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(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000）

?

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(shù)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(guān)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(jié)果表明：在役油管在多種受損因素影響下能夠適應(yīng)現(xiàn)役工況，但需采取有效措施延長油管使用壽命。試驗結(jié)果可為克拉美麗氣田平穩(wěn)生產(chǎn)、安全運行提供重要依據(jù)。

關(guān)鍵詞：油管；腐蝕；試驗；安全評價

克拉美麗氣田于2007年開發(fā)，目前表現(xiàn)出氣井產(chǎn)氣量遞減快、產(chǎn)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(chǎn)后期大量的地層水和凝析水帶來腐蝕，井下管柱環(huán)境十分惡劣［1-2］。相近開發(fā)條件的呼圖壁氣田在提取老油管時發(fā)現(xiàn)大量泄漏、變形、斷裂油套管柱，為克拉美麗氣田生產(chǎn)安全敲響了警鐘。一旦生產(chǎn)油管遭到腐蝕、穿孔將嚴(yán)重影響氣井生產(chǎn)，同時使修井、壓井作業(yè)量增加，壓井作業(yè)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(zhì)概況

克拉美麗氣田為新疆油田產(chǎn)氣主力區(qū)塊之一，位于新疆維吾爾自治區(qū)福海縣境內(nèi)。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(fā)區(qū)塊為滴西10井區(qū)、滴西14井區(qū)、滴西17井區(qū)、滴西18井區(qū)，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(tǒng)，壓力系數(shù)1.01～1.35，平均壓力系數(shù)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(guī)格

克拉美麗氣田氣井生產(chǎn)套管以2種規(guī)格為主：?139.7mm×7.72mm P110 T P C Q、?139.7mm× 9.17mm P110 T P C Q，油管規(guī)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(huán)空均存在較大的內(nèi)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(qū)、滴西17井區(qū)、滴西18井區(qū)地層出砂進行預(yù)測，預(yù)測結(jié)果如表1所示。通過3種方法的計算可以得出3個區(qū)塊均在安全范圍內(nèi)，預(yù)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(yù)測

2.2 支撐劑回流影響

在壓裂后的退液試氣和生產(chǎn)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(shè)備，導(dǎo)致關(guān)井進而嚴(yán)重影響氣井生產(chǎn)，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(xiàn)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(chǎn)中應(yīng)加強跟蹤管柱情況，針對以后壓裂的氣井，要優(yōu)化設(shè)計，現(xiàn)場調(diào)整施工參數(shù)，避免出砂。

2.3 沖蝕影響

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

2.4 地層水影響

伴隨氣田開發(fā)，大量氣井開始產(chǎn)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(xiàn)弱酸性對油管腐蝕有一定的影響，存在輕度腐蝕。

2.5 產(chǎn)出氣影響

表2　出水井地下水質(zhì)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(jù)天然組成分析，滴西14井區(qū)C O2含量0.124%，滴西17井區(qū)C O2含量0.087%，滴西18井區(qū)C O2含量0.137%，滴西10井區(qū)C O2含量0.085%。根據(jù)C O2分壓判斷，滴西14、滴西18、滴西10三個井區(qū)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(yīng)力分析

對?73.02mm×5.51mm P110 E U油管螺紋接頭進行拉伸和內(nèi)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(shù)0.02，材料強度按API控制數(shù)據(jù)，采用理想彈塑性模型進行分析。螺紋接頭在軸向拉伸和內(nèi)壓（379 k N軸向力、35MPa內(nèi)壓）載荷條件下的應(yīng)力分布及徑向位移分別如圖1～2所示。

圖1　應(yīng)力分布

圖2　徑向位移（變形放大5倍）

接箍最大應(yīng)力產(chǎn)生在鏜孔和螺紋過渡處，油管最大應(yīng)力產(chǎn)生在管端內(nèi)表面處。對外螺紋齒頂進行編號，以螺紋齒編號為橫坐標(biāo)，以齒頂與齒底的徑向距離為縱坐標(biāo)，油管螺紋接頭在拉伸和內(nèi)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(nèi)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(nèi)壓過大時通道內(nèi)的螺紋脂將被擠出，所以內(nèi)壓過大時應(yīng)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(xué)腐蝕，產(chǎn)出氣中的C O2、地層水產(chǎn)出水的酸根離子與礦化度等；二是油管受到的拉伸、內(nèi)壓、外壓、彎曲的應(yīng)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(rèn)識；針對化學(xué)腐蝕影響因素，進行掃描電鏡分析、化學(xué)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(fā)生哪種類別的電化學(xué)反應(yīng)；針對沖蝕影響因素進行沖蝕缺陷檢測；針對應(yīng)力破壞影響因素進行實物試驗，包括：上卸扣試驗、復(fù)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(xiàn)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(nèi)螺紋檢測。在1＃～6＃油管試樣上分別截取標(biāo)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(xué)成分試驗［4］。試驗結(jié)果如表3。

表3　油管、套管檢測試驗結(jié)果

表3（續(xù)）

由檢測結(jié)果可以看出：各項試驗均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，說明克拉美麗氣田現(xiàn)役油管狀態(tài)為安全狀態(tài)。令人欣慰的是，試驗結(jié)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(jié)果中與標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定極限值僅差0.05mm，出現(xiàn)了危險值。此時，現(xiàn)場應(yīng)積極采取緩蝕劑等防腐措施，避免點蝕發(fā)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(jié)果未發(fā)現(xiàn)裂紋。

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

表4　外螺紋現(xiàn)場端沖蝕檢測結(jié)果

4.2.3 微觀檢測

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

圖3　7＃油管區(qū)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(jié)果表明：試樣晶粒度細(xì)，雜質(zhì)量少，組織比較穩(wěn)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(xiàn)場端按設(shè)定上扣轉(zhuǎn)矩進行上/卸扣試驗，S H E L LⅢ型螺紋脂在內(nèi)外螺紋上涂抹均勻［8］，試驗方法參照API R P 5 C5標(biāo)準(zhǔn)中的有關(guān)規(guī)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(fā)生粘扣現(xiàn)象。

2） 復(fù)合載荷氣密封試驗。根據(jù)實際工況參考IS O13679—2002標(biāo)準(zhǔn)對5＃油管試樣進行復(fù)合載荷氣密封試驗，采用干燥氮氣作為加壓介質(zhì)［9］，5＃試樣復(fù)合載荷氣密封試驗加載點如表5。試驗結(jié)果表明：5＃試樣在試驗過程中未發(fā)生泄漏、結(jié)構(gòu)失效或其他異常現(xiàn)象。

表5　5＃試樣復(fù)合載荷氣密封試驗加載點

表5（續(xù)）

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(nèi)壓至失效試驗，試驗在水壓爆破試驗系統(tǒng)上進行，試驗溫度為室溫，試驗方法參考IS O13679—2002標(biāo)準(zhǔn)中的有關(guān)規(guī)定。加壓介質(zhì)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(guī)定。試樣在69.0MPa的標(biāo)準(zhǔn)靜水壓試驗壓力條件下保壓10 min，未發(fā)生泄漏。繼續(xù)加壓進行內(nèi)壓至失效試驗［10］，結(jié)果如表6。4＃試樣爆破失效壓力滿足IS O/T R 10400—2007標(biāo)準(zhǔn)要求。

表6　4＃試樣水壓試驗結(jié)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(fù)合加載系統(tǒng)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(biāo)準(zhǔn)中的有關(guān)規(guī)定，試驗結(jié)果如表7。3根試樣的抗拉強度均符合IS O/T R 10400—2007標(biāo)準(zhǔn)要求。

表7　實物拉伸試驗結(jié)果

由試驗結(jié)果可以看出：舊油管可以順利實施上卸扣作業(yè)，復(fù)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(biāo)準(zhǔn)中的有關(guān)規(guī)定，且復(fù)合載荷氣密封試驗內(nèi)壓加載到30MPa，水壓試驗爆破壓力達(dá)到110.3MPa，驗證了現(xiàn)役油管為安全狀態(tài)，與上述的腐蝕影響因素為輕度腐蝕相吻合。

5 結(jié)論

1） 在拉伸和內(nèi)壓條件下，接箍最大應(yīng)力產(chǎn)生在鏜孔和螺紋過渡處，油管最大應(yīng)力產(chǎn)生在管端內(nèi)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(tài)，可繼續(xù)服役。

3） 氣田開發(fā)后期應(yīng)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(jié)約成本。

參考文獻：

［1］ 孫粲，謝發(fā)勤.油管鋼的C O2和H2S腐蝕及防護技術(shù)研究進展［J］.石油礦場機械，2009，38（5）：55-61.

［2］ 王仲茂，盧萬恒，胡江明.油田油水井套管損壞的機理及防治［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994.

［3］ 羅天雨，麻慧博.呼圖壁儲氣庫氣井沖蝕規(guī)律初探［J］.中外能源，20011，16（11）：68-71.

［4］ 皺福召.普通螺紋的檢測方法［J］.機械工人（冷加工），2004（7）：54-55.

［5］ 齊立娟，樊建春.磁記憶檢測技術(shù)在射孔套管安全評價中的應(yīng)用［J］.石油機械，2012，40（8）：52-55.

［6］ 馬全友，王振家，王璐科，等.壓鑄鎂合金A Z91 D在酸性NaCl溶液中的腐蝕行為［J］.表面技術(shù)，2004，33 （4）：16-18.

［7］ 鄭勝峰，田世英.定量金相分析技術(shù)在球墨鑄鐵金相檢驗中的應(yīng)用［J］.理化檢測（物理分冊），2009，45（7）：406 -409.

［8］ 呂拴錄，康延軍.偏梯形螺紋套管緊密距檢驗粘扣原因分析及上卸扣試驗研究［J］.石油礦場機械，2008，37 （10）：82 -85.

［9］ 郭建華，馬發(fā)明.四川盆地高含硫氣井油管螺紋氣密封性能評價與應(yīng)用［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（1）：128-131.

［10］ 丁楠，戚東濤.油氣田用復(fù)合材料管材的水壓試驗［J］.管道技術(shù)與設(shè)備，2010（4）：51-54.

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(biāo)識碼：A

doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.01.003