熱采轉(zhuǎn)火驅(qū)生產(chǎn)井油管的腐蝕失效分析

計 玲,陳 龍,陳莉娟,梁建軍

(中國石油新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，克拉瑪依 834000)

熱采轉(zhuǎn)火驅(qū)生產(chǎn)井油管的腐蝕失效分析

計 玲,陳 龍,陳莉娟,梁建軍

(中國石油新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，克拉瑪依 834000)

采用光學(xué)顯微鏡，掃描電鏡和能譜儀等觀察分析了某熱采轉(zhuǎn)火驅(qū)生產(chǎn)井油管斷口的宏觀及微觀形態(tài)，斷裂油管的顯微組織、化學(xué)成分以及腐蝕產(chǎn)物膜等，并結(jié)合火驅(qū)階段現(xiàn)場工況條件分析了油管斷裂失效原因。結(jié)果表明：油管斷裂失效機理為拉伸過載失效；局部溫度過高導(dǎo)致材料發(fā)生二次高溫回火，是導(dǎo)致油管承載能力下降的主要原因；火驅(qū)階段井底CO2分壓較高，導(dǎo)致油管內(nèi)外壁產(chǎn)生CO2腐蝕，CO2腐蝕引起的壁厚減薄亦是導(dǎo)致油管承載能力下降的原因。

N80油管；高溫回火；CO2腐蝕；失效分析

在對某熱采轉(zhuǎn)火驅(qū)生產(chǎn)井進行修井的上提過程中，發(fā)現(xiàn)其第55根60.3 mm×4.83 mm油管發(fā)生斷裂，斷裂位置位于第54根和第55根油管接箍下約6 m處，此時泵深547.54 m，該斷裂油管為抽油泵之上的第一根油管，故油管斷裂點為距離井口543 m處。該井自1960年至2009年12月采用蒸汽吞吐的方式進行生產(chǎn)，2009年12月至2011年5月改為火驅(qū)方式生產(chǎn)。斷裂油管長約300 mm，材料為N80鋼。

1 理化檢驗及結(jié)果

1.1 尺寸檢測

分別在斷裂油管的斷口和距斷口300 mm處對油管的外徑和壁厚進行檢測，結(jié)果分別取其平均值，檢測結(jié)果見表1。由表1可見：斷裂油管的外徑和壁厚均小于API SPEC 5CT規(guī)定值；且距斷口越近，頸縮和壁厚減薄趨勢越明顯。尺寸檢測結(jié)果表明,油管在斷裂前發(fā)生了明顯的縮頸和壁厚減薄現(xiàn)象，因此推斷該油管的屈服強度、抗拉強度值均低于API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 斷裂油管的尺寸檢測結(jié)果

1.2 斷口腐蝕形貌

觀察清洗后油管內(nèi)外壁腐蝕形貌，結(jié)果如圖1～3所示。由圖1可以看到，斷口不平齊，斷口處出現(xiàn)了嚴(yán)重的縮頸和壁厚減薄現(xiàn)象。由圖2可以看到，油管外壁腐蝕嚴(yán)重，表現(xiàn)為全面腐蝕特征，覆蓋一層厚度大于0.5 mm的黑色腐蝕產(chǎn)物，腐蝕產(chǎn)物質(zhì)地硬，難以通過機械方法去除；且斷口附近的外壁存在多條環(huán)向裂紋，均平行于斷口方向。由圖3可以看到，油管內(nèi)壁腐蝕輕微，腐蝕產(chǎn)物膜厚度小于0.1 mm，表現(xiàn)為點蝕特征，黑色腐蝕坑呈點狀密集分布在內(nèi)壁。

圖1 斷裂油管斷口宏觀形貌Fig. 1 Macrograph of fracture of the fractured oil tube

圖2 斷裂油管外壁的宏觀形貌Fig. 2 Macrograph of outer wall of the fractured oil tube

圖3 斷裂油管內(nèi)壁的宏觀形貌Fig. 3 Macrograph of inner wall of the fractured oil tube

宏觀腐蝕形貌表明,油管在斷裂前發(fā)生了塑性變形，因此判定該油管斷口為拉伸過載斷口。

從斷口處沿縱向取樣，用光學(xué)顯微鏡觀察斷裂油管斷口附近的微觀形貌，結(jié)果如圖4所示。由圖4可以看到，斷裂處油管的內(nèi)壁、外壁及斷口上均覆蓋有厚度不等的腐蝕產(chǎn)物，外壁表現(xiàn)為全面腐蝕，內(nèi)壁表現(xiàn)為點蝕，腐蝕產(chǎn)物膜厚度約0.1 mm，腐蝕坑深度約0.05 mm。

(a) 外壁 (b) 內(nèi)壁 (c) 斷口圖4 斷裂油管斷口附近的微觀形貌Fig. 4 Micro-morphology of outer wall (a), inner wall (b) and fracture (c) of fractured oil tube

1.3 化學(xué)成分

采用ARL-3460直讀光譜儀對斷裂油管的化學(xué)成分進行檢測，結(jié)果見表2。從分析結(jié)果可以看出，斷裂油管的化學(xué)成分符合API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

表2 斷裂油管的化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù))

1.4 顯微組織

從斷口及離斷口300 mm處取樣進行組織檢驗，結(jié)果如圖5和圖6所示。

由圖5可以看到，斷口處油管組織存在塑性變形痕跡，鐵素體組織沿軸向被拉伸。這說明油管在斷裂前，所承受軸向載荷超過了材料本身的抗變形能力，發(fā)生了塑性變形。

圖5 斷口處油管的顯微組織Fig. 5 Microstructure of oil tube fracture

由圖6可以看到，斷口附近油管的組織為等軸鐵素體+珠光體+粗大碳化物，其中鐵素體晶粒尺寸約12 μm。推測認(rèn)為斷口附近組織在使用的過程中經(jīng)歷了長時間高溫回火，導(dǎo)致碳化物聚集長大。

(a) 橫截面

(b) 縱截面圖6 斷口附近油管的顯微組織Fig. 6 Microstructure of oil tube near the fracture: (a) transverse section; (b) longitudinal section

1.5 腐蝕產(chǎn)物膜

在距離斷口約100 mm處縱向切取試樣，觀察其內(nèi)外壁腐蝕產(chǎn)物膜的形貌。

由圖7可以看到，油管外壁腐蝕產(chǎn)物膜明顯具有分層現(xiàn)象，分為上下兩層，其中上層腐蝕產(chǎn)物膜疏松、厚度大于0.5 mm，膜內(nèi)存在徑向小裂紋，推測這種小裂紋是在油管承受拉伸載荷的過程中產(chǎn)生的；下層腐蝕產(chǎn)物膜致密緊貼基體，厚度為0.05 mm；內(nèi)壁呈點蝕形貌，腐蝕坑深度約0.05 mm。

(a) 外壁

(b) 內(nèi)壁圖7 斷裂油管腐蝕產(chǎn)物膜的形貌Fig. 7 Morphology of corrosion product film of fractured oil tube: (a) outer wall; (b) inner wall

將油管內(nèi)外表面采用丙酮、石油醚、酒精+超聲波的方式清洗后，采用掃描電鏡(SEM)觀察腐蝕產(chǎn)物微觀形貌，并用其附帶的能譜儀(EDS)分析腐蝕產(chǎn)物膜的化學(xué)成分。由圖8可以看到，外壁上覆蓋的腐蝕產(chǎn)物膜的晶體尺寸較為均勻，為200～400 μm；內(nèi)壁上腐蝕產(chǎn)物膜的晶體尺寸不均勻，尺寸約50～200 μm。由表3可以看到，斷裂油管內(nèi)外壁上的腐蝕產(chǎn)物膜可能為FeCO3。

斷裂油管壁上的腐蝕產(chǎn)物膜具有分層現(xiàn)象，進一步對外壁上腐蝕產(chǎn)物膜的上層和下層進行能譜分析，結(jié)果如表4所示。 由表4可以看到，油管外壁腐蝕產(chǎn)物膜的上層為FeCO3，緊貼油管的下層腐蝕膜中無C元素存在，僅為Fe、O元素，為鐵的氧化物。

在油管外壁處刮取腐蝕產(chǎn)物進行XRD分析。結(jié)果表明(圖略)，油管外壁腐蝕產(chǎn)物主要有FeCO3和Fe3O4，與能譜分析結(jié)果一致。

2 腐蝕原因分析

該斷裂油管的斷口不平齊，斷口處發(fā)生了嚴(yán)重的縮頸和壁厚減薄現(xiàn)象，斷口縱截面組織發(fā)生了塑性變形，組織沿軸向被拉長。根據(jù)以上分析結(jié)果，可以認(rèn)為該斷口屬于拉伸過載失效，即失效前油管承受的拉伸載荷超過油管本身的抗拉強度，導(dǎo)致油管發(fā)生過載斷裂。

(a) 外壁

(b) 內(nèi)壁圖8 斷裂油管內(nèi)外表壁上腐蝕產(chǎn)物膜的SEM形貌Fig. 8 SEM morphology of corrosion product film on the outer wall (a) and inner wall (b) of fractured oil tube

%

表4 斷裂油管外壁上層和下層腐蝕產(chǎn)物膜的能譜分析結(jié)果

該油管斷口附近的組織為等軸鐵素體+珠光體+粗大碳化物。調(diào)查現(xiàn)場記錄數(shù)據(jù)可知，2011年4月15日井底熱電偶檢測數(shù)據(jù)表明，井深543 m處，井底溫度曾超過689 ℃。對N80鋼種來說，AC1=720 ℃，AC3=810 ℃[1]。689 ℃無疑已達到高溫回火溫度，長時間的高溫回火會促使碳化物聚集長大，引起油管強度下降。因此，在火驅(qū)生產(chǎn)期間，油管局部溫度過高導(dǎo)致材料發(fā)生二次高溫回火，是導(dǎo)致油管承載能力下降的主要原因[2]。

1960-2009年該井采用蒸汽吞吐生產(chǎn)，地層含水量較高。后期改為火驅(qū)生產(chǎn)，原油燃燒過程中產(chǎn)生大量CO2。CO2極易溶于水，形成具有腐蝕性的碳酸，釋放出強去極化性的氫離子，促進陽極鐵溶解而導(dǎo)致腐蝕。根據(jù)該井火驅(qū)階段井底壓力(3.8～4 MPa)和CO2氣體含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)16%～17%)推算出井底CO2分壓約0.6 MPa，超過CO2腐蝕的臨界壓力(0.2 MPa)。對腐蝕產(chǎn)物膜的分析結(jié)果也表明，油管內(nèi)外壁的腐蝕主要由于CO2腐蝕引起的。外壁因為發(fā)生均勻腐蝕,出現(xiàn)壁厚減薄現(xiàn)象，內(nèi)壁因為腐蝕出現(xiàn)密集點蝕坑。這兩種腐蝕均會降低材料的承載能力。因此，該井在火驅(qū)過程中產(chǎn)生的CO2分壓較高，導(dǎo)致油管發(fā)生CO2腐蝕，CO2腐蝕引起的壁厚減薄也是油管承載能力下降的一個原因[3]。

3 結(jié)論

(1) 油管外壁腐蝕嚴(yán)重，表現(xiàn)為全面腐蝕特征；內(nèi)壁腐蝕輕微，表現(xiàn)為點蝕特征。外壁腐蝕產(chǎn)物膜主要由FeCO3和Fe3O4組成，內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物膜主要為FeCO3，無硫化氫腐蝕產(chǎn)物。

(2) 對某井油管的外徑和壁厚宏觀分析表明，該油管的屈服強度、抗拉強度值均低于API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

(3) 該熱采井油管斷裂的失效機理為拉伸過載失效。在火驅(qū)生產(chǎn)期間，油管局部溫度過高導(dǎo)致材料發(fā)生二次高溫回火，材料的強度下降，是油管承載能力下降的主要原因；油管內(nèi)外壁產(chǎn)生CO2腐蝕導(dǎo)致壁厚減薄亦是導(dǎo)致油管承載能力下降的原因。

[1] 何慶龍,孟惠民,俞宏英,等. N80油套管鋼CO2腐蝕的研究進展[J]. 2007,27(3):186-190.

[2] 呂栓錄，駱發(fā)前，相建民，等． API油管腐蝕失效原因分析[J]. 腐蝕科學(xué)與防護技術(shù),2008,20(5):388-390.

[3] 趙國仙,呂祥鴻,韓勇. 某井油管腐蝕失效分析[J]. 材料工程,2010,26(3)51-55.

Failure Analysis of Oil Tube Corrosion in an Well Converting from Thermal Recovery Production to Fireflood Production

JI Ling, CHEN Long, CHEN Lijuan, LIANG Jianjun

(Engineering Technology Research Institute of Xinjiang Oilfield Company of Petro China, Karamay 834000, China)

The macrograph and micro morphology of fracture of an oil tube in the well from thermal recovery production to fireflood production, the microstructure of fractured oil tube, chemical composition and corrosion product film were studied by optical microscopy, scanning electron microscopy and energy dispersive spectroscopy. The reasons for oil tube failure were analyzed in combination with field conditions of fire flooding stage. The results show that the mechanism of the oil tube fracture was tensile overload. Second high temperature tempering of the material caused by local high temperature was the main reason for decline in carrying capacity of the oil tube. The partial pressure of CO2was over-high during fire flooding stage in the downhole, resulting carbon dioxide corrosion in inner wall and outer wall of the oil tube. Wall thickness thinning caused by CO2corrosion also led to the declination of carrying capacity for the oil tube.

N80 oil tube; high temperature tempering; carbon dioxide corrosion; failure analysis

10.11973/fsyfh-201706017

2015-11-10

國家重大科技專項(2011ZX05012-002)

計 玲(1984-)，碩士，從事采油工程等方面的科研工作，13689969205，jl2008@petrochina.com.cn

TG172.9

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1005-748X(2017)06-0487-04