39-XX油氣井開采環境下油管失效原因分析與建議

趙雪會 劉君林 羅敬兵 何 淼 王鳳儀 韓 燕

（1. 中國石油集團工程材料研究院有限公司 石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室，陜西 西安 710077；2. 中國石油天然氣股份公司青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅 敦煌 736202；3. 長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710021；4. 南方石油勘探開發有限責任公司工程技術處，海南 570100）

0 引言

油氣田開采過程中，采出物天然氣體流體由于高壓、高流速對管柱存在嚴重的沖刷腐蝕作用，尤其當管柱服役結構異常時，油管管柱發生穿孔、刺漏以及斷裂失效事件屢見不鮮[1-3]。現場工況環境調研表明，管柱由于管串自重拉力、流體沖擊等多因素可影響管柱的垂直度，造成管柱在井筒與軸心存在一定的傾斜度，因此生產時采出流體對管柱的局部沖擊損傷將會對管柱的安全運行存在嚴重的潛在隱患[4,5]。

1 概述

蘇東39-XX井位于內蒙古自治區烏審旗烏蘭陶勒蓋鎮巴彥高勒嘎查，隸屬蘇里格氣田2011年開發井，構造屬鄂爾多斯盆地伊陜斜坡。該井于2011年5月中旬開鉆，2011年6月初完鉆，完鉆井深3290m，完鉆層位馬家溝組。該井為二開結構，共使用三種套管，套管井深結構參數如表1所示。蘇東39-XX井為2011年由江漢井下實施酸化試氣作業，油管規格為φ73.02×5.51mm80S EUE，入地酸量175.0m3，泵壓40.3～5.8MPa，排量4400～3600L/min，試氣無阻流量150.7322×104m3/d，測試硫化氫含量為 4.49mg/m3。

表1 39-XX井套管井深結構參數

該井于2012年10月12日投產。投產前油壓22.3MPa，套壓22.7MPa。投產初期以8.4×104m3/d的配產穩定生產，日產水量0.5m3（水型CaCl2，總礦化度11692.56mg/L）。生產過程中壓力波動，產量波動，隨后該井執行間歇生產。

修井前日產氣量2.8×104m3（CO2含量4.0518%，H2S含量6.95mg/m3），日產水量0.5m3，套壓2.5MPa，油壓2.4MPa，累計產氣量47480.2×104m3。原始地層壓力28.7MPa，預測目前地層壓力為11.2MPa，地層能量虧空。

2013年4月依照設計要求，對該井進行起原井管柱作業，發現油管腐蝕嚴重，部分管體出現10余處穿孔（直徑2～15mm不等）。具體失效管柱如下：（1）井深500m處，管壁內開始出現腐蝕痕跡，管體壁厚不均勻，公扣端面不整齊（圖1所示）；（2）井深1000m處，開始出現油管本體穿孔現象，穿孔直徑2mm左右，管壁內腐蝕進一步嚴重，公扣端面不整齊（圖2所示）；（3）井深1500～2500m處油管腐蝕較為嚴重，單支油管穿孔10余處，穿孔直徑5～15mm不等，管體不均勻變薄（穿孔周邊壁厚僅1～2mm），腐蝕呈現由內而外逐漸減緩的趨勢，公母扣端面腐蝕嚴重（如圖3所示）。

圖3 1500m以上油管端面腐蝕形貌

2 送檢樣品腐蝕情況

結合油田現場送檢39-XX井失效的3根油管，分別為井深500m和1500m井深處油管（如圖4所示），宏觀形貌觀察500m處管體表面無明顯點蝕、穿孔現象，而在1500m處的兩根管樣同一側存在多處穿孔現象。剖開1500m的管子，分別從內壁和外壁觀察各個穿孔形貌，發現所有穿孔均與管體表面成一定傾斜角度，如圖5所示。放大穿孔區域可觀察到在穿孔的同一軸線上及失效點附近有較多點蝕坑形貌，如圖6所示。

圖4 現場取樣宏觀形貌

圖5 失效管樣穿孔宏觀形貌

圖6 失效管樣內壁蝕坑形貌

3 失效原因分析

3.1 材質分析

基于現場送樣情況，選取井深500m處的管子取樣進行理化性能測試。依據標準ASTM A370-18，在送檢失效樣品上取樣，進行力學性能測試，檢測設備為UTM 5305材料試驗機，檢測結果如表1所示。利用ARL4460直讀光譜儀依據標準GB/T 4336-2016 進行材料化學成分測試。依照API 5CT標準對油管S、P元素的限定，測試結果（如表2所示）符合標準要求。油管的金相組織如圖7所示，主要為回火索氏體，含少量A類和B類非金屬夾雜。

表1 39-XX井油管力學性能

表2 39-XX井油管化學成分檢測結果

圖7 39-XX樣品金相組織觀察

3.2 腐蝕形貌觀察

圖8為39-XX井失效油管典型的穿孔宏觀形貌，圖8（a1、b1）為管體內壁穿孔腐蝕形貌，圖8（a2、b2）為外壁觀察的腐蝕形貌。從內壁形貌可見整體蝕坑是一個斜面臺階和受沖刷導致的穿孔形狀，孔內半邊減薄，另一邊穿透，結合管體所有穿孔形貌，均在管體同一側，推斷油管服役過程中存在一定斜度，管內高速氣流或氣液混流沖擊管壁，導致局部一側穿透，因此穿孔是由內向外穿透[6,7]。周圍點蝕坑是飛濺氣液流沖擊造成，內壁點蝕較嚴重；外壁觀察穿孔周圍無明顯點蝕現象，說明管體穿孔主要是內壁損傷減薄導致的失效模式。

圖8 39-XX井油管典型的穿孔宏觀形貌

圖9（a）為內壁穿孔區域微觀腐蝕形貌，可發現蝕坑和內壁表層有腐蝕產物。圖9（b）是穿孔區域被沖擊的斜坡形貌，可看出穿孔邊緣層層剝落的特征。由于流體流態不規則，并且以不同的角度沖擊表面，不同區域受沖擊力不同，引起的沖蝕損傷不同，因此形成層層剝落的損傷形貌[8,9]。對穿孔處表面腐蝕產物進行能譜分析，如圖9（c）所示，可見腐蝕產物主要由C、O、Fe元素組成，同時產物里也可明顯看到S元素，表明失效管內存在H2S腐蝕現象。圖10為穿孔附近內壁產物膜及局部脫落腐蝕形貌，點蝕坑相對不深，能譜分析主要由C、O、Fe和S元素組成，進一步說明管內服役介質存在H2S侵蝕氣體。

圖9 內壁穿孔處微觀形貌

圖10 內壁點蝕坑形貌及能譜分析

3.3 螺紋端頭腐蝕形貌

觀察失效管樣的螺紋端頭腐蝕形貌，其中第500m井深處油管端面如圖11（a）所示，螺紋端面沿環向一周均是溝槽狀腐蝕。對螺紋接頭端面局部腐蝕形貌放大觀察，如圖11（b）所示，可看出端面為小的蜂窩狀麻點腐蝕，類似于材料浸泡在侵蝕性較強的介質里的溶解性腐蝕，推斷管柱連接的螺紋端面環向一周都存在腐蝕性積液，對管子端面造成嚴重電化學腐蝕[10]，而管體內壁無明顯腐蝕。圖12所示是1500m井深處油管螺紋接頭端面形貌，可見端面呈現半環區域嚴重的坑狀腐蝕現象（如圖12（a）所示），而其余半環區域無明顯腐蝕，與管體穿孔位置對比（如圖12（b）所示），可見端面嚴重腐蝕的半環區域與管體穿孔處于同一側。表明失效穿孔的油管的兩側處于不同的服役環境或不同的服役 狀態。

圖11 500m處油管接頭螺紋端面腐蝕形貌

圖12 1500m處油管接頭螺紋端面腐蝕形貌

3.4 討論及分析

針對失效管樣的理化性能分析，依據API 5CT標準，材料力學性能滿足標準要求，同時化學成分滿足標準對S、P元素的限定。從1500m井深管體穿孔腐蝕形貌以及穿孔位置特征分析，多處的穿孔均分布在油管同一側，并且內壁腐蝕產物膜較明顯，相對觀察內壁的另一側則無穿孔現象，表明油管管柱一側受到流體介質的沖擊力，使得局部沖刷損傷減薄至穿孔。由此推斷管柱在服役過程中由于外因素影響發生偏移，與垂直軸心存在一定傾斜度，使得采出流體介質傾向性的沖刷某一側，導致管子的單側受流體沖刷腐蝕較嚴重，同時管體還存在受自重帶來的拉應力，因此拉應力和流體的沖刷協同作用導致管子局部減薄至失效穿孔[11,12]。并且同一側內壁其他部位點蝕現象明顯，同時腐蝕產物膜成分分析存在S元素，表明管子服役流體侵蝕性較大。結合管柱螺紋接頭端面腐蝕形貌，在500m井深處的端面環周呈均勻腐蝕，表明管柱不存在傾斜性服役狀態，而在1500m井深處管柱單側穿孔以及同側的螺紋端面半環腐蝕嚴重，因此進一步表明在1500m井深處管柱存在一定傾斜度，管子傾斜不但使得管體一側受流體的嚴重的沖擊損傷，而且導致螺紋接頭端面的臺階上存在侵蝕性積液可能性更大，引起螺紋端面一側嚴重腐蝕。

4 結語

（1）失效管樣的理化性能均滿足標準要求；

（2）井深500m處油管管體無明顯腐蝕，螺紋接頭端面環周呈全面均勻腐蝕，管子服役狀態 正常；

（3）井深1500m處油管管體由于傾斜使得一側內壁受到局部沖刷腐蝕導致穿孔，同側螺紋接頭端面由于侵蝕性積液導致半環區域嚴重腐蝕損傷。

5 建議

（1）螺紋端面腐蝕嚴重，建議驗證是否殘留酸液導致進一步腐蝕；

（2）建議查驗管柱服役結構傾斜性，避免進一步沖刷損傷失效發生。