火驅重力泄油水平井油管的失效原因

陳莉娟，潘竟軍，陳龍，梁建軍

（中國石油新疆油田分公司工程技術研究院，克拉瑪依834000）

火驅重力泄油是注氣直井在油層上部注空氣點火，采油水平井在油層底部生產的火驅采油技術，其井網模式是1口注氣直井對應1口采油水平井，水平井是唯一的排液、排煙道氣通道，在火驅生產過程中受地層非均質和調控因素的影響，水平井井筒的服役工況復雜，井底溫度變化范圍大，穩定階段處于200～300℃，異常階段出現高溫火竄，溫度可達到900℃以上。

某井組水平井測試油管采用φ60.3 mm內接箍油管，壁厚4.83 mm，鋼級N80，下入井深771 m，油管底部由絲堵密封。該井正常運行時，下井底溫度約為250℃，井底曾出現多次高溫，達到1 000℃，每次高溫持續約1 d，通過采取系列調控措施，將溫度降至300℃以下，在火驅生產半年后，水平井產出氣中氧氣組分持續升高，最高達到8%（體積分數），采取調控措施后沒有降低趨勢，最終關井。在修井作業過程中，上提測試油管發生斷裂，斷裂位置約為井深729 m處。

1 理化檢驗

1.1 宏觀形貌

由圖1可見：斷裂油管外壁附著有黏稠的油污，斷口處外徑和壁厚明顯減小，存在頸縮和壁厚減薄，測量結果表明，外徑由60.32 mm（按照API SPEC 5CT-2011標準規定，下同）減至39.64 mm，壁厚則由4.83 mm減至0.40 mm，由此判斷管柱斷裂過程中發生了嚴重的塑性變形。清洗管柱后，將管柱縱向剖開，內壁存在黑色的腐蝕產物層，厚度約為1.6 mm，外壁存在黑色和紅褐色的腐蝕產物層，且局部外層腐蝕產物已脫落，見圖2。

圖1 斷裂管柱的外壁宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of outer wall of the fractured tube

圖2 斷裂管柱清洗后的內、外壁宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of inner（a）and outer（b）walls of the fractured tube after cleaning

由圖3可見：內壁腐蝕產物在斷口附近分為兩層，斷口存在較多腐蝕坑，另一側斷口已成薄刃狀。

1.2 化學成分

采用ARL-3460直讀光譜儀對斷裂管柱的化學成分進行檢測，結果見表1，由表1可見：該測試油管的化學成分符合API Spec 5CT-2011標準要求。

1.3 力學性能

在圖1中油管右端位置取樣，進行拉伸試驗和沖擊試驗，試驗結果見表2和表3。由表可見，測試油管管體的屈服強度、抗拉強度均低于API Spec 5CT對N80鋼的要求下限，伸長率和縱向沖擊功均符合API Spec 5CT-2011標準要求。

1.4 金相組織

在斷裂油管上切取試樣進行金相組織觀察，結果表明管體的金相組織為球狀珠光體（見圖4），據此推測油管在生產過程中經歷了長時間高溫退火，導致碳化物沿晶界聚集［1］，顯微組織老化。由圖5可見，斷口附近金相組織存在明顯塑性變形痕跡，鐵素體組織沿軸向被拉伸。

圖3 管柱斷口宏觀形貌Fig.3 Macrographs of the tube fracture：（a）morphology of corrosion product of inner wall of fracture；（b）morphology of corrosion product of outer wall of fracture；（c）morphology of thin blade of fracture；（d）morphology of corrosion pit in the front of fracture

1.5 腐蝕產物分析

在測試油管內壁和外壁取樣，進行腐蝕產物成分分析。由圖6可見：內壁存在兩層腐蝕產物，分別對其外層和內層腐蝕產物進行能譜分析，測試結果見表4。由表4可見：測試油管內、外壁腐蝕產物主要含有Fe和O。圖7和圖8分別為測試油管內、外壁腐蝕產物的X射線衍射分析圖譜，結合能譜測試結果，分析測試油管內壁內層腐蝕產物主要含有Fe3O4和 FeO［2］，外層腐蝕產物主要含有 Fe3O4。外壁腐蝕產物主要含有Fe3O4和Fe2O3。FeO相存在的溫度區間為560～1 424℃，與前述服役溫度達到1 000℃相吻合；外層氧分壓較高，因此生成Fe3O4。根據分析結果，該測試油管腐蝕產物為氧腐蝕產物。

表1 斷裂管柱的化學成分Tab.1 Chemical composition of fractured tube%

表2 拉伸試驗結果Tab.2 Results of tensile testing

表3 沖擊性能試驗結果Tab.3 Results of impact testing

圖4 斷裂油管的金相組織Fig.4 Metallographic structure of broken tubing

圖5 斷口處的變形特征Fig.5 Deformation characteristics at the fracturet

圖6 斷裂油管內、外壁腐蝕產物形貌及能譜分析位置Fig.6 Corrosion product morphology and EDSanalysis positions at the inner（a）and outer（b）walls of the fractured tubing

表4 斷裂油管內、外壁腐蝕產物能譜分析結果Tab.4 EDS results of corrosion products in the inner and outer walls of fractured tubing

1.6 斷口微觀分析

在油管斷口處取樣，采用掃描電子顯微鏡進行微觀形貌觀察。由圖9可見：油管斷口表面已被腐蝕產物覆蓋。圖10為斷口附近蠕變損傷顯微形貌，在掃描電鏡下可觀察到其組織中碳化物的分布。由圖10可見：斷口附近組織中碳化物大量析出，多數碳化物顆粒周圍出現了顯微孔洞，這些顯微孔洞沿管體的軸向分布，局部顯微孔洞相互連接形成裂紋。

2 失效原因

結合以上分析結果及水平井井下生產工況，對測試油管失效原因進行分析。

圖7 內壁腐蝕產物XRD圖譜Fig.7 XRD patterns of corrosion products on the inner wall：（a）internal layer corrosion product；（b）outer layer corrosion product

圖8 外壁腐蝕產物XRD圖譜Fig.8 XRD patterns of corrosion products on the outer wall

圖10 斷口附近蠕變損傷顯微形貌Fig.10 Microscopic morphology of creep damage near the fracture：（a）metallographic micromorphology；（b）scanning electron micromorphology

（1）測試油管發生高溫氧腐蝕

根據水平井生產工況，井底溫度曾達到1 000℃，產出煙道氣中間歇含有高濃度氧氣，產出液含水率高，導致煙道氣中的氧氣與管體發生高溫反應，腐蝕產物中含有FeO進一步驗證了測試油管在水平井井筒內經歷了高溫氧化反應。FeO相存在的溫度區間為560～1 424℃，與前述服役溫度達到1 000℃相吻合。

（2）測試油管發生高溫蠕變損傷

金相結果表明測試油管長期處于高溫環境中，導致管體組織發生老化，斷口附近金相組織存在塑性變形痕跡，鐵素體組織沿軸向被拉伸；斷口附近組織中碳化物大量析出，多數碳化物顆粒周圍出現顯微孔洞［3］，這些顯微孔洞沿管體軸向分布，局部顯微空洞相互連接形成裂紋。這些都反映了測試油管發生高溫蠕變損傷。

根據以上分析可以推測，測試油管斷裂的主要原因為：火驅生產過程中，水平井出現多次間歇火竄，測試油管長時間服役于高溫環境中，組織嚴重老化，蠕變損傷嚴重，在軸向拉應力作用下，管體發生蠕變斷裂。

3 結論

（1）測試油管失效機理為高溫蠕變斷裂，油管內外壁高溫氧化導致管體壁厚大幅減薄，加速了油管斷裂。

（2）斷裂油管化學成分、伸長率和縱向沖擊功均符合API Spec 5CT標準要求，屈服強度和抗拉強度均低于API Spec 5CT標準要求。

（3）根據火驅重力泄油生產特征，水平井井筒工況條件惡劣，水平井井下管柱應選用耐蝕級別高的材料，并且井筒內應定期注入緩蝕劑，降低管柱腐蝕速率，同時加強火驅生產調控工作，盡量避免發生火竄和高含氧現象，確保水平井處于穩定生產狀態，提高管柱的使用壽命。