套管是石油天然气开采过程中油气与地面连接的重要通道，随着苛刻油气田探勘开发越来越广泛，套管的失效问题也日益显著，其中泄漏失效是常见的失效问题之一。 卢小庆等[1]通过研究发现某超深复杂井二开套管由于固井质量不好，造成套管屈曲失稳，以及钻具对套管内壁磨损造成套管剩余壁厚无法承受井内载荷， 导致套管发生泄漏失效。为了提高井筒完整性，避免恶性泄漏事故，张弘等[2]建立了井筒油套管气体泄漏数值模型， 分析了泄漏孔形状、 大小、 内压力和环空介质对泄漏流场的影响，结果为井筒微泄漏检测技术研究提供了参考。候帅帅等[3]通过实验研究的方法分析了304 不锈钢管内壁在氯离子作用下发生腐蚀穿孔泄漏的问题，提出通过控制管内流体介质氯离子含量及氧浓度的方式减少点蚀。 腾学清等[4]分析定向井套管失效主要是由于套管存在原始缺陷，在腐蚀介质及固井附加载荷作用下导致套管泄漏失效。 于浩等[5]通过采用有限元方法分析页岩气压裂过程中套管的变形、错断、破裂等失效机理，并对一口套变井失效进行三维有限元分析，明确页岩气压裂过程中套管失效的主导因素，提出减少压裂施工套变的有效建议。 套管失效不仅带来了巨大的经济损失，还严重影响了油气井的开采寿命，有效减少失效问题，提高石油天然气开采效率，是油气田安全开发的关键[6-9]。
本文通过对水平井套管开裂失效行为进行服役工况及实验研究， 分析了套管失效的主要原因。同时，依据实验研究结果建立数值模型，进一步模拟验证了套管失效过程，提出水平井套管在施工作业过程中避免此类失效事故的合理建议。
1 失效套管的服役工况
某井地面海拔1 483.77 m，水平段长度为1 842 m，于2019 年8 月30 日完成固井，2019 年12月5 日开始采用簇式射孔+可溶桥塞分段体积压裂投产。 2019年12 月18 日压裂第5 段时，施工排量2.8 m3/min，压力52 MPa，决定挤酸液处理。 第1 次加酸10 m3，酸液进层后无明显效果；第2 次加酸34 m3，加酸过程中发现刺漏，故进行找漏作业。 2019 年12 月22 日找漏后，发现漏点位于310~313 m 之间。 进行大修作业，共取出套管42 根，发现第29 根套管(距离地表深度为300.83 m，套管长度为10.77 m)在距该套管外螺纹接头2.6 m 处有1 条约6 cm 的长裂纹。该井的井深结构如图1 所示。 失效套管规格为φ139.70 mm×7.72 mm，钢级为P110，接头类型为长圆螺纹(LC)，失效样管宏观形貌如图2 所示。
图1 井身结构
Fig.1 Schematic diagram of the well structure
图2 失效套管宏观形貌
Fig.2 Macro morphology of failed casing
2 失效套管实验检测及分析
从图2 失效样管宏观形貌观察，裂纹沿管体轴向分布，管体外表面其他部位未见结构失效或明显的腐蚀形貌。 对裂纹附近截面直径进行测量，测量位置示意图如图3 所示，测量结果见表1。从测量结果可以看出，裂纹附近管体外径未发生明显变化。
表1 截面直径测量结果/mm
Tab.1 Measurement of section diameter
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图3 截面直径测量位置示意图
Fig.3 Schematic diagram of the measurement locations for section diameter
图4 磁粉探伤
Fig.4 Magnetic particle inspection
2.1 失效套管无损探伤
对失效套管进行表面除锈处理， 处理完成后采用CJZ-212E 磁粉探伤仪进行整管探伤。 探伤结果表明，除外表面的明显裂纹外，样管未发现表面及近表面不连续性缺陷。
2.2 失效套管化学成分
从套管管体上截取试样， 依据ASTM A751-20标准，采用直读光谱仪进行化学成分分析，结果见表2。 结果表明，该套管管体的化学成分符合API Spec 5CT-2018 标准[11]要求。
表2 套管化学成分 w/%
Tab.2 Chemical compositions of the casing
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2.3 失效套管力学性能
从套管管体上分别取宽度为25.4 mm、 标距为50 mm 的全壁厚条形拉伸试样及规格为7.5 mm×10 mm×55 mm 夏比V 型缺口冲击试样。 依据ASTM A370-20 标准， 分别在UTM5305 材料试验机和JBN-300B 冲击试验机上进行室温拉伸及0 ℃夏比冲击试验，试验结果见表3~4。 试验结果表明，失效套管管体的拉伸性能和夏比冲击试验结果均符合API Spec 5CT-2018 标准[11]要求。
表3 拉伸性能试验结果
Tab.3 Tension property by tension testing
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表4 夏比冲击试验结果
Tab.4 Toughness by Charpy impact testing
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2.4 失效套管金相及偏析物
从套管管体上取样采用OLS4100 激光共聚焦显微镜进行金相分析，材料中的非金属夹杂物等级均为A0.5e，B0.5，D0.5，晶粒度为10.0 级。试样金相组织为回火索氏体组织，如图5 所示。
图5 金相组织
Fig.5 Microstructure observed by optical microscopy
从上述套管管体材料的理化性能实验结果可以看出， 该套管的理化性能指标满足套管产品规范标准要求，金相组织及非金属夹杂物无异常。套管材料性能不是引起套管开裂失效的原因。
2.5 失效套管裂纹形貌及微观断口
将裂纹附近管体剖开， 发现在管体内表面存在大量的腐蚀坑，腐蚀坑形貌如图6 所示。断口形貌如图7 所示，从裂纹源分布可以看出，裂纹起源于管体内表面腐蚀坑底且在内表面存在多个裂纹源区(图中红色标记)。 在裂纹根部取纵向样进行金相分析，结果显示裂纹周围组织未见异常，与管体组织一致， 均为回火索氏体， 裂纹尖端分叉且存在沿晶特征，如图8 所示。
图6 失效套管内表面形貌：(a)宏观形貌，(b)局部形貌
Fig.6 Morphology of corrosion pits on the inner surface of the failure casing:(a)macroscopic morphology,(b)local morphology
图7 断口宏观形貌
Fig.7 Macro morphology of the fracture surface
图8 断口附近金相组织
Fig.8 Metallographic microstructure near the fracture
通过扫描电子显微镜对裂纹不同部位进行能谱分析，分析结果如图9~10 所示。 从图9 能谱分析及表5 所示结果可以看出， 管体内表面腐蚀坑的腐蚀产物主要包含Fe、C、O、Si、S 等元素， 且存在Cl 元素，说明管体在有O2 及Cl- 存在的情况下发生了垢下腐蚀。结合套管酸化压裂作业过程，酸中的缓蚀剂被岩层矿物吸附，从地层返排的残酸腐蚀性增强[12]。因此，穿透性强、体积小的Cl-离子能轻易穿透垢层及氧化层， 并聚集吸附在局部位置形成微观腐蚀原电池，造成了氧化膜层完整性与连续性下降，且与金属基体的结合力降低，促进点蚀坑形成并快速向纵深发展[13]。套管施工作业过程中，压裂液为酸基压裂液及多相压裂液，这类压裂液含有一定量腐蚀性较强的KCl， 对压裂工具及外围套管等会产生极大的腐蚀破坏，通过上述分析可以判断腐蚀坑是套管发生断裂失效的一个原因。
表5 腐蚀坑腐蚀产物能谱分析结果 w/%
Tab.5 The results of corrosion products in the corrosion pit by energy spectrum analysis
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图9 腐蚀坑腐蚀产物能谱分析
Fig.9 The corrosion products in corrosion pits by energy spectrum analysis
对裂纹区域能谱分析发现裂纹内壁区域含有Al、O 等元素，分析结果见图10 和表6。
表6 裂纹尖端腐蚀产物能谱分析结果 w/%
Tab.6 The results of corrosion products around the crack tip by energy spectrum analysis
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图10 裂纹尖端腐蚀产物能谱分析
Fig.10 The corrosion products around the crack tip by energy spectrum analysis
在其他区域能谱分析中均未发现Al 元素，在套管施工作业过程及取套管过程均不存在Al 元素，检测结果说明在断裂位置存在B 类(氧化铝类)非金属夹杂物。B 类非金属夹杂属于脆性夹杂，与套管金属基体不相溶，当轧制形变时，B 类非金属夹杂变形破碎成具有尖锐菱角夹杂， 且通常成链状分布在基体中，破坏基体金属的连续性[14]。 因此，B 类非金属夹杂是套管失效的另一个主要原因。
2.6 套管服役工况有限元模拟
失效套管位于距井口300 m 处，承受拉应力，在循环压裂作业过程中套管同时承受内压作用。 依据套管规格采用有限元软件建立分析模型，模型1(无缺陷)、模型2(含腐蚀坑缺陷)、模型3(腐蚀坑及非金属夹杂的复合缺陷)。通过理论计算钢管内压屈服为73.4 MPa。 对模型1 分别施加52.5、73.5 及95 MPa内压载荷，计算Mises 应力场。如图11 所示，当内压低于95 MPa 时， 管体内壁最大应力值未达到材料屈服强度，当内压达到95 MPa 时，管体内部最大应力超过屈服强度，管体失效。
图11 不同内压载荷条件下模型1 的Mises 应力场：(a)52.5 MPa，(b)73.5 MPa，(c)95 MPa
Fig.11 Mises stress fields of model 1 under different inner loads:(a)52.5 MPa,(b)73.5 MPa,(c)95 MPa
模型2(内壁含深度0.5mm 腐蚀坑)，对套管施加52.5 MPa 内压时，最大应力为604.1 MPa，位于腐蚀坑底部。内压64 MPa 时，最大应力为736.5 MPa，位于腐蚀坑底部，超过管体屈服强度，管体失效，计算结果如图12 所示。
图12 不同内压载荷条件下模型2 的Mises 应力场：(a)52.5 MPa，(b)64 MPa
Fig.12 Mises stress fields of model 2 under different inner loads:(a)52.5 MPa,(b)64 MPa
模型3(腐蚀坑及长轴0.5 mm、短轴0.4 mm 的内部缺陷)， 对套管施加内压47 MPa 时， 最大应力735.4 MPa 管体内部最大应力超过屈服强度， 管体失效计算结果如图13 所示。
图13 不同内压载荷条件下模型2 的Mises 应力场：(a)45 MPa，(b)47 MPa
Fig.13 Mises stress fields of model 3 under different inner loads:(a)45 MPa,(b)47 MPa
数值模拟计算结果表明， 当管体无缺陷时，承压能力达95 MPa，套管承压能力远高于压裂施工压力，套管不会发生失效。 当管壁存在0.5 mm 腐蚀坑缺陷时，腐蚀坑底存在应力集中，承压能力下降，由95 MPa 降低到64 MPa， 此时套管仍能满足压裂作业承压要求。 当套管被腐蚀后，即套管在酸化压裂条件下产生腐蚀坑，并且套管内部存在具有尖锐菱角的非金属夹杂物。 该夹杂物与基体材料的不相溶性进一步引发缺口效应，改变了其附近应力状态，致使夹杂物与基体界面处形成多轴应力状态。 多轴应力状态限制了该处用来缓解应力集中的塑性变形，最终导致套管承压能力大幅降低，当施工压力达到47 MPa 时，套管不能满足压裂作业承压要求。同时计算管体最大应力为735.4 MPa， 超过管体屈服强度，套管发生开裂失效，此时套管的承压能力远低于套管设计标准要求。因此，具有内部缺陷的套管在酸化压裂过程中， 由于腐蚀与非金属夹杂缺陷的存在，导致抗内压强度降低，套管在拉伸与内压复合外力作用下，沿腐蚀坑底应力集中部位发生开裂[15-17]。
3 结论
(1)实验分析结果表明，套管理化性能满足产品标准。
(2)酸化压裂作业过程导致套管发生点蚀，套管内壁存在大量腐蚀坑。断口分析表明，套管本体存在B 类非金属夹杂物。
(3)数值模拟结果表明，套管开裂失效的主要原因是由于套管存在腐蚀坑及非金属夹杂物， 在复合载荷作用下套管的抗内压能力由95 MPa 降低至47 MPa。 在52.5 MPa 压裂压力作用下，管体从腐蚀坑底沿原始缺陷方向发生开裂失效。
因此， 为避免此类失效事故发生应严格控制管材质量，对管材进行100%探伤，避免使用的管材存在原始缺陷； 要添加适宜的酸化缓蚀剂来减缓腐蚀，同时严格控制酸化及残酸返排作业的时间，尽可能减少酸液在管柱内的停留从而减少对管材的腐蚀。
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