Análisis de las causas del agrietamiento de los extremos de las tuberías de revestimiento de los pozos petroleros

La corrosión por CO₂/H₂S es un tipo común de corrosión en la industria del petróleo y el gas. Con el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, como pozos profundos y ultraprofundos con CO₂, la aparición de gases corrosivos con H₂S ha incrementado las exigencias y la complejidad del entorno de servicio de las tuberías de revestimiento de pozos petrolíferos. Por lo tanto, la selección adecuada de los materiales para las tuberías de los pozos petrolíferos es fundamental para la construcción segura de proyectos de exploración de petróleo y gas y la rápida recuperación de costos. La investigación y la práctica han demostrado que la adición de cromo puede mejorar significativamente la resistencia del acero de las tuberías de revestimiento a la corrosión por CO₂ y reducir la aparición de corrosión local y por picaduras. Las aleaciones resistentes a la corrosión, como el 13Cr, el super 13Cr y otros aceros inoxidables martensíticos, presentan alta resistencia y buena resistencia a la corrosión por CO₂. Se consideran internacionalmente materiales ideales para la resistencia a la corrosión y se utilizan en pozos de petróleo y gas de alta temperatura y alta presión con alto contenido de CO₂. Sus aplicaciones siguen en aumento. Sin embargo, la mayoría de los yacimientos nacionales de petróleo y gas son pobres en petróleo y de baja permeabilidad, y el uso de aleaciones resistentes a la corrosión de alta aleación es costoso. Por lo tanto, en este contexto, las tuberías económicas para pozos petrolíferos L80-3Cr de bajo Cr con resistencia a la corrosión por gases ácidos como CO2/H2S se han convertido en una opción popular tanto en el país como en el extranjero. Un tema de investigación candente para los investigadores, diferentes resultados de investigación muestran que las tuberías económicas para pozos petrolíferos de 3Cr tienen buena resistencia a la corrosión por CO2 y pueden reemplazar las costosas tuberías para pozos petrolíferos de 13Cr en yacimientos de petróleo pobre y de baja permeabilidad. La tubería para pozos petrolíferos de 3Gr es difícil de producir debido a su alto contenido de aleación y es propensa a agrietarse y otras fallas durante el proceso de producción. Un lote de tuberías para pozos petrolíferos L80-3Cr de φ244,48 mm x 11,99 mm producidas por una fábrica de tubos de acero sin costura sufrió agrietamiento en los extremos después del laminado en caliente fuera de la línea de producción. Se analizan las causas del agrietamiento de los extremos de las tuberías de pozos de petróleo L80-3Cr y se proponen medidas de mejora.

1. Materiales y métodos de prueba

El proceso de producción de tubos de acero consiste en: pieza bruta del tubo → calentamiento en horno de anillo → perforación → laminado del tubo → decapado con agua a alta presión → reducción de diámetro → lecho de enfriamiento → aserrado de la cabeza y la cola → enderezamiento → ensayos no destructivos → inspección manual → fuera de línea. Tras el enderezamiento, se detectó que algunos tubos de acero presentaban grietas en los extremos. Se tomó una muestra de tubo agrietado de 500 mm de longitud del tubo de acero no cualificado, se observó a simple vista y se tomaron fotografías con una cámara digital. Se cortó el tubo de muestra interceptado en pequeñas muestras a lo largo del radio de la grieta, se pulió la sección transversal de la muestra y se observó la estructura en un microscopio metalográfico Leica DM6000M. La solución corrosiva para las muestras metalográficas es una solución de alcohol de ácido nítrico al 4%. A continuación, se utilizó el microscopio electrónico de barrido (MEB) JSM-6490LA para observar la morfología de la fractura de la grieta. Se procesaron probetas de impacto de tracción y Charpy con entalla en V en tubos de muestra interceptados, según la norma ASTM A 370-2013 "Métodos de ensayo y definiciones de las propiedades mecánicas de los productos de acero", y se realizaron ensayos de tracción e impacto, respectivamente. Se utilizó el durómetro digital Rockwell LC-200R para realizar el ensayo de dureza Rockwell.

2. Resultados y análisis de los ensayos

2.1 Análisis macromorfológico
La morfología macroscópica del tubo de acero L80-3Cr agrietado muestreado y analizado se muestra en la Figura 1. Al observar la morfología macroscópica y la morfología de la fractura del tubo de acero agrietado, se puede observar:

(1) En la fotografía macroscópica del tubo de acero, como se muestra en la Figura 1(a), se observan dos grietas longitudinales y transversales que se intersecan. Según el análisis del "método en forma de T" 3, la grieta longitudinal paralela a la dirección axial es la grieta principal, y la grieta transversal es la grieta principal. La grieta es una grieta secundaria. (2) A partir de la morfología de la fractura de la muestra (como se muestra en la Figura 1b), se observa que la superficie de la fractura es plana, sin deformación plástica evidente, el color de la fractura es gris y no presenta brillo metálico. Se observan patrones radiales y en espiga en la superficie de la fractura. La textura converge en la superficie exterior del extremo del tubo de acero, y el pico del patrón en espiga se remonta a la ubicación de la fuente de la grieta 4; es decir, el punto donde converge el patrón en espiga es la fuente de la grieta.

(3) Observe la morfología macroscópica del extremo en la fuente de la grieta (como se muestra en la Figura 1e) y observe que el extremo cercano a la fuente de la grieta se debe a un aserrado irregular.

Se observan pequeñas rebabas.
2.2 Pruebas de rendimiento físico-químico

Se tomaron muestras del extremo defectuoso de la tubería y del cuerpo de la misma para realizar pruebas de rendimiento mecánico. Los resultados se muestran en la Tabla 1. Los resultados indican que L80-3Cr
La resistencia y la dureza de los materiales del extremo y el cuerpo de la tubería laminados en caliente de las tuberías para pozos petrolíferos son mayores, pero la elongación y la tenacidad al impacto son deficientes, y la resistencia y la dureza del extremo de la tubería son significativamente mayores que las del cuerpo de la tubería.

2.3 Análisis microscópico

Se tomaron muestras del origen de la grieta en la macrofotografía de la fractura que se muestra en la Figura 1(b) para su escaneo y análisis metalográfico.

2.3.1 Análisis de escaneo de fractura

Tras limpiar la muestra cortada con alcohol, se colocó en un microscopio electrónico de barrido para su observación. La morfología observada es la siguiente:

(1) El punto de convergencia de la grieta se encuentra cerca del extremo de la tubería de acero. El origen de la grieta tiene forma puntiaguda. Hay metal residual durante el aserrado cerca del origen de la grieta y está ligeramente deformado. El área del origen de la grieta tiene forma radial, como se muestra en la Figura 2.

Figura 2. Fractura a bajo aumento en la zona de origen de la grieta.

(2) La zona de expansión de la grieta presenta características evidentes de "patrón de río", como se muestra en la Figura 3, que corresponde a una fractura por clivaje. No se observa oxidación en la sección de la grieta ni inclusiones. Este tipo de agrietamiento es frágil, causado por tensión típica.
(a) Área de origen de la grieta (área A) (b) Área de extensión de la grieta (área B)

Figura 3. Fractura a gran aumento de la zona de origen de la grieta

2.3.2 Análisis metalográfico

Las muestras metalográficas del extremo y el cuerpo de la tubería de pozo petrolífero L80-3Cr se rectificaron en la sección transversal y se realizaron observaciones metalográficas. Los resultados se muestran en las Figuras 4 y 5, respectivamente. La estructura metalográfica externa, media e interna de la muestra del extremo de la tubería del pozo petrolífero es de bainita con una pequeña cantidad de partículas gruesas de carburo no disueltas. Los granos son irregulares y varían de 26 a 41 μm. Los granos centrales son más grandes que las superficies externa e interna. Grueso; sin embargo, la estructura metalográfica de las muestras de tubo es bastante diferente: ferrita con bainita.
(a) Superficie exterior (b) Parte media (c) Superficie interior

Figura 4: Estructura metalográfica de sección completa del extremo de la tubería de un pozo petrolífero L80-3Cr
Figura 5: Estructura metalográfica del cuerpo de la tubería de pozo petrolífero L80-3Cr

2.4 Cálculo de la tensión residual

Tome el anillo de la tubería sin templar después del laminado en caliente y mida su tensión residual mediante el método de corte de anillo. La posición de la prueba de tensión residual de la tubería de pozo petrolífero L80-3Cr se muestra en la Figura 6. Corte a lo largo de la dirección radial de la posición C del anillo de la tubería. La tensión residual σr, cuya fórmula de cálculo es:

σr = ETC'/(12.566R²) (1)

en la fórmula:

E: Módulo elástico, GPa, tome 200 GPa;

T: Espesor de la pared de la tubería de acero, mm;

C': Incremento circunferencial después del corte radial del anillo de la tubería, mm, tome 36 mm;

R: Radio de la tubería de acero, mm.
Figura 6. Posición de la prueba de tensión residual de la tubería L80-3Cr para pozos petrolíferos.

Sustituyendo el espesor de pared de la tubería de acero de 11,99 mm y el radio de 122,24 mm en la fórmula (1), se puede calcular que la tensión residual de la tubería L80-3Cr laminada en caliente alcanza los 460 MPa, lo que representa más de un tercio de la resistencia a la tracción del material.

3. Análisis

Los resultados del análisis macroscópico muestran que la fractura por agrietamiento de la tubería L80-3Cr laminada en caliente para pozos petrolíferos es una fractura frágil, originada por un pequeño defecto en el extremo de la tubería. La estructura metalográfica es una estructura frágil de bainita con granos gruesos e irregulares, y baja resistencia al impacto y tenacidad. Bajo; los resultados del análisis por microscopía electrónica de barrido muestran que la morfología de la fractura por agrietamiento es una fractura frágil por clivaje. Tras un análisis exhaustivo, se concluye que las principales causas del agrietamiento de las tuberías L80-3Cr laminadas en caliente para pozos petrolíferos son:

(1) Tras el laminado en caliente, las grietas del cuerpo de la tubería L80-3Cr se concentran en la cabeza, produciéndose más grietas a medianoche. Las razones son: la caída de temperatura durante el proceso de decapado del extremo de la tubería es pronunciada y el enfriamiento es rápido y sencillo. Esto genera tejido quebradizo; la cabeza se encuentra en el extremo superior del lecho de enfriamiento, y la temperatura ambiente es baja, lo que provoca un enfriamiento rápido y la generación de tejido quebradizo.

(2) La tensión residual del cuerpo de la tubería L80-3Cr tras el laminado en caliente es alta, llegando a 460 MPa, lo que representa más de un tercio de la resistencia a la tracción del material. En circunstancias normales, la tensión residual de la tubería de acero es solo un décimo de la resistencia a la tracción del material. Un tratamiento térmico inadecuado provoca la fisuración del tubo de acero debido a una alta tensión residual.

(3) Al enfriar el tubo de acero L80-3Cr laminado en caliente en un lecho de enfriamiento de gran tamaño, la curvatura general del tubo es considerable debido a un enfriamiento desigual. El tubo de acero genera una gran tensión residual durante el proceso de enderezamiento, la cual se deposita sobre él. Esta tensión residual se libera durante el proceso y se concentra en huecos y otras zonas, provocando la fisuración del extremo del tubo.

(4) La tenacidad al impacto del cuerpo del tubo L80-3Cr tras el laminado en caliente es baja, y el valor de impacto a temperatura ambiente es de tan solo 12 J, lo que significa que su resistencia a la expansión de grietas es deficiente.

(5) Las rebabas y los pequeños defectos en los huecos causados por un aserrado deficiente son la causa de la fisuración frágil del cuerpo del tubo L80-3Cr tras el laminado en caliente.

4. Medidas de mejora

Al cortar la cabeza y la cola de la tubería L80-3Cr laminada en caliente para pozos petrolíferos, se creó una grieta debido a un aserrado deficiente. La tensión se concentró en la grieta, lo que provocó grietas por tensión. Además, tras el laminado en caliente, la tensión interna de la tubería L80-3Cr para pozos petrolíferos fue relativamente alta y su tenacidad al impacto fue relativamente baja. Esto indica que su resistencia al agrietamiento es baja. Estas son las razones por las que la tubería L80-3Cr para pozos petrolíferos se agrieta con facilidad. Por lo tanto, para evitar el agrietamiento de las tuberías L80-3Cr para pozos petrolíferos, es necesario estandarizar el proceso de producción. Las medidas específicas son:

(1) Evitar la estructura frágil de bainita causada por métodos de enfriamiento rápido, como el enfriamiento por agua y el enfriamiento por aire, en el extremo de la tubería de acero;

(2) Reforzar el control del proceso durante la producción para evitar la flexión causada por un enfriamiento desigual, rápido y local.

(3) Reforzar el sistema de manejo de la hoja de sierra para evitar el aumento de la fricción, el sobrecalentamiento de la hoja de sierra y la formación de rebabas en los extremos de los tubos durante el aserrado.

(4) Revisar los extremos de los tubos de acero a tiempo durante el transporte o traslado. Si los extremos de los tubos se deforman o presentan picaduras afiladas debido a una colisión, retirarlos o rectificarlos de inmediato.

(5) Los aceros con baja tenacidad tras el laminado en caliente, como el L80-3Cr, deben someterse a un tratamiento térmico en un plazo de 24 horas.

5. Conclusión

(1) Los resultados del análisis de la composición química de los tubos para pozos petrolíferos laminados en caliente L80-3Cr presentados cumplen con los requisitos técnicos.

(2) La fisuración de los tubos para pozos petrolíferos laminados en caliente L80-3Cr es frágil, causada por la concentración de una gran tensión residual en las rebabas y las pequeñas holguras del tubo de acero tras el laminado en caliente.

(3) La velocidad de enfriamiento es demasiado rápida, lo que resulta en una gran cantidad de estructura de bainita frágil en el extremo, lo que resulta en una baja tenacidad al impacto del material, es decir, una baja capacidad para resistir la expansión de grietas. Además, la falta de un tratamiento térmico oportuno después del laminado en caliente resulta en un enfriamiento más rápido. Debido a la velocidad de enfriamiento desigual y a la gran tensión residual generada durante el proceso de enderezamiento, la fuerza se libera gradualmente durante el proceso de colocación, lo que finalmente provoca el agrietamiento por lotes de los extremos de los tubos de acero después del laminado en caliente de los tubos de acero L80-3Cr.