中原油田二氧化碳驱油井油管断裂分析*

2022-11-07王树涛陈永浩于慧文尹琦岭

石油化工腐蚀与防护 2022年5期

王树涛，陈永浩，于慧文，尹琦岭，张杰，渠蒲

(1.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳 457001；2.中石化炼化工程集团洛阳技术研发中心，河南洛阳 471003)

随着国民经济的快速发展，国家对石油的需求与日俱增，2021年国内石油进口量为5.129 8亿吨，石油对外依存度达到72%，立足国内生产，保障石油安全已刻不容缓。东部老油田的稳产和高效开发的关键和突破口在于技术。中原油田地跨河南山东两省，面积5 300平方千米、石油资源量12.37亿吨，目前动用石油地质储量5.4亿吨，进一步开发潜力巨大。但是经过30多年水驱开发，采油率已进入总体递减阶段。中原油田具有埋藏深、地层温度高(90 ℃以上的油藏占总储量的67%左右)、地层水矿化度高(矿化度高于10×104mg/L的油藏占总储量90%)等特点[1]。多年来，针对三次采油技术，中原油田进行了大量研究和试验，由于聚合物驱、表面活性剂驱等受高温高矿化度影响很大，均未取得实质性的突破；CO2驱具有驱油效果好，不受油藏高温高矿化度的影响，是目前可行的三次采油方法。经地质评价，中原油田适合CO2驱储量4.9亿吨，CO2驱增加可采储量4 436万吨，可延长油田开发寿命20余年，因此，CO2驱成为中原油田今后提高采收率技术的主要发展方向，同时，可以实现CO2效益埋存也是国家实现“双碳”目标的重要方向。

中原油田生产系统长期处于“三高一低”的恶劣腐蚀环境，2015年以来在深层低渗油藏“卫42块”整体实施CO2驱先导试验，进一步加剧了生产系统腐蚀，躺井、穿孔频发，腐蚀速率最高接近10 mm/a(行业标准0.076 mm/a的百余倍)。通过采取“液体缓蚀剂+固体缓蚀剂+牺牲阳极+强制电流阴极保护+非金属管材”的全生产系统、高效防腐技术体系，使得腐蚀速率控制在0.076 mm/a以内，满足行业标准要求[2-3]。

但是，随着CO2驱进一步的实施，“卫42块油藏”的油井出现了油管断裂现象，影响安全生产；但断裂原因、机理尚不清楚[4]，且现有的防腐技术体系针对这类井筒损坏的防护效果不佳。油管是维持油井运行的生命线，其安全服役对生产意义重大。因此，针对“卫42块油藏”的代表性VC42-14井油管断裂情况进行系统分析，揭示断裂的原因、机理，并制定针对性的防护对策，为保障CO2驱先导试验的顺利实施提供技术支撑，对国内同类油田实施CO2驱有借鉴意义。

1 油井基本情况

VC42-14井日产液6 t、日产油0.4 t、日产气119 m3、水质量分数为93.1%，CO2体积分数为80.3%、H2S体积分数为13 μL/L、套压6.5 MPa。井筒挂环腐蚀监测腐蚀速率0.010～0.032 mm/a，优于0.076 mm/a的行业标准。

油管断裂情况：2018年1月作业更换管柱，2018年8月4日现场巡检发现井口下法兰泄漏，8月4日作业更换井口，第147根(1 397 m)油管本体断裂，外表面有明显斜向裂纹2条，断点温度为60～70 ℃。

2 断裂分析

2.1 化学成分、力学性能与金相分析

VC42-14井现场断裂油管为普通N80油管，N80油管化学成分分析结果见表1。按照GB/T 228—2002对断裂油管进行拉伸试验，结果见表2；按照GB/T 229—2007标准进行冲击韧性试验，结果见表3；按照GB/T 230.1—2004进行硬度试验，结果见表4；按照GB/T 13238—91《金属显微组织检验方法》进行金相显微组织分析，结果见图1。

表1 VC42-14井现场断裂油管的化学成分

表2 VC42-14井现场断裂油管的拉伸性能

表3 VC42-14井现场断裂油管的冲击韧性 J

表4 VC42-14井现场断裂油管的HRC硬度

图1 VC42-14井现场断裂油管的金相组织

油管的化学成分、拉伸强度和冲击韧性都符合API-5CT标准;但延伸率(A50.8mm)只有 7.0%，低于API-5CT标准要求的14%;硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S环境中低于HRC22)。延伸率低于标准，说明该油管的韧性较差，易发生脆性断裂。油管冲击功相对较低，低的冲击功值就意味着材料内部存在缺陷，阻止裂纹失稳扩展的能力低，易发生脆性断裂。油管的金相组织是带状铁素体珠光体组织、晶粒相对粗大，这是油管韧性差的原因之一。

2.2 断口分析

2.2.1 宏观形貌

VC42-14井油管断口宏观形貌见图2。由图2可以看出，油管断口比较整齐，无明显塑性变形，少量有剪切唇，为典型的脆性断裂宏观特征；同时，该断裂油管管体外表面有明显斜向细小裂纹。

图2 断裂油管断口宏观形貌及细小裂纹

油管的内腔始终充满着油水混合介质(水质量分数为93.1%)，CO2(体积分数80.3%)与油水混合介质接触的油管壁上产生腐蚀不可避免。油管内壁腐蚀比外壁严重，内壁发生了明显的局部腐蚀。断口与裂缝处的油管内壁有明显严重的局部腐蚀，断口处局部腐蚀深度1.21 mm，裂纹处局部腐蚀深度1 mm，同时还存在裂纹。

断口处存在疲劳台阶，由于油管内壁多处存在局部腐蚀坑，作为多个裂纹源，裂纹先是在对各自有利的平面上扩展，当两个在不同平面上扩展的裂纹相遇并连接时，通过切变或撕裂等方式，形成疲劳台阶，疲劳台阶是疲劳断裂的基本特征之一[5]。

2.2.2 微观形貌

扫描电子显微镜微观观察发现，油管断口处的内壁腐蚀坑是起裂源，不断向外壁扩展，放射条纹也指向裂纹源；同时存在明显的细小二次裂纹，见图3和图4。

图3 断裂油管断口微观形貌与裂纹扩展

图4 断裂油管断口微观形貌-细小二次裂纹

油管的断口微观形貌显示，存在河流状+扇形的解离断裂与准解离断裂(带有撕裂棱)并伴有多条细小二次裂纹，见图5。

油管的断口微观形貌显示有疲劳条带存在；这是油管腐蚀疲劳断裂的基本特征[6-8]。断口扩展区上的疲劳辉纹是疲劳断裂所特有的、区别于其他性质断裂的最显著的特征。断口的微观形貌中除了疲劳辉纹这一主要特征以外，二次台阶和二次裂纹是另两种形式的特征，见图6。

综合以上断口宏观和微观形貌分析可知，VC42-14井现场油管断裂表现出典型的“应力腐蚀断裂”+“腐蚀疲劳断裂”脆性断裂特征，油管在井下高腐蚀环境中，油管内壁上产生各种局部腐蚀，该处发生应力集中，从而使油管产生裂纹萌生;同时井下油管在服役过程中始终受到交变应力的作用，裂纹在交变载荷下扩展直至断裂。

图5 断裂油管断口微观形貌

图6 断裂油管断口微观形貌(疲劳断裂)

2.3 综合分析

应力腐蚀断裂和腐蚀疲劳断裂是材料、应力、腐蚀环境三方面因素协同耦合作用的结果。从这三方面分析认为，相比套管，腐蚀疲劳断裂是油管独具特色的失效形式。

2.3.1 材料方面

现场断裂油管的化学成分、拉伸强度和冲击韧性都符合API-5CT标准；但延伸率(A50.8mm)只有7%，低于API-5CT标准要求的14%，该油管韧性较差，易发生脆性断裂；现场断裂油管硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S环境中低于HRC22)。

油管的金相组织是带状铁素体珠光体组织、晶粒相对粗大；因为管材组织晶粒越细小，冲击功越高、韧性越好，粗大晶粒、带状组织等对现场断裂油管的延伸率和韧性的影响是负面的，导致该油管延伸率(A50.8mm)低于API-5CT标准要求，且冲击功相对较低。

2.3.2 应力方面

油管在服役期间主要受到拉应力和交变应力作用。拉应力是油管自身重力产生。交变应力主要由服役工况下抽油杆上下带来的轴向交变载荷，再加上油管振动、弯曲、扭转、环空外压、内压、温度交变等引起的交变应力作用。

油管内壁腐蚀比外壁严重，断口与裂缝处的油管内壁有明显严重的局部腐蚀。局部腐蚀坑在应力的作用下，不但会加剧该处电化学腐蚀的进行，还会造成应力集中，使油管的局部应力远大于其设计强度，在交变载荷与Cl-和CO2等腐蚀介质的协同作用下，作为应力腐蚀裂纹源和疲劳裂纹源，当合成应力超过临界断裂应力时，裂纹向前扩展，便会加速应力腐蚀裂纹的扩展，使油管发生断裂失效。

2.3.3 腐蚀环境

该井的日产液6 t、日产油0.4 t、日产气119 m3,水质量分数为93.1%，CO2体积分数为80.3%、H2S体积分数为13 μL/L、套压6.5 MPa，总矿化度为258 168 mg/L，其中Cl-质量浓度为 182 216.54 mg/L。

H2S是碳钢材料发生应力腐蚀断裂的敏感介质，其易溶于水，电离出的H+是很强的去极化剂，能够促进阳极铁溶解反应，同时加速向材料内部渗透，产生氢脆机制，使钢的脆性增加，在应力作用下易造成应力腐蚀断裂。油井产液量低，给硫酸盐还原菌生长提供了必要的环境，导致油井产出气中含H2S，虽然井口气的平均含量不高，但是在井筒中的硫酸盐还原菌富集处H2S含量会局部很高，油井处于腐蚀环境中，断裂位置且处于应力腐蚀断裂的敏感温度区间(60～80 ℃)。