陳莉娟，潘竟軍，陳龍，梁建軍

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

火驅(qū)重力泄油是注氣直井在油層上部注空氣點(diǎn)火，采油水平井在油層底部生產(chǎn)的火驅(qū)采油技術(shù)，其井網(wǎng)模式是1口注氣直井對(duì)應(yīng)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(qū)生產(chǎn)過(guò)程中受地層非均質(zhì)和調(diào)控因素的影響，水平井井筒的服役工況復(fù)雜，井底溫度變化范圍大，穩(wěn)定階段處于200～300℃，異常階段出現(xiàn)高溫火竄，溫度可達(dá)到900℃以上。

某井組水平井測(cè)試油管采用φ60.3 mm內(nèi)接箍油管，壁厚4.83 mm，鋼級(jí)N80，下入井深771 m，油管底部由絲堵密封。該井正常運(yùn)行時(shí)，下井底溫度約為250℃，井底曾出現(xiàn)多次高溫，達(dá)到1 000℃，每次高溫持續(xù)約1 d，通過(guò)采取系列調(diào)控措施，將溫度降至300℃以下，在火驅(qū)生產(chǎn)半年后，水平井產(chǎn)出氣中氧氣組分持續(xù)升高，最高達(dá)到8%（體積分?jǐn)?shù)），采取調(diào)控措施后沒(méi)有降低趨勢(shì)，最終關(guān)井。在修井作業(yè)過(guò)程中，上提測(cè)試油管發(fā)生斷裂，斷裂位置約為井深729 m處。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀形貌

由圖1可見(jiàn)：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(cè)量結(jié)果表明，外徑由60.32 mm（按照API SPEC 5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)規(guī)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(guò)程中發(fā)生了嚴(yán)重的塑性變形。清洗管柱后，將管柱縱向剖開(kāi)，內(nèi)壁存在黑色的腐蝕產(chǎn)物層，厚度約為1.6 mm，外壁存在黑色和紅褐色的腐蝕產(chǎn)物層，且局部外層腐蝕產(chǎn)物已脫落，見(jiàn)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(nèi)、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(jiàn)：內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物在斷口附近分為兩層，斷口存在較多腐蝕坑，另一側(cè)斷口已成薄刃狀。

1.2 化學(xué)成分

采用ARL-3460直讀光譜儀對(duì)斷裂管柱的化學(xué)成分進(jìn)行檢測(cè)，結(jié)果見(jiàn)表1，由表1可見(jiàn)：該測(cè)試油管的化學(xué)成分符合API Spec 5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.3 力學(xué)性能

在圖1中油管右端位置取樣，進(jìn)行拉伸試驗(yàn)和沖擊試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2和表3。由表可見(jiàn)，測(cè)試油管管體的屈服強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度均低于API Spec 5CT對(duì)N80鋼的要求下限，伸長(zhǎng)率和縱向沖擊功均符合API Spec 5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.4 金相組織

在斷裂油管上切取試樣進(jìn)行金相組織觀察，結(jié)果表明管體的金相組織為球狀珠光體（見(jiàn)圖4），據(jù)此推測(cè)油管在生產(chǎn)過(guò)程中經(jīng)歷了長(zhǎng)時(shí)間高溫退火，導(dǎo)致碳化物沿晶界聚集［1］，顯微組織老化。由圖5可見(jiàn)，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(chǎn)物分析

在測(cè)試油管內(nèi)壁和外壁取樣，進(jìn)行腐蝕產(chǎn)物成分分析。由圖6可見(jiàn)：內(nèi)壁存在兩層腐蝕產(chǎn)物，分別對(duì)其外層和內(nèi)層腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行能譜分析，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可見(jiàn)：測(cè)試油管內(nèi)、外壁腐蝕產(chǎn)物主要含有Fe和O。圖7和圖8分別為測(cè)試油管內(nèi)、外壁腐蝕產(chǎn)物的X射線衍射分析圖譜，結(jié)合能譜測(cè)試結(jié)果，分析測(cè)試油管內(nèi)壁內(nèi)層腐蝕產(chǎn)物主要含有Fe3O4和 FeO［2］，外層腐蝕產(chǎn)物主要含有 Fe3O4。外壁腐蝕產(chǎn)物主要含有Fe3O4和Fe2O3。FeO相存在的溫度區(qū)間為560～1 424℃，與前述服役溫度達(dá)到1 000℃相吻合；外層氧分壓較高，因此生成Fe3O4。根據(jù)分析結(jié)果，該測(cè)試油管腐蝕產(chǎn)物為氧腐蝕產(chǎn)物。

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

表2 拉伸試驗(yàn)結(jié)果Tab.2 Results of tensile testing

表3 沖擊性能試驗(yàn)結(jié)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(nèi)、外壁腐蝕產(chǎn)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(nèi)、外壁腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)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(jìn)行微觀形貌觀察。由圖9可見(jiàn)：油管斷口表面已被腐蝕產(chǎn)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(jiàn)：斷口附近組織中碳化物大量析出，多數(shù)碳化物顆粒周圍出現(xiàn)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(jié)合以上分析結(jié)果及水平井井下生產(chǎn)工況，對(duì)測(cè)試油管失效原因進(jìn)行分析。

圖7 內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)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(chǎn)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(cè)試油管發(fā)生高溫氧腐蝕

根據(jù)水平井生產(chǎn)工況，井底溫度曾達(dá)到1 000℃，產(chǎn)出煙道氣中間歇含有高濃度氧氣，產(chǎn)出液含水率高，導(dǎo)致煙道氣中的氧氣與管體發(fā)生高溫反應(yīng)，腐蝕產(chǎn)物中含有FeO進(jìn)一步驗(yàn)證了測(cè)試油管在水平井井筒內(nèi)經(jīng)歷了高溫氧化反應(yīng)。FeO相存在的溫度區(qū)間為560～1 424℃，與前述服役溫度達(dá)到1 000℃相吻合。

（2）測(cè)試油管發(fā)生高溫蠕變損傷

金相結(jié)果表明測(cè)試油管長(zhǎng)期處于高溫環(huán)境中，導(dǎo)致管體組織發(fā)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(shù)碳化物顆粒周圍出現(xiàn)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(cè)試油管發(fā)生高溫蠕變損傷。

根據(jù)以上分析可以推測(cè)，測(cè)試油管斷裂的主要原因?yàn)椋夯痱?qū)生產(chǎn)過(guò)程中，水平井出現(xiàn)多次間歇火竄，測(cè)試油管長(zhǎng)時(shí)間服役于高溫環(huán)境中，組織嚴(yán)重老化，蠕變損傷嚴(yán)重，在軸向拉應(yīng)力作用下，管體發(fā)生蠕變斷裂。

3 結(jié)論

（1）測(cè)試油管失效機(jī)理為高溫蠕變斷裂，油管內(nèi)外壁高溫氧化導(dǎo)致管體壁厚大幅減薄，加速了油管斷裂。

（2）斷裂油管化學(xué)成分、伸長(zhǎng)率和縱向沖擊功均符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求，屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度均低于API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

（3）根據(jù)火驅(qū)重力泄油生產(chǎn)特征，水平井井筒工況條件惡劣，水平井井下管柱應(yīng)選用耐蝕級(jí)別高的材料，并且井筒內(nèi)應(yīng)定期注入緩蝕劑，降低管柱腐蝕速率，同時(shí)加強(qiáng)火驅(qū)生產(chǎn)調(diào)控工作，盡量避免發(fā)生火竄和高含氧現(xiàn)象，確保水平井處于穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)，提高管柱的使用壽命。