克拉美麗氣田在役油管安全評價研究

麻慧博，張國紅，高 涵，薛承文，池 明

（新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依834000）

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克拉美麗氣田在役油管安全評價研究

麻慧博，張國紅，高 涵，薛承文，池 明

（新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依834000）

摘要：對克拉美麗氣田在役油管進行腐蝕因素及油管螺紋接頭受力情況分析，確定了油管受損關鍵因素，進而制定在役油管安全評價試驗方案。對在役油管取樣并進行了缺陷檢測、理化分析、尺寸試驗、實物試驗。評價結果表明：在役油管在多種受損因素影響下能夠適應現役工況，但需采取有效措施延長油管使用壽命。試驗結果可為克拉美麗氣田平穩生產、安全運行提供重要依據。

關鍵詞：油管；腐蝕；試驗；安全評價

克拉美麗氣田于2007年開發，目前表現出氣井產氣量遞減快、產水量上升快、儲層動用率低等特點。由于天然氣組分中含有二氧化碳等腐蝕氣體，且氣田生產后期大量的地層水和凝析水帶來腐蝕，井下管柱環境十分惡劣［1-2］。相近開發條件的呼圖壁氣田在提取老油管時發現大量泄漏、變形、斷裂油套管柱，為克拉美麗氣田生產安全敲響了警鐘。一旦生產油管遭到腐蝕、穿孔將嚴重影響氣井生產，同時使修井、壓井作業量增加，壓井作業對儲層帶來巨大的傷害，不利于儲層保護。因此，有必要對克拉美麗氣田開展在役油管安全評價研究。

1 概況

1.1 地質概況

克拉美麗氣田為新疆油田產氣主力區塊之一，位于新疆維吾爾自治區福海縣境內。儲層主要分布于石炭系巴山組火成巖一套含氣層系，主要開發區塊為滴西10井區、滴西14井區、滴西17井區、滴西18井區，主要為直井，井深均在3 000 m以上，大部分井井深接近4 000 m。克拉美麗石炭系火山巖氣藏儲層具有多套壓力系統，壓力系數1.01～1.35，平均壓力系數1.19。克拉美麗石炭系火山巖氣藏儲層地溫梯度為2.31℃/100 m，地面近地表恒溫層溫度為14.25℃。

1.2 管柱規格

克拉美麗氣田氣井生產套管以2種規格為主：?139.7mm×7.72mm P110 T P C Q、?139.7mm× 9.17mm P110 T P C Q，油管規格主要為API?73.02mm×5.51mm P110 E U。由于長圓螺紋氣密封性能較差，油套環空均存在較大的內壓。

2 腐蝕因素分析

2.1 儲層出砂影響

運用聲波時差法、組合模量Ec法、孔隙度法對滴西14井區、滴西17井區、滴西18井區地層出砂進行預測，預測結果如表1所示。通過3種方法的計算可以得出3個區塊均在安全范圍內，預測不出砂。因此，出砂對油管腐蝕的影響相對較小。

表1　儲層出砂預測

2.2 支撐劑回流影響

在壓裂后的退液試氣和生產階段，支撐劑被液體或氣體攜帶到地面上，刺壞油嘴、彎頭、角閥和地面流程設備，導致關井進而嚴重影響氣井生產，長期如此對油管腐蝕有著致命的傷害。克拉美麗氣田目前出現支撐劑回流的井有DX1827、DX1413、DX1703、DX H W 172、DX H W 144井。

此類井出砂量比較小，且時間有限，對油管腐蝕小。在日后的生產中應加強跟蹤管柱情況，針對以后壓裂的氣井，要優化設計，現場調整施工參數，避免出砂。

2.3 沖蝕影響

根據預測流體沖蝕計算臨界沖蝕流速方程，計算了4個井區在流壓10～40MPa條件下的臨界沖蝕流量。預測結果為：新井配產（5.5～8.0）×104m3，內徑?50.7～?121.0mm油管在所有流壓條件下均不會產生沖蝕［3］。

2.4 地層水影響

伴隨氣田開發，大量氣井開始產水，表2為克拉美麗氣田部分氣井的地層水分析。

地層水呈現弱酸性對油管腐蝕有一定的影響，存在輕度腐蝕。

2.5 產出氣影響

表2　出水井地下水質分析

克拉美麗氣田石炭系火山巖氣藏天然氣中含有一定的C O2，腐蝕類型以C O2腐蝕為主。根據天然組成分析，滴西14井區C O2含量0.124%，滴西17井區C O2含量0.087%，滴西18井區C O2含量0.137%，滴西10井區C O2含量0.085%。根據C O2分壓判斷，滴西14、滴西18、滴西10三個井區存在C O2輕度腐蝕，滴西17氣井介于無腐蝕范圍。

3 螺紋接頭應力分析

對?73.02mm×5.51mm P110 E U油管螺紋接頭進行拉伸和內壓條件下的有限元模擬分析，接箍中性橫截面軸向固定，徑向自由，摩擦因數0.02，材料強度按API控制數據，采用理想彈塑性模型進行分析。螺紋接頭在軸向拉伸和內壓（379 k N軸向力、35MPa內壓）載荷條件下的應力分布及徑向位移分別如圖1～2所示。

圖1　應力分布

圖2　徑向位移（變形放大5倍）

接箍最大應力產生在鏜孔和螺紋過渡處，油管最大應力產生在管端內表面處。對外螺紋齒頂進行編號，以螺紋齒編號為橫坐標，以齒頂與齒底的徑向距離為縱坐標，油管螺紋接頭在拉伸和內壓條件下的徑向距離進行計算。在軸向載荷一定的條件下，內壓有助于減少齒頂與齒底間隙，這有助于增強螺紋接頭的密封性能。由于圓螺紋配合存在貫通的螺旋線通道，內壓過大時通道內的螺紋脂將被擠出，所以內壓過大時應該選用帶密封面的特殊螺紋。

4 在役油管安全評價試驗

4.1 試驗方案制定

克拉美麗氣田在役油管受損因素主要包括2方面：一是化學腐蝕，產出氣中的C O2、地層水產出水的酸根離子與礦化度等；二是油管受到的拉伸、內壓、外壓、彎曲的應力載荷。首先進行物性分析檢測、理化性能試驗，包括：外徑、壁厚、螺紋檢測及磁粉檢測、超聲波檢測、拉伸試驗、沖擊試驗、硬度試驗，對油管試樣形成初步的受損認識；針對化學腐蝕影響因素，進行掃描電鏡分析、化學成分檢測、金相分析試驗，探究微觀組織變化、試樣微量元素類別及含量，判斷試樣發生哪種類別的電化學反應；針對沖蝕影響因素進行沖蝕缺陷檢測；針對應力破壞影響因素進行實物試驗，包括：上卸扣試驗、復合載荷氣密封試驗、靜水壓及水壓至失效試驗、拉伸及失效試驗，運用油管試樣充分模擬現場，評價工況使用性及極限承載能力。

本次試驗試樣從庫房選取2007年前后投入使用、2014年從井中取出的?73.02mm×5.51mm E U油管7根，鋼級為P110、N80 Q。

4.2 油管檢測試驗

4.2.1 油套管檢測試驗

1＃～6＃試樣進行油管管體和接箍試樣外徑和壁厚測量，3＃～6＃試樣進行外螺紋和接箍內螺紋檢測。在1＃～6＃油管試樣上分別截取標距寬為19mm的板狀縱向拉伸試樣在室溫條件下進行拉伸試驗。在油管管體和接箍上截取并加工尺寸為3.3mm×10mm×55mm的夏比V形缺口縱向沖擊試樣，在0℃條件下進行沖擊試驗。在油管管體和接箍上截取硬度試樣在室溫條件下進行硬度試驗、管體及接箍材料化學成分試驗［4］。試驗結果如表3。

表3　油管、套管檢測試驗結果

表3（續）

由檢測結果可以看出：各項試驗均滿足標準要求，說明克拉美麗氣田現役油管狀態為安全狀態。令人欣慰的是，試驗結果與上述腐蝕因素分析中各腐蝕影響因素都為輕度腐蝕相吻合。另外，在1＃油管試樣外徑檢測結果中與標準規定極限值僅差0.05mm，出現了危險值。此時，現場應積極采取緩蝕劑等防腐措施，避免點蝕發生。

4.2.2 缺陷檢測

1） 管體無損檢測。對3＃～6＃油管試樣進行磁粉和超聲波無損檢測［5］，結果未發現裂紋。

2） 沖蝕缺陷檢測。油管缺陷主要為外螺紋現場端沖蝕，使用游標卡尺和壁厚千分尺對管端沖蝕寬度和深度進行檢測，結果如表4。試驗結果再次驗證上述沖蝕影響因素分析的準確性。

表4　外螺紋現場端沖蝕檢測結果

4.2.3 微觀檢測

1） 掃描電鏡分析。對管端沖蝕較為嚴重的7＃樣缺陷進行掃描電鏡微觀分析，結果如圖3，管端內表面處均呈臺階狀形貌［6］。試樣目前未發生嚴重腐蝕，不容掉以輕心的是臺階狀樣貌未來有發生沖蝕的可能。

圖3　7＃油管區域1形貌

2） 金相分析。為檢測管體和接箍材料的金相組織、非金屬夾雜物和晶粒度［7］，在油管管體和接箍上取樣，用M E F4 M金相顯微鏡進行金相分析，1＃～7＃試樣晶粒度在7.0～9.0級，非金屬夾雜物為A0.5、B0.5、D0.5、D0.5e。結果表明：試樣晶粒度細，雜質量少，組織比較穩定。

4.2.4 整體性能試驗

1） 上卸扣試驗。在室溫條件下對4＃和5＃試樣現場端按設定上扣轉矩進行上/卸扣試驗，S H E L LⅢ型螺紋脂在內外螺紋上涂抹均勻［8］，試驗方法參照API R P 5 C5標準中的有關規定，由于試樣為使用過的舊油管，采用2上1卸的方式進行上卸扣試驗，試樣未發生粘扣現象。

2） 復合載荷氣密封試驗。根據實際工況參考IS O13679—2002標準對5＃油管試樣進行復合載荷氣密封試驗，采用干燥氮氣作為加壓介質［9］，5＃試樣復合載荷氣密封試驗加載點如表5。試驗結果表明：5＃試樣在試驗過程中未發生泄漏、結構失效或其他異常現象。

表5　5＃試樣復合載荷氣密封試驗加載點

表5（續）

3） 靜水壓及水壓至失效試驗。對4＃油管試樣進行靜水壓試驗和內壓至失效試驗，試驗在水壓爆破試驗系統上進行，試驗溫度為室溫，試驗方法參考IS O13679—2002標準中的有關規定。加壓介質是水，加壓速率小于34MPa/min，靜水壓試驗壓力參考API Spec 5 C T中的規定。試樣在69.0MPa的標準靜水壓試驗壓力條件下保壓10 min，未發生泄漏。繼續加壓進行內壓至失效試驗［10］，結果如表6。4＃試樣爆破失效壓力滿足IS O/T R 10400—2007標準要求。

表6　4＃試樣水壓試驗結果

4） 拉伸至失效試驗。對1＃純管體試樣、2＃純管體試樣和5＃帶螺紋接頭試樣在復合加載系統上進行拉伸至失效試驗，試驗溫度為室溫，試驗方法參照IS O13679—2002標準中的有關規定，試驗結果如表7。3根試樣的抗拉強度均符合IS O/T R 10400—2007標準要求。

表7　實物拉伸試驗結果

由試驗結果可以看出：舊油管可以順利實施上卸扣作業，復合載荷氣密封試驗、靜水壓及水壓至失效試驗、拉伸至失效試驗均符合IS O13679—2002標準中的有關規定，且復合載荷氣密封試驗內壓加載到30MPa，水壓試驗爆破壓力達到110.3MPa，驗證了現役油管為安全狀態，與上述的腐蝕影響因素為輕度腐蝕相吻合。

5 結論

1） 在拉伸和內壓條件下，接箍最大應力產生在鏜孔和螺紋過渡處，油管最大應力產生在管端內表面處。

2） 油管檢測試驗、缺陷檢測、微觀檢測、實物試驗充分證明了在役油管目前為安全狀態，可繼續服役。

3） 氣田開發后期應采用加緩蝕劑等措施，降低腐蝕速率，延長油管壽命，保護儲層，節約成本。

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Safety Evaluation Study on Tubing in Service of Kelameili Gas Field

MA Huibo，ZHANG Guohong，GAO H an，XUE Cheng wen，C HI Ming
（Engineering Technology Reseɑrch Institute，Xinjiɑng Oilfield Compɑny，Kɑrɑmɑy 834000，Chinɑ）

Abstract：Corrosion factor and stress situation of screw joint were analyzed on the tubing in service of Kela meili gas field. Through determining the key factor of tubing da mage，the experimental scheme of safety assessment for in-service tubing is established. The tubing in service was sa mpled and the defect detection experiment，physicochemical analysis experiment，dimension experiment and physical experiment were carried out. The results showed that the oil pipe could be adapted to active dutYUnder the influence of many da mage factors.Butit was necessary to take effective measures to prolong the service life of the tubing. The experimental results provided the im portant basis for the production and safe operation in Kela meili gas field.

Key Words：tubing；corrosion；experiment；safety assessment

作者簡介：麻慧博（1982-），女，黑龍江佳木斯人，工程師，主要從事采氣工藝研究，E-mail：mahuibo2010 @ petrochina.com. cn。

收稿日期：2015-07-08

文章編號：1001-3482（2016）01-0011-05

中圖分類號：T E931.2

文獻標識碼：A

doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.01.003