某高溫高壓井13Cr110油管擠毀與失效原因分析

馬磊，史盈鴿，熊茂縣，薛繼軍，邢星，宋洋，趙密鋒，李巖

1.中國石油塔里木油田分公司 （新疆 庫爾勒 841000）

2.西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司 （陜西 西安 710065）

3.西安石油大學機械工程學院 （陜西 西安 710065）

1 現場概況

某井于2013年7月28日開井投產，投產前油壓為93.52 MPa，A環空壓力為29.43 MPa。用8 mm油嘴開度37%生產，油壓86.92 MPa，2014年1月，油壓和產能開始異常下降。2014年4月，在油嘴開度7.0 mm的工作制度下油壓一直波動且下降幅度較大，從最初的79 MPa最低降至21 MPa。6月16日18:06～18:18，油壓從82.95 MPa降至0.97 MPa，A環空壓力為35.6 MPa左右。6月18日左右油套壓力趨于一致，油管和套管串通，說明此時油管已經擠毀和脫扣。6月22日關井后，油壓由26.57 MPa升至82.53 MPa，A環空壓力由27.88 MPa升至42.25 MPa，B、C、D環空壓力均為0。6月27日10:20開井生產，到14:35油壓由82.53 MPa下降至12.16 MPa，A環空壓力下降至0.72 MPa，瞬時產量降至0。6月28日該井進行測流溫流壓及探砂面作業，測試工具串下至井深6 127 m時遇阻。2017年8月17日開始起油管，發現第627根(出井編號)JFE油管 Φ88.90 mm×6.45 mm工廠端脫扣，脫扣位置井深為6 180 m。修井作業打撈出的627＃油管已被擠毀。

為分析油管脫扣及擠毀原因，對脫扣接箍及油管進行取樣并對其理化性能進行檢測，分析討論了其失效行為。

2 宏觀形貌及理化分析

對627＃油管及脫扣接箍進行宏觀形貌檢測，結果如圖1和圖2所示。由圖1(a)可以看出油管已被擠毀且部分管段發生嚴重彎曲變形，圖1(b)清晰地顯示油管外壁有明顯垢層，垢層呈灰白色且局部脫落，脫落處油管發生明顯腐蝕[1]。圖1(c)顯示油管局部出現破損現象，距端面108～150 cm處有一條長42 cm的縱向裂口及長5.4 cm的橫向裂口，裂口可能是在打撈過程中產生的[2-4]。圖2為627#油管脫扣接箍宏觀形貌（將接箍端劃分為 0°、90°、180°和270°）。可以看出接箍已發生嚴重變形，其中90°和270°內螺紋發生明顯塑性變形，0°和180°處未見明顯劃痕或變形。對90°和270°變形處做覆膜處理，測量磨損處直徑，分別為28 mm和19 mm。

圖3為627#擠毀油管橫截面照片及油管內壁宏觀形貌。由圖3(a)可以看出其截面形狀呈8字形，且管內有類似于泥土的堵塞物，對其進行XRD檢測分析，結果顯示堵塞物成分為 NaFe(PO4)、CaCO3、SiO2、Fe2SiO4、KClO3和 MgK(PO4)(H2O)，主要為磷酸鹽、碳酸鹽和砂粒。圖3(b)顯示油管內壁存在明顯、密集的點蝕坑。對其進行分析可知，該井于2014年6月18日左右油管和套管壓力趨于一致，這表明油管和套管串通，油管發生擠毀和脫扣，A環空完井液浸入油管內，油管在完井液+CO2+Cl-(地層水)環境中[5]。該井所使用完井液為1.40 g/cm3OS-200，其與Weigh4完井液相似，成分主要為焦磷酸鹽和鉻酸鹽，呈堿性[6]。因此，可根據Weigh4完井液的前期研究分析超級13Cr馬氏體不銹鋼在OS-200完井液中的腐蝕情況。

圖1 27＃油管擠毀宏觀形貌

圖2 627#油管脫扣接箍宏觀形貌

圖3 627#擠毀油管橫截面及內壁照片

圖4為超級13Cr馬氏體不銹鋼在180℃不同介質中的均勻腐蝕速率。由圖4可知，超級13Cr馬氏體不銹鋼在Weigh4完井液中的耐蝕性較差。其在180℃的地層水及CO2環境中的均勻腐蝕和局部腐蝕均較輕微，均勻腐蝕速率為0.037 5 mm/a；在180℃的Weigh4完井液中腐蝕較地層水中嚴重，均勻腐蝕速率為0.141 9 mm/a，試樣表面發生明顯的局部腐蝕；若油套竄通，CO2侵入A環空，則超級13Cr均勻腐蝕速率增大到0.386 7 mm/a，局部腐蝕較無CO2環境更為嚴重。因此，管段內壁在完井液+CO2+Cl-(地層水)環境中發生嚴重的點蝕。

圖4 13Cr馬氏體不銹鋼在不同介質中的均勻腐蝕速率

對627#擠毀油管進行化學成分分析，結果見表1，由表1中數據可以看出，該油管的化學成分符合JFE要求。

對627#擠毀油管進行力學性能檢測，結果見表2，可以看出擠毀的油管各項力學性能均滿足生產標準，這表明油管被擠毀不是由于質量問題，為了找到問題所在，對其進行磁粉探傷檢測。

3 磁粉探傷檢測

對管段外壁進行磁粉探傷，結果如圖5所示。由圖5(a)和圖5(b)可以看到，管體外壁表面不同位置存在人字形裂紋及縱向裂紋。這可能是由于在油套管壓力未竄通前，井口最大油套壓差為78.01 MPa（油壓大于套壓），由于油管外壁受到較大的環向應力，在腐蝕的協同作用下，導致縱向SCC裂紋（應力腐蝕裂紋）的萌生和擴展。

圖5 627#油管外壁磁粉探傷照片

表1 627#擠毀油管化學成分分析結果 /%

表2 627#擠毀油管力學性能試驗結果

4 實物擠毀實驗

為了解油管外壁存在裂紋及內壁點蝕對其抗擠毀強度的影響，研究采用實物擠毀實驗進行分析驗證，取626#油管(有裂紋)和同品種的新油管各1.5 m，依據標準ISO 13679：2002進行擠毀試驗，試驗條件及結果見表3。由表3中數據可知，在相同的試驗環境下，有裂紋的626#油管比新油管抗擠毀性能下降10 MPa。可見，當油管受到腐蝕及應力作用導致表面裂紋萌生時，會加劇油管被擠毀風險[7]。

表3 油管擠毀試驗條件及結果

5 擠毀和脫扣原因分析

該井自2013年7月28日投產，在此后的生產中井底開始出砂，導致產能下降，油壓降低，流速降低，攜砂能力降低，井口排出的砂粒越來越小，井筒內砂粒的堆積越來越嚴重，由于地層出砂導致油管通道堵塞。根據前期調研數據：在2014年6月16日18:06～18:18，油壓從82.95 MPa降至0.97 MPa，至23:36，油壓均小于1 MPa。至2014年6月17日13:48，油壓一直小于套壓，隨后油、套壓出現波動然后趨于一致，油套竄通。

對Φ88.9 mm×6.45 mm HP2-13Cr 110 BEAR油管進行擠毀實驗檢測，結果表明，有裂紋油管抗擠強度約為108 MPa。

627#油管接箍位置深度為6 180 m左右，環空保護液密度為1.40 g/cm3，由公式(1)可知，液柱壓力PL約為85 MPa。

式中：PL為液柱壓力，MPa；ρ為環空保護液密度，g/cm3；h為液柱高度，m。

油管所受內外壓差△P為

式中：△P為油管內外壓差，MPa；PA為A環空壓力，MPa；PO為油壓，MPa。

分別計算2014年6月16日3個時刻油管受到的內外壓差情況，如下所示。

1）201 4年6月16日18:06油壓為82.95 MPa，A環空壓力35.78 MPa，此時油管內外壓差為：

△P=85+35.78-82.95=37.83 MPa＜108 MPa

2）201 4年6月16日18:12油壓為59.57 MPa，A環空壓力35.71 MPa，此時油管內外壓差為：

△P=85+35.78-59.57=61.21 MPa＜108 MPa

3）201 4年6月16日18:18油壓為0.97 MPa，A環空壓力35.30 MPa，此時油管內外壓差為:

△P=85+35.30-0.97=119.33 MPa＞108 MPa

由計算可知：2014年6月16日18:06和18:12時，油管內外壓差均小于油管抗擠毀強度108 MPa，油管未達到擠毀條件；2014年6月16日18:18時，油管內外壓差超過油管抗擠毀強度108 MPa，油管被擠毀。

6 結論

1）由于地層出砂導致油管通道堵塞，2014年6月16—18日，在6 180.85～6 190.81 m 井段627#Φ88.90 mm×6.45 mm HP2-13Cr 110油管外壓大于內壓，且其內外壓差超過該油管抗擠強度，故發生擠毀和脫扣。

2）在環向應力的作用下，導致HP2-13Cr110油管外壁發生了縱向SCC，外壁的SCC裂紋和內壁的點蝕，導致油管抗擠毀性能下降，進一步加劇油管被擠毀的風險。