地下儲氣庫注采井舊油管再利用評價(jià)分析

徐俊杰 王 健 何學(xué)良 劉 翀

(1.中石油北京天然氣管道有限公司 北京 100101;2.大港油田集團(tuán)井下作業(yè)公司 天津 300270)

0 引 言

地下儲氣庫是利用適于儲氣的地下構(gòu)造解決天然氣供銷不平衡而建設(shè)的一種地下儲氣設(shè)施。注采井氣密封管柱是溝通地下和地面的唯一通道，也是保障儲氣庫長期、安全生產(chǎn)和高效運(yùn)行的重要保證，因此安全、可靠的管柱是儲氣庫注采井追求的最終目標(biāo)。儲氣庫注采井由于受到多周期交變應(yīng)力載荷的影響，井下管柱會出現(xiàn)氣密封油管絲扣不密封以及油管管體腐蝕等原因?qū)е碌挠吞篆h(huán)空異常帶壓現(xiàn)象，為此每年需對部分注采井進(jìn)行更換氣密封油管等井下作業(yè)，目前對起出的氣密封油管一般進(jìn)行修復(fù)氣密封絲扣再重復(fù)使用，未進(jìn)行系統(tǒng)安全分析評價(jià)，因此有必要對地下儲氣庫注采井起出的油管進(jìn)行系統(tǒng)全面的再利用可行性、安全性進(jìn)行分析評價(jià)。

1 井況及油管抽樣

H3 -1 井為華北地區(qū)某儲氣庫1 口定向注采井，2012 年投產(chǎn)時(shí)發(fā)現(xiàn)天然氣含H2S 氣體(含量為420 ppm)，由于原井口和井下管柱均為非防硫設(shè)計(jì)，為確保注采井安全，2014 年7 月用密度1.18 g/cm3的壓井液壓井，同年12 月進(jìn)行更換氣密封油管及采氣樹井下作業(yè)，起出氣密封油管177 根，該井油管為復(fù)合管串結(jié)構(gòu)Φ88.9 mm× 6.45 mm N80(0 ～1 061.341 m)+Φ88.9 mm× 6.45mm L80(1 061.341 m ～1 706.253 m)，累計(jì)下井時(shí)間792 天;現(xiàn)場抽取18#、135#油管并進(jìn)

行截取和分組編號(見表1 和圖1)，進(jìn)行評價(jià)分析。

表1 抽樣統(tǒng)計(jì)情況

圖1 現(xiàn)場油管外表面形貌

2 評價(jià)分析

依據(jù)API Spec 5CT［1］及API RP 5C5［2］等標(biāo)準(zhǔn)對抽樣油管進(jìn)行宏觀描述、化學(xué)及電鏡能譜等檢測分析及評價(jià)。

2.1 宏觀描述

18#管體外表面覆蓋鐵銹和白色結(jié)晶物，除銹后無點(diǎn)蝕坑現(xiàn)象，內(nèi)表面覆蓋黃色鐵銹，除銹后有較小且密集的點(diǎn)蝕坑，如圖2 所示;135#管體外表面覆蓋較厚的灰黑色結(jié)晶物，除銹后有較密的點(diǎn)蝕坑(麻點(diǎn))，內(nèi)表面覆蓋黃色鐵銹，伴有灰黑色結(jié)晶物，除銹后內(nèi)表面有較大且密集的點(diǎn)蝕坑。類似鐵銹及結(jié)晶物可通過清洗、除銹等油管修復(fù)工藝進(jìn)行清除。

圖2 1DA、1XA 試樣片外、內(nèi)表面打磨前后形貌對比

2)螺紋檢測情況

接箍螺紋鍍銅層均發(fā)生銹蝕變色，1DA 接箍密封面及臺肩銹蝕嚴(yán)重;1DB、1XB 外螺紋銹蝕，密封面磨損嚴(yán)重，如圖3 所示。對井內(nèi)其它油管進(jìn)行檢查，類似公母扣銹蝕、磕碰因素?fù)p壞油管約占全井的20%(34 根)。

圖3 油管接箍及公扣腐蝕情況

2.2 幾何尺寸測量

不考慮腐蝕的影響，對抽樣油管進(jìn)行幾何尺寸測量，發(fā)現(xiàn)距1XA 接箍端1.35 m 處管體外表面有大面積腐蝕減薄段如圖4 所示。除1XA 腐蝕減薄段除外，其余油管幾何尺寸均符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，見表2。

表2 抽樣油管的最大和最小幾何尺寸(單位:mm)

圖4 試樣1XA 管體腐蝕減薄段外表面形貌對比

2.3 無損檢測

對送樣油管管體按照API Spec 5CT 驗(yàn)收等級L2(刻槽最大深度為規(guī)定壁厚的5%，即N5 刻槽)檢驗(yàn)外表面上的縱向、橫向缺欠，檢測結(jié)果表明在油管試樣上未發(fā)現(xiàn)超標(biāo)缺陷。

2.4 理化性能檢驗(yàn)

對管體進(jìn)行力學(xué)、化學(xué)、金相組織等檢測，檢測油管管體基本材料性能。

利用 Compleat Lexical Tutor（https：//www.lextutor.ca/）計(jì)算出整個(gè)語料庫和每一個(gè)文本AWL的形符（tokens）數(shù)量，文本全部形符數(shù)量，及AWL覆蓋率，最后，將計(jì)算出的數(shù)據(jù)用Excel功能制作出相應(yīng)的圖表。為避免主觀臆斷，整個(gè)數(shù)據(jù)收集處理和計(jì)算過程完全量化。

1)力學(xué)性能檢測

在1DA、1XA 管體上分別取19.1 mm ×50.8 mm 條形縱向拉伸試樣、5 mm×10 mm×55 mm 夏比V 型缺口縱向沖擊試樣和硬度環(huán)試樣，進(jìn)行拉伸試驗(yàn)、沖擊試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果均符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，見表3、表4。

表3 油管管體拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

表4 油管管體夏比V 型缺口縱向沖擊試驗(yàn)結(jié)果

2)化學(xué)分析檢測

用直讀光譜儀進(jìn)行化學(xué)成分分析，1DA 的試驗(yàn)結(jié)果符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)中對N80 鋼級的規(guī)定;1XA 的試驗(yàn)結(jié)果符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)中對L80 1 類 鋼級的規(guī)定，見表5。

3)金相分析檢測

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 13298、ASTM E112、ASTM E45，對1DA、1XA 管體取樣進(jìn)行檢測評定，試樣組織形態(tài)符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的熱處理狀態(tài)，見表6。

表5 化學(xué)分析檢測結(jié)果(wt·%)

表6 金相分析檢測結(jié)果

2.5 電鏡觀察和能譜分析

1)電鏡觀察

在掃描電鏡下對試樣1DA、1XA 試樣塊微觀測厚如圖6 所示，試樣1DA、1XA(腐蝕減薄段除外)的最小壁厚分別為5.980 mm、6.410 mm，符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。

圖6 試樣電鏡掃描測厚

從試樣1XA 腐蝕減薄管段截取1#、2#試樣塊，在掃描電鏡下進(jìn)行微觀測厚如圖7 所示，腐蝕減薄管段最小壁厚為4.483 mm(比表2 中超聲測厚儀測得最小壁厚6.10 mm 要小1.617 mm)，不符合API Spec 5CT 最小壁厚5.64 mm 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。對井內(nèi)其它油管進(jìn)行檢查，類似油管本體腐蝕減薄及點(diǎn)腐蝕嚴(yán)重?fù)p壞油管約占全井的3%(4 根)。

圖7 試樣1XA 變形管段電鏡掃描測厚

2)能譜分析

對試樣表面腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行能譜分析見表7:試樣1DA 內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物主要為KCl、FeS2及鐵的氧化物，外表面主要為鐵的氧化物;試樣1XA 的內(nèi)外表面腐蝕產(chǎn)物主要為KCl、FeS2及鐵的氧化物;分析認(rèn)為FeS2為地層產(chǎn)出物H2S 氣體溶于水后產(chǎn)生的酸性環(huán)境腐蝕產(chǎn)物，KCL為前期壓井作業(yè)3%KCL 壓井液腐蝕產(chǎn)物。

表7 試樣金屬元素質(zhì)量分?jǐn)?shù) Wt.%

2.6 油管管體剩余強(qiáng)度計(jì)算分析

1)拉伸失效試驗(yàn)

試樣1D 在拉伸載荷達(dá)到1 346 kN 時(shí)，管體發(fā)生斷裂失效如圖8 所示，證實(shí)管體剩余強(qiáng)度遠(yuǎn)大于接箍連接強(qiáng)度921.6 kN，舊油管管體強(qiáng)度滿足再利用要求。

圖8 試樣斷裂失效形貌

2)舊油管剩余強(qiáng)度計(jì)算

依據(jù)抽樣油管管體試驗(yàn)及《井下作業(yè)工程師手冊》［4］查得數(shù)據(jù)，校核油管拉伸強(qiáng)度服役性能［5］。經(jīng)計(jì)算，管體強(qiáng)度計(jì)算安全系數(shù)為2.11，接頭連接強(qiáng)度安全系數(shù)為1.45(未考慮摩阻及浮力作用)，滿足H3 -1 井下井氣密封油管使用性能要求，見表8。

依據(jù)ISO/TR 10400［3］標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算獲得送樣管體抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗擠強(qiáng)度，18#油管抗拉、抗內(nèi)壓和抗擠強(qiáng)度的實(shí)際計(jì)算值符合ISO/TR 10400 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，135#油管因腐蝕壁厚減薄量大(1XA 段)抗內(nèi)壓和抗擠強(qiáng)度的實(shí)際計(jì)算值不符合ISO/TR 10400 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，見表9。

表8 油管性能參數(shù)

表9 送樣油管強(qiáng)度數(shù)據(jù)

2.7 經(jīng)濟(jì)效益分析

經(jīng)上述試驗(yàn)分析論證，H3 -1 井因公母扣銹蝕原因報(bào)廢氣密封油管占全井的20%(34 根)，因油管本體腐蝕變形及點(diǎn)腐蝕損壞油管占全井的3%(4 根)，其余油管77%(139 根)進(jìn)行除銹清洗即可重復(fù)使用。

目前Φ88.9 mm × 6.45 mm L80 BGT1 氣密封扣油管新購價(jià)格為1.5 萬元/噸，全井(1 700 m)采購價(jià)格為34.91萬元;舊油管公、母扣修復(fù)價(jià)格為0.42 萬元/根，新購油管單根價(jià)格為0.205 3 萬元，全部油管修復(fù)造價(jià)遠(yuǎn)高于新購價(jià)格，故不采取修復(fù)公、母扣方式;單根清洗除銹費(fèi)用為68 元;建議采取部分舊油管及新購油管組合使用，結(jié)合H3 -1 井實(shí)際情況，經(jīng)測算，單井投資為16.05萬元，較全部采用新購油管節(jié)省18.86 萬元。從經(jīng)濟(jì)對比上可知，采用舊油管修復(fù)及新購油管組合使用時(shí)投資最優(yōu)。

3 結(jié)論與建議

1)抽樣油管材料抗拉強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度、伸長率、夏比V 型缺口縱向沖擊吸收能、化學(xué)成分均符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定要求。

2)經(jīng)分析，抽樣油管腐蝕產(chǎn)物KCl 來源于前期壓井作業(yè)3%KCL 壓井液，腐蝕產(chǎn)物FeS2為地層溢出H2S 氣體溶于水后產(chǎn)生的酸性環(huán)境下導(dǎo)致，均未對管材質(zhì)量構(gòu)成重大影響。

3)135#抽樣油管腐蝕減薄管段(1XA)管體最小壁厚為4.48 mm，低于API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定要求值，管體抗拉強(qiáng)度低于API TR 5C3 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，類似油管占全井油管數(shù)量的3%，建議進(jìn)行廢棄。

4)18#抽樣油管螺紋和密封面銹蝕、磨損嚴(yán)重，類似油管占占全井油管數(shù)量的20%，且修復(fù)費(fèi)用遠(yuǎn)大于新購費(fèi)用，建議進(jìn)行廢棄。

5)對于修井作業(yè)下井管柱，建議采用新購油管及舊油管利用組合方式，以最大節(jié)省材料費(fèi)用。但需委托有資質(zhì)的專業(yè)公司對從井內(nèi)起出的舊油管整體檢測，經(jīng)宏觀檢測及無損檢測排除不合格油管后剩余油管再抽樣10%，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行全面檢測，抽檢合格率100% 方可下井重新使用。

6)對于檢驗(yàn)合格的油管可考慮油管下深、封隔器解封等實(shí)際井況，校核管柱負(fù)荷以確定修復(fù)油管最大下入深度，優(yōu)化管柱組合。

［1］API. API Spec 5CT Specification for Casing and Tubing (eighth edition)［S］. Washington DC:API，2005:81.

［2］API. API RP5C5，Recommended Practice on Procedures for Testing Casing and Tubing Connections. (third edition)［S］.Washington DC:API，2003.

［3］ISO.ISO/TR10400，Petroleum and natural gas industries —Equations and calculations for the properties of casing，tubing，drill pipe and line pipe used as casing or tubing.(first edition)［S］. Geneva，Switzerland:International Organization for Standardization，2007.

［4］吳 奇. 井下作業(yè)工程師手冊［M］. 石油工業(yè)出版社，2002.

［5］李子豐.油氣井桿管柱力學(xué)［M］.石油工業(yè)出版社，1996.