中原油田二氧化碳驅油井油管斷裂分析*

王樹濤，陳永浩，于慧文，尹琦嶺，張 杰，渠 蒲

(1.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南 濮陽 457001；2.中石化煉化工程集團洛陽技術研發中心，河南 洛陽 471003)

隨著國民經濟的快速發展，國家對石油的需求與日俱增，2021年國內石油進口量為5.129 8億噸，石油對外依存度達到72%，立足國內生產，保障石油安全已刻不容緩。東部老油田的穩產和高效開發的關鍵和突破口在于技術。中原油田地跨河南山東兩省，面積5 300平方千米、石油資源量12.37億噸，目前動用石油地質儲量5.4億噸，進一步開發潛力巨大。但是經過30多年水驅開發，采油率已進入總體遞減階段。中原油田具有埋藏深、地層溫度高(90 ℃以上的油藏占總儲量的67%左右)、地層水礦化度高(礦化度高于10×104mg/L的油藏占總儲量90%)等特點[1]。多年來，針對三次采油技術，中原油田進行了大量研究和試驗，由于聚合物驅、表面活性劑驅等受高溫高礦化度影響很大，均未取得實質性的突破；CO2驅具有驅油效果好，不受油藏高溫高礦化度的影響，是目前可行的三次采油方法。經地質評價，中原油田適合CO2驅儲量4.9億噸，CO2驅增加可采儲量4 436萬噸，可延長油田開發壽命20余年，因此，CO2驅成為中原油田今后提高采收率技術的主要發展方向，同時，可以實現CO2效益埋存也是國家實現“雙碳”目標的重要方向。

中原油田生產系統長期處于“三高一低”的惡劣腐蝕環境，2015年以來在深層低滲油藏“衛42塊”整體實施CO2驅先導試驗，進一步加劇了生產系統腐蝕，躺井、穿孔頻發，腐蝕速率最高接近10 mm/a(行業標準0.076 mm/a的百余倍)。通過采取“液體緩蝕劑+固體緩蝕劑+犧牲陽極+強制電流陰極保護+非金屬管材”的全生產系統、高效防腐技術體系，使得腐蝕速率控制在0.076 mm/a以內，滿足行業標準要求[2-3]。

但是，隨著CO2驅進一步的實施，“衛42塊油藏”的油井出現了油管斷裂現象，影響安全生產；但斷裂原因、機理尚不清楚[4]，且現有的防腐技術體系針對這類井筒損壞的防護效果不佳。油管是維持油井運行的生命線，其安全服役對生產意義重大。因此，針對“衛42塊油藏”的代表性VC42-14井油管斷裂情況進行系統分析，揭示斷裂的原因、機理，并制定針對性的防護對策，為保障CO2驅先導試驗的順利實施提供技術支撐，對國內同類油田實施CO2驅有借鑒意義。

1 油井基本情況

VC42-14井日產液6 t、日產油0.4 t、日產氣119 m3、水質量分數為93.1%，CO2體積分數為80.3%、H2S體積分數為13 μL/L、套壓6.5 MPa。井筒掛環腐蝕監測腐蝕速率0.010～0.032 mm/a，優于0.076 mm/a的行業標準。

油管斷裂情況：2018年1月作業更換管柱，2018年8月4日現場巡檢發現井口下法蘭泄漏，8月4日作業更換井口，第147根(1 397 m)油管本體斷裂，外表面有明顯斜向裂紋2條，斷點溫度為60～70 ℃。

2 斷裂分析

2.1 化學成分、力學性能與金相分析

VC42-14井現場斷裂油管為普通N80油管，N80油管化學成分分析結果見表1。按照GB/T 228—2002對斷裂油管進行拉伸試驗，結果見表2；按照GB/T 229—2007標準進行沖擊韌性試驗，結果見表3；按照GB/T 230.1—2004進行硬度試驗，結果見表4；按照GB/T 13238—91《金屬顯微組織檢驗方法》進行金相顯微組織分析，結果見圖1。

表1 VC42-14井現場斷裂油管的化學成分

表2 VC42-14井現場斷裂油管的拉伸性能

表3 VC42-14井現場斷裂油管的沖擊韌性 J

表4 VC42-14井現場斷裂油管的HRC硬度

圖1 VC42-14井現場斷裂油管的金相組織

油管的化學成分、拉伸強度和沖擊韌性都符合API-5CT標準;但延伸率(A50.8mm)只有 7.0%，低于API-5CT標準要求的14%;硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S環境中低于HRC22)。延伸率低于標準，說明該油管的韌性較差，易發生脆性斷裂。油管沖擊功相對較低，低的沖擊功值就意味著材料內部存在缺陷，阻止裂紋失穩擴展的能力低，易發生脆性斷裂。油管的金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對粗大，這是油管韌性差的原因之一。

2.2 斷口分析

2.2.1 宏觀形貌

VC42-14井油管斷口宏觀形貌見圖2。由圖2可以看出，油管斷口比較整齊，無明顯塑性變形，少量有剪切唇，為典型的脆性斷裂宏觀特征；同時，該斷裂油管管體外表面有明顯斜向細小裂紋。

圖2 斷裂油管斷口宏觀形貌及細小裂紋

油管的內腔始終充滿著油水混合介質(水質量分數為93.1%)，CO2(體積分數80.3%)與油水混合介質接觸的油管壁上產生腐蝕不可避免。油管內壁腐蝕比外壁嚴重，內壁發生了明顯的局部腐蝕。斷口與裂縫處的油管內壁有明顯嚴重的局部腐蝕，斷口處局部腐蝕深度1.21 mm，裂紋處局部腐蝕深度1 mm，同時還存在裂紋。

斷口處存在疲勞臺階，由于油管內壁多處存在局部腐蝕坑，作為多個裂紋源，裂紋先是在對各自有利的平面上擴展，當兩個在不同平面上擴展的裂紋相遇并連接時，通過切變或撕裂等方式，形成疲勞臺階，疲勞臺階是疲勞斷裂的基本特征之一[5]。

2.2.2 微觀形貌

掃描電子顯微鏡微觀觀察發現，油管斷口處的內壁腐蝕坑是起裂源，不斷向外壁擴展，放射條紋也指向裂紋源；同時存在明顯的細小二次裂紋，見圖3和圖4。

圖3 斷裂油管斷口微觀形貌與裂紋擴展

圖4 斷裂油管斷口微觀形貌-細小二次裂紋

油管的斷口微觀形貌顯示，存在河流狀+扇形的解離斷裂與準解離斷裂(帶有撕裂棱)并伴有多條細小二次裂紋，見圖5。

油管的斷口微觀形貌顯示有疲勞條帶存在；這是油管腐蝕疲勞斷裂的基本特征[6-8]。斷口擴展區上的疲勞輝紋是疲勞斷裂所特有的、區別于其他性質斷裂的最顯著的特征。斷口的微觀形貌中除了疲勞輝紋這一主要特征以外，二次臺階和二次裂紋是另兩種形式的特征，見圖6。

綜合以上斷口宏觀和微觀形貌分析可知，VC42-14井現場油管斷裂表現出典型的“應力腐蝕斷裂”+“腐蝕疲勞斷裂”脆性斷裂特征，油管在井下高腐蝕環境中，油管內壁上產生各種局部腐蝕，該處發生應力集中，從而使油管產生裂紋萌生;同時井下油管在服役過程中始終受到交變應力的作用，裂紋在交變載荷下擴展直至斷裂。

圖5 斷裂油管斷口微觀形貌

圖6 斷裂油管斷口微觀形貌(疲勞斷裂)

2.3 綜合分析

應力腐蝕斷裂和腐蝕疲勞斷裂是材料、應力、腐蝕環境三方面因素協同耦合作用的結果。從這三方面分析認為，相比套管，腐蝕疲勞斷裂是油管獨具特色的失效形式。

2.3.1 材料方面

現場斷裂油管的化學成分、拉伸強度和沖擊韌性都符合API-5CT標準；但延伸率(A50.8mm)只有7%，低于API-5CT標準要求的14%，該油管韌性較差，易發生脆性斷裂；現場斷裂油管硬度都高于HRC22(NACE 0175要求H2S環境中低于HRC22)。

油管的金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對粗大；因為管材組織晶粒越細小，沖擊功越高、韌性越好，粗大晶粒、帶狀組織等對現場斷裂油管的延伸率和韌性的影響是負面的，導致該油管延伸率(A50.8mm)低于API-5CT標準要求，且沖擊功相對較低。

2.3.2 應力方面

油管在服役期間主要受到拉應力和交變應力作用。拉應力是油管自身重力產生。交變應力主要由服役工況下抽油桿上下帶來的軸向交變載荷，再加上油管振動、彎曲、扭轉、環空外壓、內壓、溫度交變等引起的交變應力作用。

油管內壁腐蝕比外壁嚴重，斷口與裂縫處的油管內壁有明顯嚴重的局部腐蝕。局部腐蝕坑在應力的作用下，不但會加劇該處電化學腐蝕的進行，還會造成應力集中，使油管的局部應力遠大于其設計強度，在交變載荷與Cl-和CO2等腐蝕介質的協同作用下，作為應力腐蝕裂紋源和疲勞裂紋源，當合成應力超過臨界斷裂應力時，裂紋向前擴展，便會加速應力腐蝕裂紋的擴展，使油管發生斷裂失效。

2.3.3 腐蝕環境

該井的日產液6 t、日產油0.4 t、日產氣119 m3,水質量分數為93.1%，CO2體積分數為80.3%、H2S體積分數為13 μL/L、套壓6.5 MPa，總礦化度為258 168 mg/L，其中Cl-質量濃度為 182 216.54 mg/L。

H2S是碳鋼材料發生應力腐蝕斷裂的敏感介質，其易溶于水，電離出的H+是很強的去極化劑，能夠促進陽極鐵溶解反應，同時加速向材料內部滲透，產生氫脆機制，使鋼的脆性增加，在應力作用下易造成應力腐蝕斷裂。油井產液量低，給硫酸鹽還原菌生長提供了必要的環境，導致油井產出氣中含H2S，雖然井口氣的平均含量不高，但是在井筒中的硫酸鹽還原菌富集處H2S含量會局部很高，油井處于腐蝕環境中，斷裂位置且處于應力腐蝕斷裂的敏感溫度區間(60～80 ℃)。

Cl-的存在可弱化金屬與腐蝕產物間的作用力，加速材料腐蝕，并在油管內壁形成腐蝕坑，引起應力集中，促使應力腐蝕裂紋和腐蝕疲勞裂紋在腐蝕坑底部萌生。

2.4 小 結

(1)VC42-14井現場斷裂油管的化學成分、力學性能都符合API-5CT標準，但延伸率(A50.8mm)只有7.0%、低于API-5CT標準要求的14%，硬度不符合NACE 0175要求的硫化氫環境中HRC22的要求，金相組織是帶狀鐵素體珠光體組織、晶粒相對粗大。

(2)VC42-14井現場油管斷裂為典型的應力腐蝕斷裂和腐蝕疲勞斷裂的脆性斷裂特征。

(3)VC42-14井油管斷裂部位溫度處于脆性斷裂敏感溫度區間；脆性斷裂原因：套壓6.5 MPa、高含CO2、低含H2S、高Cl-水溶液的腐蝕環境、“腐蝕+應力+疲勞耦合”等多種因素耦合。

3 結論及對策

3.1 結 論

綜上所述，油管斷裂是材料、應力、腐蝕環境三方面因素協同作用，可得出以下結論：

(1)油管斷裂為“復雜應力+腐蝕+疲勞”導致。

(2)CO2含量高，腐蝕環境更為惡劣；油管管柱長、動液面低，油管受力復雜；油管斷裂更為突出。

(4)油管符合API-5CT標準指標，但是硬度超過了HRC22，是脆性斷裂的敏感材料。

3.2 對 策

由于CO2驅油井油管斷裂，是材料、應力、腐蝕環境三方面因素協同耦合作用，因此有效的防護措施就是消除這三個方面中一切有害的因素，制定相應的對策。

(1)材料方面

硬度越高，應力腐蝕斷裂傾向越大；顯微組織越細小均勻，抗應力腐蝕斷裂的能力更強。晶粒越細，晶界面積越大，在一定區域內產生形變進而裂紋失穩擴展所消耗的能量就越大，材料抗裂紋擴展的能力越強。在力學性能滿足現場生產要求的前提下，優先使用抗硫管材或者力學綜合性能良好的管材(管材硬度

(2)應力方面

優化油管管柱設計，避免受應力集中和過載的影響；優化油井工作制度，減弱沖程等對油管振動的影響；油管配套油管錨或油管減振器，對油管柱振動進行控制，并有效減小結構的振幅,增加系統的結構阻尼等，防止油管柱振動產生的疲勞。

(3)腐蝕環境方面

加強封堵，避免CO2氣竄，從根本上減輕腐蝕。做好井筒防腐蝕，腐蝕速率控制低于0.076 mm/a行業標準要求，控制局部腐蝕的產生，避免在局部腐蝕處出現應力集中而成為裂紋源。消除井筒H2S，尤其是局部H2S濃度高的問題。