氣井N80Q油管腐蝕失效分析

師 偉,孫龍飛,趙光強,張 康,祁 煒,徐正華

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司,國家市場監(jiān)管重點實驗室(石油管及裝備質(zhì)量安全)陜西 西安 710077 2.中石油煤層氣有限責任公司 北京 100028)

0 引 言

氣井中使用的油管是采集天然氣的重要油井管,油管的質(zhì)量對于氣井的安全生產(chǎn)具有重要意義[1-3]。在氣井中存在不同種類的腐蝕性物質(zhì),如CO2與H2S酸性氣體、高礦化度及高含量氯離子的地層水等[4-6],在一定的壓力和溫度條件下,使用于這些氣井中的油管就容易發(fā)生腐蝕失效。

某氣井在生產(chǎn)過程中發(fā)生了油管失效,本文對該失效油管的宏觀形貌、微觀形貌、化學成分、金相組織及腐蝕產(chǎn)物等進行了分析,確定了該油管失效的原因,并提出預防建議。

1 腐蝕失效概況

某氣井于2021年3月30日完成了鉆井,完鉆井深為4 635 m,最大井斜角為94.1°。用可溶橋塞分段壓裂對完鉆的該氣井進行改造,然后下入Φ60.3 mm的平式油管進行完井作業(yè)。該氣井于2023年1月13日氣舉時發(fā)現(xiàn)油管壓力和套管壓力分別由4.32 MPa逐漸增加至8.17 MPa和8.02 MPa,并且油管壓力和套管壓力的上升速度相同,判斷油管發(fā)生了泄漏。起出油管后發(fā)現(xiàn)油管柱中兩根油管的螺紋接頭部位因腐蝕而脫扣,發(fā)生脫扣的螺紋接頭分別位于366.97 m和1 038 m的井深處。該油管的鋼級為N80Q,服役時間為441 d。

該氣井平均產(chǎn)氣量為20 000 m3/d,平均產(chǎn)水量為0.5 m3/d;該氣井的氣體主要成分為CH4,其摩爾分數(shù)為98.82%。另外該氣井含有CO2氣體,其摩爾分數(shù)為0.17%。依據(jù)SY/T 5329—2012和SY/T 5523—2016標準,對該氣井中的地層水的化學成分進行檢測。經(jīng)過檢測,地層水的pH值為 9,地層水的化學成分見表1。

表1 地層水的化學成分檢測結果

2 腐蝕形貌分析

發(fā)生了腐蝕失效的油管分別編號為1號和2號。1號油管的螺紋段內(nèi)表面存在較深的腐蝕溝槽,外螺紋小端的絲扣部位已被腐蝕穿孔,油管管體部位的內(nèi)表面沿軸線方向存在帶狀沖蝕溝槽,如圖1和圖2所示。

圖1 1號油管外螺紋絲扣部位腐蝕形貌

圖2 1號油管管體內(nèi)表面沖蝕溝槽形貌

2號油管的螺紋段內(nèi)表面存在非常深的腐蝕溝槽及潰瘍狀腐蝕坑,其外螺紋小端的絲扣部位也已被腐蝕穿孔,油管管體部位的內(nèi)表面沿軸線方向也存在很深的帶狀沖蝕溝槽,如圖3和圖4所示。

圖3 2號油管螺紋絲扣部位腐蝕形貌

圖4 2號油管管體內(nèi)表面沖蝕溝槽形貌

3 化學成分分析

在腐蝕失效的1號油管和2號油管管體及選取的使用于該氣井中的1個油管接箍上取樣,依據(jù)GB/T 4336—2016標準進行化學成分分析,結果見表2。從表2可見,腐蝕失效油管管體材料的化學成分符合API Spec 5CT標準的要求。

表2 腐蝕油管材料的化學成分(質(zhì)量分數(shù)) %

4 金相分析

在腐蝕失效油管的管體上和選取的接箍上切取金相試樣,依據(jù)GB/T 13298—2015、GB/T 4335—2013和ASTM E45-18a標準進行金相分析。1號油管和2號油管管體及接箍的金相組織均為回火索氏體,金相組織如圖5～7所示。1號油管和2號油管管體及接箍的晶粒度分別為10.5級、9.5級和9.5級,1號油管和2號油管管體材料的非金屬夾雜物為A薄系0.5、B薄系0.5和D薄系0.5,接箍材料的非金屬夾雜物為A薄系0.5、B薄系0.5和D薄系1.0。

圖5 1號油管管體金相組織

圖6 2號油管管體金相組織

圖7 接箍金相組織

5 腐蝕產(chǎn)物分析(XRD)

在腐蝕失效油管內(nèi)表面收集腐蝕產(chǎn)物,用研缽將腐蝕產(chǎn)物研磨為均勻細膩的粉末,根據(jù)SY/T 5163—2018標準進行物相分析,結果如圖8所示。從圖8可見,腐蝕失效油管內(nèi)表面的腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3,另外還有少量Fe3O4和SiO2。

圖8 腐蝕產(chǎn)物分析結果

6 腐蝕失效原因綜合分析

根據(jù)以上試驗分析,Φ60.3 mm的油管在某氣井使用過程中,其外螺紋絲扣部位發(fā)生了腐蝕穿孔,油管管體部位的內(nèi)表面沿軸線方向存在帶狀沖蝕溝槽。腐蝕失效油管的內(nèi)表面沒有內(nèi)涂層。腐蝕失效油管內(nèi)表面的腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3,另外還有少量Fe3O4和SiO2。1號油管和2號油管管體及接箍的金相組織均為回火索氏體。1號油管和2號油管管體及接箍的晶粒度分別為10.5級、9.5級和9.5級,1號油管和2號油管管體材料的非金屬夾雜物為A薄系0.5、B薄系0.5和D薄系0.5,接箍材料的非金屬夾雜物為A薄系0.5、B薄系0.5和D薄系1.0。以上的試驗結果表明,腐蝕失效油管管體和接箍材料為淬火+高溫回火熱處理后的金相組織,其晶粒為細小晶粒。腐蝕失效油管管體和接箍材料的化學成分符合API Spec 5CT標準的要求。

在油氣井環(huán)境中,高濃度的Cl離子會導致油管發(fā)生點狀腐蝕。但在該氣井地層水中的Cl離子濃度較低,不是導致油管腐蝕穿孔的主要原因。由于油管內(nèi)表面的腐蝕產(chǎn)物的主要成分為FeCO3,且腐蝕油管內(nèi)流動的流體含有較高濃度的CO2,因而失效油管內(nèi)表面的腐蝕是CO2腐蝕[7-8]。

CO2+H2O→H2CO3

(1)

(2)

Fe+2H2O→Fe(OH)2+2H++2e

(3)

(4)

(5)

在CO2腐蝕環(huán)境下,油管內(nèi)表面Fe與腐蝕介質(zhì)反應,生成FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜,附著在油管內(nèi)表面[9-10]。由于油管內(nèi)流體流速高,對油管內(nèi)表面的沖刷作用使腐蝕產(chǎn)物膜從其內(nèi)表面剝離。另外,在接箍和外螺紋連接的接頭部位,其內(nèi)徑存在突變并且接頭內(nèi)存在溝槽幾何結構,使通過接頭部位的流體的流態(tài)發(fā)生了變化,因而增加了流體對接頭部位內(nèi)表面的沖蝕程度。在CO2腐蝕和沖刷剝離的反復作用下,油管管壁厚度逐漸減薄,從而使Φ60.3 mm油管壁厚較小的外螺紋小端絲扣部位腐蝕穿孔。同時,受井筒內(nèi)壓力、溫度和井斜的影響,氣井自噴攜帶的少量水霧在油管柱中聚集形成水流,并沿著油管內(nèi)表面自下而上流動,在接箍和外螺紋連接的接頭內(nèi)表面部位附著聚集,從而在腐蝕油管外螺紋部位的內(nèi)表面形成了潰瘍狀的腐蝕形貌。

在含有CO2氣體的油氣井中,使用內(nèi)涂層油管可使油管內(nèi)表面的基體鋼鐵材料與CO2腐蝕介質(zhì)隔離,從而有效預防油管內(nèi)表面發(fā)生腐蝕失效[11]。

7 結論及建議

1)Φ60.3 mm腐蝕失效油管管體和接箍材料為淬火+高溫回火熱處理后的金相組織,其晶粒為細小晶粒。Φ60.3 mm腐蝕失效油管管體和接箍材料的化學成分符合API Spec 5CT標準的要求。

2)由于氣井油管內(nèi)流動的流體含有CO2,因而油管內(nèi)表面發(fā)生了CO2腐蝕。在油管外螺紋和接箍連接處的接頭內(nèi)徑突變部位發(fā)生了沖刷腐蝕,并使外螺紋小端絲扣部位出現(xiàn)了穿透油管管壁的腐蝕孔洞。

3)建議在含有CO2氣體的油氣井中使用內(nèi)涂層油管。