金　磊，張傳旭，楊中娜，莊傳晶，金廣龍

（中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津300452）

J55油管斷裂失效分析

金磊，張傳旭，楊中娜，莊傳晶，金廣龍

（中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津300452）

通過對油管斷裂處及遠離斷裂處的金相組織、硬度等檢測和對比分析對油管所用材料化學(xué)成分分析，并對斷口的宏微觀斷裂特征及裂紋形態(tài)分析，確定油管失效模式為應(yīng)力腐蝕開裂。對油管的加工制造過程和現(xiàn)場服役環(huán)境及工作特點進行分析，油管斷裂處存在有害組織為其斷裂的主要原因。有害組織的產(chǎn)生很可能是油管在生產(chǎn)制造過程中的軋制環(huán)節(jié)接觸了冷流體或是在油管附近進行縱火作業(yè)導(dǎo)致的。

J55油管；應(yīng)力腐蝕；回火馬氏體

0　引言

油井管在石油工業(yè)中的地位，不僅表現(xiàn)為用量大、費用高，更主要的是其質(zhì)量、性能與石油工業(yè)發(fā)展的關(guān)系重大。國際上使用的油井管主要依據(jù)API標(biāo)準(zhǔn)生產(chǎn)。我國生產(chǎn)油井管有60多年的歷史，1990年以來產(chǎn)量逐漸增加，目前國產(chǎn)油管已覆蓋API Spec 5CT的全部鋼級和規(guī)格。

石油工業(yè)的整體效益取決于油氣井的壽命，而油氣井的單井壽命又直接受油套管壽命的影響［1］。油井管服役條件惡劣，通常要承受幾百甚至上千個大氣壓的壓力，還有高溫及嚴酷的腐蝕介質(zhì)的作用，以致失效事故頻發(fā)，造成較大的經(jīng)濟損失［2］，近年來，油管失效呈現(xiàn)出新的趨勢，例如油管斷裂、彎曲變形等現(xiàn)象開始成為油管失效的主要原因。某海上油井于2005年投產(chǎn)，2007年轉(zhuǎn)為注水井。該井投產(chǎn)至今經(jīng)過多次修井作業(yè)，但未更換過油管，油管內(nèi)外環(huán)境均為注入水（含油），水溫約57℃，pH值5.29，總礦化度8 668.4 mg/L，Cl-濃度為6140.5 mg/L。2014年5月，該井進行起下管柱作業(yè)，起出全井注水管柱，在提升管柱過程中發(fā)現(xiàn)在距井口80多米處的J55（國產(chǎn)牌號為37Mn5）油管（φ73.02 mm×5.51 mm）中間部位發(fā)生斷裂，斷裂位置在單根油管的中間位置。

該J55油管為無縫管，經(jīng)熱軋后空冷形成，油管內(nèi)外壁無特殊處理，本研究主要對該油管的斷裂原因進行分析，為預(yù)防類似事故的發(fā)生提供支持。

1　宏觀分析

1.1宏觀形貌分析

失效油管斷口宏觀形貌如圖1所示，有一處完全斷裂的斷口，距離該斷口30 cm處存在另一新裂紋（圖1a）。斷口毗鄰位置未發(fā)現(xiàn)明顯塑性變形，且附近有多處分叉裂紋（圖1b）。

圖1　失效油管宏觀形貌Fig.1　Macro morphology of failed oil tube

1.2尺寸測量

測量斷口及遠離斷口處外徑和壁厚，結(jié)果見表1。失效油管正常管體處管徑并無擴大或縮小，壁厚并無減薄現(xiàn)象，均滿足API Spec 5CT［3］的要求。

表1　外徑和壁厚測量Table 1　Outer diameter and wall thickness measurement　mm

2　試驗分析

2.1化學(xué)成分分析

從油管斷口附近及遠離斷口處取樣，采用SPECTRO LABLAVM11直讀光譜儀檢測其化學(xué)成分，檢測結(jié)果見表2。分析結(jié)果表明，該失效油管材料的化學(xué)成分符合API Spec 5CT要求。

2.2力學(xué)性能試驗

從油管斷口附近及遠離斷口處取樣，進行拉伸性能、沖擊韌性及硬度試驗。沖擊和硬度試驗取樣位置見圖1a，試驗結(jié)果見表3～表5。試驗結(jié)果表明，失效油管的拉伸性能符合API Spec 5CT要求，沖擊功及硬度性能API Spec 5CT并無相關(guān)要求，查閱國內(nèi)37Mn5合金材料的主要廠家的技術(shù)要求，沖擊功要求不小于11 J，硬度范圍為不大于HRC 22，可見斷口附近的沖擊功及硬度不符合要求。

表2　化學(xué)成分分析結(jié)果（質(zhì)量分數(shù) /%）Table 2　Chemical composition analysis result（mass fraction/%）

表3　拉伸性能試驗結(jié)果Table 3　Tensile properties test result

表4　夏比沖擊試驗結(jié)果Table 4　CVN impact test result

表5　硬度試驗結(jié)果Table 5　Hardness test result　HRC

2.3金相分析

利用醋酸纖維素丙酮溶液保護好斷口表面，在油管斷口起裂的位置及遠離斷口處取樣，研磨橫向和縱向試樣，采用Observer A1m金相倒置顯微鏡進行金相組織、晶粒度、非金屬夾雜物和裂紋分析。分析結(jié)果表明，遠離斷口處試樣研磨拋光后未發(fā)現(xiàn)裂紋，而斷口附近試樣，橫截面及縱截面均發(fā)現(xiàn)有多處裂紋（圖2），裂紋產(chǎn)生部位無明顯塑性變形，兩側(cè)無脫碳、過熱現(xiàn)象，裂紋在擴展過程中大部分有主干、有分支，裂紋內(nèi)部及周邊有淺灰色的產(chǎn)物。

圖2　裂紋形貌Fig.2　Crack morphology

金相分析結(jié)果顯示，遠離斷口處組織為珠光體+鐵素體，為J55鋼正常組織［2］，但斷口試樣組織出現(xiàn)異常組織回火馬氏體，為有害組織（圖3）。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)對晶粒度和夾雜物進行評定，2個試樣晶粒度為8.5級，夾雜物等級為D 0.5，并無明顯差異，同時符合37Mn5合金鋼的生產(chǎn)要求，即晶粒度等于或優(yōu)于6級，各類型夾雜物不大于2.0級。

圖3　顯微組織Fig.3　Microstructure

2.4斷口微觀分析

利用掃描電鏡觀察起裂位置處斷口微觀形貌，斷口表面大部分呈冰糖狀形貌，晶界表面局部覆蓋著腐蝕產(chǎn)物（圖4a），靠近油管外表面可見多處二次裂紋（圖4b）。

3　綜合分析

分析油管斷口，裂紋產(chǎn)生部位無明顯塑性變形，兩側(cè)無脫碳、過熱現(xiàn)象，裂紋在擴展過程中大部分有主干、有分支，呈樹枝狀，裂紋形貌呈現(xiàn)典型的應(yīng)力腐蝕裂紋［4-5］特征。由項目資料可知，該井在停產(chǎn)前已改為注水井，Cl-濃度為6 140.46 mg/L。正常的J55油管組織為珠光體+鐵素體，綜合力學(xué)性能好，對Cl-應(yīng)力腐蝕也并不敏感。但油管斷口處出現(xiàn)了有害組織回火馬氏體，導(dǎo)致此處硬度高、沖擊功低，其基本特征是硬而脆，且具有較高的裂紋敏感性，對Cl-應(yīng)力腐蝕極為敏感［6-7］。因此，油管使用過程中在工作應(yīng)力及腐蝕介質(zhì)下發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。

圖4　微觀形貌Fig.4　Micro morphology

該J55油管為無縫管，目前市場上常用的J55油管為國產(chǎn)牌號為37Mn5，交貨狀態(tài)為熱軋態(tài)，主要生產(chǎn)工藝:管坯→加熱→穿孔→連軋→脫管→定徑→冷卻→水壓試驗。J55油管正常的組織應(yīng)為鐵素體+珠光體，經(jīng)分析斷口處金相顯微組織是回火馬氏體，非J55油管的正常組織［3，8］，回火馬氏體使馬氏體組織不穩(wěn)定，是在油管使用過程中長期接觸油井中的水及油（溫度約為57℃）生成的。這種情況（低溫回火）下生成的回火馬氏體與馬氏體差不多，本身存在微裂紋和較大的內(nèi)應(yīng)力，且韌性非常差。油管中局部出現(xiàn)馬氏體的可能原因:

1）化學(xué)成分檢測結(jié)果已表明，油管在斷裂位置并無明顯的偏析，從工藝上看，J55油管正常情況下不會出現(xiàn)馬氏體組織，但不排除在制造階段穿孔時，無縫管處在奧氏體化溫度下，因意外無縫管局部接觸到制冷流體（有可能是水），在無縫管的局部產(chǎn)生了馬氏體并保留了下來。

2）海上平臺作業(yè)現(xiàn)場空間有限，起管柱后油管堆放地附近有動火作業(yè)，油管局部奧氏體化后冷卻產(chǎn)生了馬氏體組織。馬氏體組織長期接觸油井中的水及油（溫度約為57℃）產(chǎn)生了回火馬氏體。

遠離斷口處材料的化學(xué)成分、拉伸性能、金相分析、沖擊試驗、硬度性能均符合J55油管的要求，斷口處金相分析、沖擊試驗、硬度性能均不符合J55油管的要求，斷口處的拉伸性能符合要求，應(yīng)該是由于取樣尺寸限制導(dǎo)致的，其結(jié)果不能表征斷裂處的拉伸性能。綜上所述，油管局部出現(xiàn)了異常組織，在油井下發(fā)生了應(yīng)力腐蝕開裂，當(dāng)應(yīng)力腐蝕開裂擴展至其一范圍時，在提油管柱作業(yè)時油管斷裂。

4　結(jié)論及建議

1）失效油管起裂位置斷口為沿晶斷裂，斷口可見二次裂紋，表面有腐蝕產(chǎn)物，裂紋有主干、有分叉，為應(yīng)力腐蝕裂紋典型特征。

2）斷口處金相分析、沖擊試驗、硬度性能均不符合J55油管的要求。

3）油管斷裂處存在回火馬氏體組織，為其斷裂的主要原因。

4）建議加強管廠質(zhì)量控制，避免油管在軋制過程中接觸冷流體，加強使用現(xiàn)場的管理，防止對在油管附近進行動火作業(yè)或靠近火源。

［1］郭秀爽.淺談油管斷裂成因及措施效果［J］.中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2012（7）:225.

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Fracture Failure Analysis of J55 Oil Tube

JIN Lei，ZHANG Chuan-xu，YANG Zhong-na，ZHUANG Chuan-jing，JIN Guang-long
（CNOOC（Tianjin）Pipeline Engineering Technology Co.，Ltd.，Tianjin 300452，China）

Microstructure examination，hardness testing，chemical composition analysis，and macro and micro observation were carried out to analyze the failure mode of a J55 oil tube.The results show that the failure mode of the J55 oil tube was stress corrosion fracture.The failure cause of the tube was analyzed based on analyzing the manufacturing process，service environment and working mechanism.Local abnormal microstructure near fracture surface is the main reason for the fracture.The local abnormal microstructure might be caused by contacting cold liquid during the process of rolling or burning near the tube.

J55 oil tube；stress corrosion；tempered martensite

TG115

A

10.3969/j.issn.1673-6214.2016.02.006

1673-6214（2016）02-0091-04

2016年1月8日

2016年3月15日

金磊（1979年-），男，工程師，主要從事油氣輸送管及石油專用管材的檢驗評價、材料研究、失效分析等方面的研究。