中原油田二氧化碳驅(qū)油井油管斷裂分析*

王樹(shù)濤，陳永浩，于慧文，尹琦嶺，張 杰，渠 蒲

(1.中國(guó)石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南 濮陽(yáng) 457001；2.中石化煉化工程集團(tuán)洛陽(yáng)技術(shù)研發(fā)中心，河南 洛陽(yáng) 471003)

隨著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，國(guó)家對(duì)石油的需求與日俱增，2021年國(guó)內(nèi)石油進(jìn)口量為5.129 8億噸，石油對(duì)外依存度達(dá)到72%，立足國(guó)內(nèi)生產(chǎn)，保障石油安全已刻不容緩。東部老油田的穩(wěn)產(chǎn)和高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵和突破口在于技術(shù)。中原油田地跨河南山東兩省，面積5 300平方千米、石油資源量12.37億噸，目前動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量5.4億噸，進(jìn)一步開(kāi)發(fā)潛力巨大。但是經(jīng)過(guò)30多年水驅(qū)開(kāi)發(fā)，采油率已進(jìn)入總體遞減階段。中原油田具有埋藏深、地層溫度高(90 ℃以上的油藏占總儲(chǔ)量的67%左右)、地層水礦化度高(礦化度高于10×104mg/L的油藏占總儲(chǔ)量90%)等特點(diǎn)[1]。多年來(lái)，針對(duì)三次采油技術(shù)，中原油田進(jìn)行了大量研究和試驗(yàn)，由于聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)等受高溫高礦化度影響很大，均未取得實(shí)質(zhì)性的突破；CO2驅(qū)具有驅(qū)油效果好，不受油藏高溫高礦化度的影響，是目前可行的三次采油方法。經(jīng)地質(zhì)評(píng)價(jià)，中原油田適合CO2驅(qū)儲(chǔ)量4.9億噸，CO2驅(qū)增加可采儲(chǔ)量4 436萬(wàn)噸，可延長(zhǎng)油田開(kāi)發(fā)壽命20余年，因此，CO2驅(qū)成為中原油田今后提高采收率技術(shù)的主要發(fā)展方向，同時(shí)，可以實(shí)現(xiàn)CO2效益埋存也是國(guó)家實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要方向。

中原油田生產(chǎn)系統(tǒng)長(zhǎng)期處于“三高一低”的惡劣腐蝕環(huán)境，2015年以來(lái)在深層低滲油藏“衛(wèi)42塊”整體實(shí)施CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，進(jìn)一步加劇了生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕，躺井、穿孔頻發(fā)，腐蝕速率最高接近10 mm/a(行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)0.076 mm/a的百余倍)。通過(guò)采取“液體緩蝕劑+固體緩蝕劑+犧牲陽(yáng)極+強(qiáng)制電流陰極保護(hù)+非金屬管材”的全生產(chǎn)系統(tǒng)、高效防腐技術(shù)體系，使得腐蝕速率控制在0.076 mm/a以內(nèi)，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求[2-3]。

但是，隨著CO2驅(qū)進(jìn)一步的實(shí)施，“衛(wèi)42塊油藏”的油井出現(xiàn)了油管斷裂現(xiàn)象，影響安全生產(chǎn)；但斷裂原因、機(jī)理尚不清楚[4]，且現(xiàn)有的防腐技術(shù)體系針對(duì)這類(lèi)井筒損壞的防護(hù)效果不佳。油管是維持油井運(yùn)行的生命線，其安全服役對(duì)生產(chǎn)意義重大。因此，針對(duì)“衛(wèi)42塊油藏”的代表性VC42-14井油管斷裂情況進(jìn)行系統(tǒng)分析，揭示斷裂的原因、機(jī)理，并制定針對(duì)性的防護(hù)對(duì)策，為保障CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)的順利實(shí)施提供技術(shù)支撐，對(duì)國(guó)內(nèi)同類(lèi)油田實(shí)施CO2驅(qū)有借鑒意義。

1 油井基本情況

VC42-14井日產(chǎn)液6 t、日產(chǎn)油0.4 t、日產(chǎn)氣119 m3、水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為93.1%，CO2體積分?jǐn)?shù)為80.3%、H2S體積分?jǐn)?shù)為13 μL/L、套壓6.5 MPa。井筒掛環(huán)腐蝕監(jiān)測(cè)腐蝕速率0.010～0.032 mm/a，優(yōu)于0.076 mm/a的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

油管斷裂情況：2018年1月作業(yè)更換管柱，2018年8月4日現(xiàn)場(chǎng)巡檢發(fā)現(xiàn)井口下法蘭泄漏，8月4日作業(yè)更換井口，第147根(1 397 m)油管本體斷裂，外表面有明顯斜向裂紋2條，斷點(diǎn)溫度為60～70 ℃。

2 斷裂分析

2.1 化學(xué)成分、力學(xué)性能與金相分析

VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管為普通N80油管，N80油管化學(xué)成分分析結(jié)果見(jiàn)表1。按照GB/T 228—2002對(duì)斷裂油管進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表2；按照GB/T 229—2007標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行沖擊韌性試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3；按照GB/T 230.1—2004進(jìn)行硬度試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表4；按照GB/T 13238—91《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》進(jìn)行金相顯微組織分析，結(jié)果見(jiàn)圖1。

表1 VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的化學(xué)成分

表2 VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的拉伸性能

表3 VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的沖擊韌性 J

表4 VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的HRC硬度

圖1 VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的金相組織

油管的化學(xué)成分、拉伸強(qiáng)度和沖擊韌性都符合API-5CT標(biāo)準(zhǔn);但延伸率(A50.8mm)只有 7.0%，低于API-5CT標(biāo)準(zhǔn)要求的14%;硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S環(huán)境中低于HRC22)。延伸率低于標(biāo)準(zhǔn)，說(shuō)明該油管的韌性較差，易發(fā)生脆性斷裂。油管沖擊功相對(duì)較低，低的沖擊功值就意味著材料內(nèi)部存在缺陷，阻止裂紋失穩(wěn)擴(kuò)展的能力低，易發(fā)生脆性斷裂。油管的金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對(duì)粗大，這是油管韌性差的原因之一。

2.2 斷口分析

2.2.1 宏觀形貌

VC42-14井油管斷口宏觀形貌見(jiàn)圖2。由圖2可以看出，油管斷口比較整齊，無(wú)明顯塑性變形，少量有剪切唇，為典型的脆性斷裂宏觀特征；同時(shí)，該斷裂油管管體外表面有明顯斜向細(xì)小裂紋。

圖2 斷裂油管斷口宏觀形貌及細(xì)小裂紋

油管的內(nèi)腔始終充滿著油水混合介質(zhì)(水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為93.1%)，CO2(體積分?jǐn)?shù)80.3%)與油水混合介質(zhì)接觸的油管壁上產(chǎn)生腐蝕不可避免。油管內(nèi)壁腐蝕比外壁嚴(yán)重，內(nèi)壁發(fā)生了明顯的局部腐蝕。斷口與裂縫處的油管內(nèi)壁有明顯嚴(yán)重的局部腐蝕，斷口處局部腐蝕深度1.21 mm，裂紋處局部腐蝕深度1 mm，同時(shí)還存在裂紋。

斷口處存在疲勞臺(tái)階，由于油管內(nèi)壁多處存在局部腐蝕坑，作為多個(gè)裂紋源，裂紋先是在對(duì)各自有利的平面上擴(kuò)展，當(dāng)兩個(gè)在不同平面上擴(kuò)展的裂紋相遇并連接時(shí)，通過(guò)切變或撕裂等方式，形成疲勞臺(tái)階，疲勞臺(tái)階是疲勞斷裂的基本特征之一[5]。

2.2.2 微觀形貌

掃描電子顯微鏡微觀觀察發(fā)現(xiàn)，油管斷口處的內(nèi)壁腐蝕坑是起裂源，不斷向外壁擴(kuò)展，放射條紋也指向裂紋源；同時(shí)存在明顯的細(xì)小二次裂紋，見(jiàn)圖3和圖4。

圖3 斷裂油管斷口微觀形貌與裂紋擴(kuò)展

圖4 斷裂油管斷口微觀形貌-細(xì)小二次裂紋

油管的斷口微觀形貌顯示，存在河流狀+扇形的解離斷裂與準(zhǔn)解離斷裂(帶有撕裂棱)并伴有多條細(xì)小二次裂紋，見(jiàn)圖5。

油管的斷口微觀形貌顯示有疲勞條帶存在；這是油管腐蝕疲勞斷裂的基本特征[6-8]。斷口擴(kuò)展區(qū)上的疲勞輝紋是疲勞斷裂所特有的、區(qū)別于其他性質(zhì)斷裂的最顯著的特征。斷口的微觀形貌中除了疲勞輝紋這一主要特征以外，二次臺(tái)階和二次裂紋是另兩種形式的特征，見(jiàn)圖6。

綜合以上斷口宏觀和微觀形貌分析可知，VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)油管斷裂表現(xiàn)出典型的“應(yīng)力腐蝕斷裂”+“腐蝕疲勞斷裂”脆性斷裂特征，油管在井下高腐蝕環(huán)境中，油管內(nèi)壁上產(chǎn)生各種局部腐蝕，該處發(fā)生應(yīng)力集中，從而使油管產(chǎn)生裂紋萌生;同時(shí)井下油管在服役過(guò)程中始終受到交變應(yīng)力的作用，裂紋在交變載荷下擴(kuò)展直至斷裂。

圖5 斷裂油管斷口微觀形貌

圖6 斷裂油管斷口微觀形貌(疲勞斷裂)

2.3 綜合分析

應(yīng)力腐蝕斷裂和腐蝕疲勞斷裂是材料、應(yīng)力、腐蝕環(huán)境三方面因素協(xié)同耦合作用的結(jié)果。從這三方面分析認(rèn)為，相比套管，腐蝕疲勞斷裂是油管獨(dú)具特色的失效形式。

2.3.1 材料方面

現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的化學(xué)成分、拉伸強(qiáng)度和沖擊韌性都符合API-5CT標(biāo)準(zhǔn)；但延伸率(A50.8mm)只有7%，低于API-5CT標(biāo)準(zhǔn)要求的14%，該油管韌性較差，易發(fā)生脆性斷裂；現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S環(huán)境中低于HRC22)。

油管的金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對(duì)粗大；因?yàn)楣懿慕M織晶粒越細(xì)小，沖擊功越高、韌性越好，粗大晶粒、帶狀組織等對(duì)現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的延伸率和韌性的影響是負(fù)面的，導(dǎo)致該油管延伸率(A50.8mm)低于API-5CT標(biāo)準(zhǔn)要求，且沖擊功相對(duì)較低。

2.3.2 應(yīng)力方面

油管在服役期間主要受到拉應(yīng)力和交變應(yīng)力作用。拉應(yīng)力是油管自身重力產(chǎn)生。交變應(yīng)力主要由服役工況下抽油桿上下帶來(lái)的軸向交變載荷，再加上油管振動(dòng)、彎曲、扭轉(zhuǎn)、環(huán)空外壓、內(nèi)壓、溫度交變等引起的交變應(yīng)力作用。

油管內(nèi)壁腐蝕比外壁嚴(yán)重，斷口與裂縫處的油管內(nèi)壁有明顯嚴(yán)重的局部腐蝕。局部腐蝕坑在應(yīng)力的作用下，不但會(huì)加劇該處電化學(xué)腐蝕的進(jìn)行，還會(huì)造成應(yīng)力集中，使油管的局部應(yīng)力遠(yuǎn)大于其設(shè)計(jì)強(qiáng)度，在交變載荷與Cl-和CO2等腐蝕介質(zhì)的協(xié)同作用下，作為應(yīng)力腐蝕裂紋源和疲勞裂紋源，當(dāng)合成應(yīng)力超過(guò)臨界斷裂應(yīng)力時(shí)，裂紋向前擴(kuò)展，便會(huì)加速應(yīng)力腐蝕裂紋的擴(kuò)展，使油管發(fā)生斷裂失效。

2.3.3 腐蝕環(huán)境

該井的日產(chǎn)液6 t、日產(chǎn)油0.4 t、日產(chǎn)氣119 m3,水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為93.1%，CO2體積分?jǐn)?shù)為80.3%、H2S體積分?jǐn)?shù)為13 μL/L、套壓6.5 MPa，總礦化度為258 168 mg/L，其中Cl-質(zhì)量濃度為 182 216.54 mg/L。

H2S是碳鋼材料發(fā)生應(yīng)力腐蝕斷裂的敏感介質(zhì)，其易溶于水，電離出的H+是很強(qiáng)的去極化劑，能夠促進(jìn)陽(yáng)極鐵溶解反應(yīng)，同時(shí)加速向材料內(nèi)部滲透，產(chǎn)生氫脆機(jī)制，使鋼的脆性增加，在應(yīng)力作用下易造成應(yīng)力腐蝕斷裂。油井產(chǎn)液量低，給硫酸鹽還原菌生長(zhǎng)提供了必要的環(huán)境，導(dǎo)致油井產(chǎn)出氣中含H2S，雖然井口氣的平均含量不高，但是在井筒中的硫酸鹽還原菌富集處H2S含量會(huì)局部很高，油井處于腐蝕環(huán)境中，斷裂位置且處于應(yīng)力腐蝕斷裂的敏感溫度區(qū)間(60～80 ℃)。

Cl-的存在可弱化金屬與腐蝕產(chǎn)物間的作用力，加速材料腐蝕，并在油管內(nèi)壁形成腐蝕坑，引起應(yīng)力集中，促使應(yīng)力腐蝕裂紋和腐蝕疲勞裂紋在腐蝕坑底部萌生。

2.4 小 結(jié)

(1)VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)斷裂油管的化學(xué)成分、力學(xué)性能都符合API-5CT標(biāo)準(zhǔn)，但延伸率(A50.8mm)只有7.0%、低于API-5CT標(biāo)準(zhǔn)要求的14%，硬度不符合NACE 0175要求的硫化氫環(huán)境中HRC22的要求，金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對(duì)粗大。

(2)VC42-14井現(xiàn)場(chǎng)油管斷裂為典型的應(yīng)力腐蝕斷裂和腐蝕疲勞斷裂的脆性斷裂特征。

(3)VC42-14井油管斷裂部位溫度處于脆性斷裂敏感溫度區(qū)間；脆性斷裂原因：套壓6.5 MPa、高含CO2、低含H2S、高Cl-水溶液的腐蝕環(huán)境、“腐蝕+應(yīng)力+疲勞耦合”等多種因素耦合。

3 結(jié)論及對(duì)策

3.1 結(jié) 論

綜上所述，油管斷裂是材料、應(yīng)力、腐蝕環(huán)境三方面因素協(xié)同作用，可得出以下結(jié)論：

(1)油管斷裂為“復(fù)雜應(yīng)力+腐蝕+疲勞”導(dǎo)致。

(2)CO2含量高，腐蝕環(huán)境更為惡劣；油管管柱長(zhǎng)、動(dòng)液面低，油管受力復(fù)雜；油管斷裂更為突出。

(4)油管符合API-5CT標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)，但是硬度超過(guò)了HRC22，是脆性斷裂的敏感材料。

3.2 對(duì) 策

由于CO2驅(qū)油井油管斷裂，是材料、應(yīng)力、腐蝕環(huán)境三方面因素協(xié)同耦合作用，因此有效的防護(hù)措施就是消除這三個(gè)方面中一切有害的因素，制定相應(yīng)的對(duì)策。

(1)材料方面

硬度越高，應(yīng)力腐蝕斷裂傾向越大；顯微組織越細(xì)小均勻，抗應(yīng)力腐蝕斷裂的能力更強(qiáng)。晶粒越細(xì)，晶界面積越大，在一定區(qū)域內(nèi)產(chǎn)生形變進(jìn)而裂紋失穩(wěn)擴(kuò)展所消耗的能量就越大，材料抗裂紋擴(kuò)展的能力越強(qiáng)。在力學(xué)性能滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)要求的前提下，優(yōu)先使用抗硫管材或者力學(xué)綜合性能良好的管材(管材硬度

(2)應(yīng)力方面

優(yōu)化油管管柱設(shè)計(jì)，避免受應(yīng)力集中和過(guò)載的影響；優(yōu)化油井工作制度，減弱沖程等對(duì)油管振動(dòng)的影響；油管配套油管錨或油管減振器，對(duì)油管柱振動(dòng)進(jìn)行控制，并有效減小結(jié)構(gòu)的振幅,增加系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)阻尼等，防止油管柱振動(dòng)產(chǎn)生的疲勞。

(3)腐蝕環(huán)境方面

加強(qiáng)封堵，避免CO2氣竄，從根本上減輕腐蝕。做好井筒防腐蝕，腐蝕速率控制低于0.076 mm/a行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，控制局部腐蝕的產(chǎn)生，避免在局部腐蝕處出現(xiàn)應(yīng)力集中而成為裂紋源。消除井筒H2S，尤其是局部H2S濃度高的問(wèn)題。