油管在石油工業(yè)中占有重要的位置，油管服役條件惡劣，其質(zhì)量、性能與石油工業(yè)發(fā)展的關系重大。某井油管隨氣井投產(chǎn)，運行9.5 a后將其取出，發(fā)現(xiàn)油管斷裂，斷裂位置如圖1所示。油管材料為P110鋼，外徑為89 mm，內(nèi)徑為76 mm，壁厚為6.45 mm。井口溫度約為30 ℃，氣井的地層水中Cl−質(zhì)量濃度在運行8 a后明顯增加，由約為150 mg/L增加到5 800 mg/L。井口壓力為44~59 MPa，計算井底分壓長期大于0.6 MPa。筆者采用一系列理化檢驗方法對油管斷裂的原因進行分析，以避免該類問題再次發(fā)生。

圖 1油管斷裂位置宏觀形貌

1. 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

對該斷裂油管進行宏觀觀察，結果如圖2所示。由圖2可知：油管斷口不平整，可見穿孔特征，斷口內(nèi)壁可見嚴重腐蝕，油管內(nèi)壁遠離斷口的一端也有腐蝕產(chǎn)物堆積；油管外圓無明顯變形特征，斷口位置油管外表面的磨損程度不一致，穿孔一側表面磨損更嚴重；斷口位置厚度已發(fā)生明顯減薄，壁厚由6.45 mm減至4.40~4.90 mm；穿孔位置附近存在一個較深的腐蝕坑，該處壁厚僅為2.18 mm。

圖 2斷裂油管宏觀形貌

1.2 化學成分分析

在油管管體取樣，采用直讀光譜儀對試樣進行化學成分分析，結果如表1所示。由表1可知：油管管體的化學成分符合GB/T 19830—2023 《石油天然氣工業(yè) 油氣井套管或油管用鋼管》的要求。

1.3 掃描電鏡（SEM）及能譜分析

在油管斷口位置取樣，對試樣進行乙醇+超聲波清洗，用掃描電鏡對油管斷口內(nèi)壁腐蝕區(qū)域進行觀察，結果如圖3所示。由圖3可知：內(nèi)壁腐蝕區(qū)域可見網(wǎng)格狀分布的腐蝕溝槽，溝槽沿周向分布，其表面覆蓋有一層腐蝕產(chǎn)物，溝槽底部有沿晶特征。對該腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結果顯示其主要元素為O、Al、Si、S、Ca、Fe、Sr、Ba等（見表2）。

圖 3油管內(nèi)壁腐蝕區(qū)域SEM形貌

穿孔位置的SEM形貌如圖4所示。由圖4可知：穿孔邊緣可見網(wǎng)格狀分布的腐蝕溝槽，其表面覆蓋有一層腐蝕產(chǎn)物。對該腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結果顯示其主要元素為O、S、Ca、Sr、Ba等（見表3）。

圖 4穿孔位置SEM形貌

斷口表面SEM形貌如圖5所示。由圖5可知：斷口表面覆蓋有一層腐蝕產(chǎn)物。對該腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結果顯示其主要元素為C、O、Si、S、Ca、Fe、Sr、Ba（見表4）。

圖 5斷口表面SEM形貌

1.4 力學性能測試

在油管管體取樣，按照ASTM A370-23Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products，用電子萬能試驗機和金屬擺錘沖擊試驗機對試樣進行拉伸、沖擊試驗。按照ASTM E10-18Standard Test Method for Brinell Hardness of Metallic Materials，用布氏硬度計對試樣進行硬度測試，結果如表5所示。由表5可知：油管管體的拉伸性能符合標準GB/T 19830—2023的要求；硬度測試結果為297 HBW，按GB/T 1172—1999 《黑色金屬硬度及強度換算值》可換算為32.0 HRC。

1.5 金相檢驗

分別在油管管體的橫向和縱向截取試樣，對試樣進行金相檢驗，結果如圖6所示。由圖6可知：試樣組織正常，未見明顯裂紋、偏析、夾雜等缺陷，試樣組織為回火索氏體，奧氏體晶粒度為9.5級，符合技術要求（≥6.0級）。按照GB/T 10561—2023《鋼中非金屬夾雜物含量的測定 標準評級圖顯微檢驗法》進行非金屬夾雜物檢驗，結果為D細系0.5級，非金屬夾雜物含量未見異常。

圖 6油管管體的微觀形貌

2. 綜合分析

由上述理化檢驗結果可知：斷裂油管的化學成分、力學性能均符合標準要求，顯微組織及晶粒度級別均符合技術要求，非金屬夾雜物含量未見異常,說明斷裂與材料無關。油管斷口不平整，可見穿孔特征，外圓無明顯變形特征，內(nèi)壁存在嚴重腐蝕，腐蝕區(qū)域可見網(wǎng)格狀分布的腐蝕溝槽，溝槽底部有沿晶特征。油管內(nèi)壁、穿孔位置、斷口表面處的腐蝕產(chǎn)物中均含有較高含量的O、S和Ba等元素，同時還有Sr、Ca、Si、Al、Fe等元素。結合該油管的使用情況，其腐蝕環(huán)境為弱酸性CO2氣體，推測油管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物主要為結垢，主要物質(zhì)為BaSO4，由遠離斷口位置到斷口附近，腐蝕產(chǎn)物越來越致密、堅固，進一步促進了油管的腐蝕斷裂[1-4]。在服役過程中，油管介質(zhì)中氧元素含量過高，因此先發(fā)生溶解氧腐蝕，腐蝕產(chǎn)物的堆積又形成了垢下腐蝕，造成開裂部位的管壁減薄，最終形成了腐蝕穿孔。局部腐蝕穿孔的形成改變了介質(zhì)的流動方向及流動速率，導致內(nèi)壁產(chǎn)生周向沖刷，使其壁厚逐步減薄至管壁變形，產(chǎn)生了應力集中，最終導致油管發(fā)生低應力腐蝕脆性斷裂[5-7]。

綜上所述，該油管由于穿孔的形成，改變了介質(zhì)的流向及流速，造成其附近內(nèi)壁產(chǎn)生周向沖刷。隨著運行時間的延長，腐蝕造成壁厚逐步減薄，在應力的作用下油管最終發(fā)生低應力腐蝕的脆性斷裂。

3. 結論及建議

該油管斷裂原因為：油管介質(zhì)中氧元素含量較高，溶解氧腐蝕造成材料穿孔，穿孔附近內(nèi)壁產(chǎn)生周向沖刷，隨著運行時間的延長，沖刷使管壁減薄，減薄和穿孔部位產(chǎn)生了應力集中，最終導致油管發(fā)生應力腐蝕斷裂。

建議采用抗CO2、H2S腐蝕材料的油管，并定期對結垢進行清除，避免油管發(fā)生腐蝕開裂。

文章來源——材料與測試網(wǎng)