、O、S、Ca等元素,其中S質(zhì)量分數(shù)達14.69%~16.17%。 

圖  6  接箍斷口的SEM形貌

Figure  6.  SEM morphology of the coupling fracture: (a) inside the crack; (b) propagation zone

圖  7  接箍斷口源區(qū)附近外表面的微觀形貌

Figure  7.  Microscopic morphology of the outer surface near source area of the coupling fracture

2.6   覆蓋物物相分析

取開裂接箍所連油管表面的疏松塊狀覆蓋物,采用X射線衍射儀（XRD）對其物相進行分析,結果如圖8所示?？梢?在XRD譜中存在BaSO4、CaCO3和Fe3O4的衍射峰。 

圖  8  開裂接箍所連油管表面覆蓋物的XRD譜

Figure  8.  XRD pattern of tubing surface covering connected to the cracked coupling

2.7   討論

接箍的化學成分、拉伸性能、沖擊性能及硬度均滿足該油田油管訂貨技術協(xié)議要求；顯微組織未見明顯異常,由此可排除材料劣化導致接箍開裂。斷口宏觀分析表明,接箍斷口較平坦,裂紋源區(qū)位于接箍端部外表面,斷口周圍未見明顯塑性變形,具有典型的脆性開裂宏觀特征；斷口微觀分析表明,開裂接箍斷口被大量腐蝕產(chǎn)物覆蓋,斷面基體呈穿晶解理狀,為典型的脆性開裂微觀特征。磁粉探傷結果表明,開裂接箍外表面存在大量裂紋,裂紋擴展方向與斷口擴展方向一致,均呈縱向分布；裂紋截面形貌分析表明,裂紋較平直,呈穿晶狀,尖端多分叉,裂紋內(nèi)存在大量腐蝕產(chǎn)物,這與接箍斷口形貌特征相印證。綜合上述特征可判斷,失效接箍斷口及裂紋具有應力腐蝕開裂的宏微觀特征[13]；同時,斷口及表面裂紋均起源于外表面,這表明應力腐蝕開裂是由油套環(huán)空環(huán)境誘發(fā)的。 

通過調(diào)研現(xiàn)有的失效案例,發(fā)現(xiàn)馬氏體不銹鋼不僅對富Cl-溶液[14]有較高的敏感性,而且對含溶解氧溶液[15]以及磷酸鹽環(huán)控保護液[16]敏感。此外,硫化物對馬氏體不銹鋼的應力腐蝕開裂具有十分顯著的促進作用。根據(jù)開裂接箍各典型區(qū)域的能譜分析結果可知,接箍裂紋內(nèi)外表面均可見大量S元素分布,S元素質(zhì)量分數(shù)最高達16.17%,說明開裂接箍服役的油套環(huán)空環(huán)境中存在較高含量硫化物。此外,開裂接箍連接的油管表面覆蓋物中也存在S元素,說明含硫腐蝕介質(zhì)（非鉆井泥漿）是導致油管接箍開裂的主要環(huán)境因素。 

然而,該井產(chǎn)出氣中并不含H2S,且合格甲酸鹽完井液產(chǎn)品中的硫化物含量一般較低,根據(jù)Q/SY TZ 0469-2016《完井液用甲酸鉀技術要求及檢驗方法》標準可知,甲酸鉀產(chǎn)品中的硫化鉀質(zhì)量分數(shù)最高僅為0.20%。酸性氣體的侵入會導致甲酸鹽分解加快,從而使管材腐蝕速率增大[17],同時分解出的氫可顯著提高其斷裂風險[18]。甲酸鹽完井液中硫化物含量超標可導致油管外壁存在較高腐蝕風險[19],該接箍裂紋處S質(zhì)量分數(shù)高達7.4%,外表面覆蓋物中S質(zhì)量分數(shù)高達14.69%~16.17%,說明環(huán)空環(huán)境中存在硫化物。超級13Cr鋼作為耐CO2腐蝕合金,在含硫體系中的抗開裂性能較差[20-21],參考ISO 15156-3：2020 Petroleum and Natural Gas Industries-Materials for Use in H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production Part 3：Cracking-Resistant CRAs（Corrosion-Resistant Alloys）and Other Alloys標準可知,不推薦將馬氏體不銹鋼用于含硫環(huán)境,主要原因為高溫高壓高含硫化物環(huán)境易誘發(fā)超級13Cr鋼發(fā)生硫化物應力腐蝕開裂[22]。 

超級13Cr鋼油管在完井生產(chǎn)過程中承受一定的拉應力,主要來源于自身在井內(nèi)因重力而產(chǎn)生的平均軸向拉力,平均溫度發(fā)生改變而引起的長度和受力變化,油管內(nèi)壓力增加引起的鼓脹效應,環(huán)空壓力增加引起的反鼓脹效應,管柱中的面積差引起的活塞效應,油管內(nèi)壓力的改變大于環(huán)空壓力引起的彎曲效應,油管在井內(nèi)所受的摩擦力以及在制造過程（主要是熱處理和矯直環(huán)節(jié)）中產(chǎn)生的殘余拉應力。 

綜合以上分析可知,該超級13Cr鋼油管接箍開裂類型為硫化物應力腐蝕開裂,高溫高壓油套環(huán)空保護液中存在硫化物是導致其開裂的主要環(huán)境因素。 

3.   結論及建議

（1）該開裂接箍的拉伸性能、沖擊性能、硬度及化學成分均滿足該油田油管訂貨技術協(xié)議要求,顯微組織為回火馬氏體,未見明顯異常。 

（2）接箍開裂類型為硫化物應力腐蝕開裂,高溫高壓油套環(huán)空保護液中存在硫化物是導致接箍開裂的主要環(huán)境因素。 

（3）建議調(diào)研該井油套環(huán)空中硫化物的來源,系統(tǒng)排查在役甲酸鹽完井液組分,避免高溫高壓氣井完井液中出現(xiàn)硫化物污染,從而降低超級13Cr鋼油管接箍的開裂風險。 

文章來源——材料與測試網(wǎng)