某高温高压井13Cr110油管挤毁与失效原因分析

马磊，史盈鸽，熊茂县，薛继军，邢星，宋洋，赵密锋，李岩

1.中国石油塔里木油田分公司 （新疆 库尔勒 841000）

2.西安摩尔石油工程实验室股份有限公司 （陕西 西安 710065）

3.西安石油大学机械工程学院 （陕西 西安 710065）

1 现场概况

某井于2013年7月28日开井投产，投产前油压为93.52 MPa，A环空压力为29.43 MPa。用8 mm油嘴开度37%生产，油压86.92 MPa，2014年1月，油压和产能开始异常下降。2014年4月，在油嘴开度7.0 mm的工作制度下油压一直波动且下降幅度较大，从最初的79 MPa最低降至21 MPa。6月16日18:06～18:18，油压从82.95 MPa降至0.97 MPa，A环空压力为35.6 MPa左右。6月18日左右油套压力趋于一致，油管和套管串通，说明此时油管已经挤毁和脱扣。6月22日关井后，油压由26.57 MPa升至82.53 MPa，A环空压力由27.88 MPa升至42.25 MPa，B、C、D环空压力均为0。6月27日10:20开井生产，到14:35油压由82.53 MPa下降至12.16 MPa，A环空压力下降至0.72 MPa，瞬时产量降至0。6月28日该井进行测流温流压及探砂面作业，测试工具串下至井深6 127 m时遇阻。2017年8月17日开始起油管，发现第627根(出井编号)JFE油管 Φ88.90 mm×6.45 mm工厂端脱扣，脱扣位置井深为6 180 m。修井作业打捞出的627＃油管已被挤毁。

为分析油管脱扣及挤毁原因，对脱扣接箍及油管进行取样并对其理化性能进行检测，分析讨论了其失效行为。

2 宏观形貌及理化分析

对627＃油管及脱扣接箍进行宏观形貌检测，结果如图1和图2所示。由图1(a)可以看出油管已被挤毁且部分管段发生严重弯曲变形，图1(b)清晰地显示油管外壁有明显垢层，垢层呈灰白色且局部脱落，脱落处油管发生明显腐蚀[1]。图1(c)显示油管局部出现破损现象，距端面108～150 cm处有一条长42 cm的纵向裂口及长5.4 cm的横向裂口，裂口可能是在打捞过程中产生的[2-4]。图2为627#油管脱扣接箍宏观形貌（将接箍端划分为 0°、90°、180°和270°）。可以看出接箍已发生严重变形，其中90°和270°内螺纹发生明显塑性变形，0°和180°处未见明显划痕或变形。对90°和270°变形处做覆膜处理，测量磨损处直径，分别为28 mm和19 mm。

图3为627#挤毁油管横截面照片及油管内壁宏观形貌。由图3(a)可以看出其截面形状呈8字形，且管内有类似于泥土的堵塞物，对其进行XRD检测分析，结果显示堵塞物成分为 NaFe(PO4)、CaCO3、SiO2、Fe2SiO4、KClO3和 MgK(PO4)(H2O)，主要为磷酸盐、碳酸盐和砂粒。图3(b)显示油管内壁存在明显、密集的点蚀坑。对其进行分析可知，该井于2014年6月18日左右油管和套管压力趋于一致，这表明油管和套管串通，油管发生挤毁和脱扣，A环空完井液浸入油管内，油管在完井液+CO2+Cl-(地层水)环境中[5]。该井所使用完井液为1.40 g/cm3OS-200，其与Weigh4完井液相似，成分主要为焦磷酸盐和铬酸盐，呈碱性[6]。因此，可根据Weigh4完井液的前期研究分析超级13Cr马氏体不锈钢在OS-200完井液中的腐蚀情况。

图1 27＃油管挤毁宏观形貌

图2 627#油管脱扣接箍宏观形貌

图3 627#挤毁油管横截面及内壁照片

图4为超级13Cr马氏体不锈钢在180℃不同介质中的均匀腐蚀速率。由图4可知，超级13Cr马氏体不锈钢在Weigh4完井液中的耐蚀性较差。其在180℃的地层水及CO2环境中的均匀腐蚀和局部腐蚀均较轻微，均匀腐蚀速率为0.037 5 mm/a；在180℃的Weigh4完井液中腐蚀较地层水中严重，均匀腐蚀速率为0.141 9 mm/a，试样表面发生明显的局部腐蚀；若油套窜通，CO2侵入A环空，则超级13Cr均匀腐蚀速率增大到0.386 7 mm/a，局部腐蚀较无CO2环境更为严重。因此，管段内壁在完井液+CO2+Cl-(地层水)环境中发生严重的点蚀。

图4 13Cr马氏体不锈钢在不同介质中的均匀腐蚀速率

对627#挤毁油管进行化学成分分析，结果见表1，由表1中数据可以看出，该油管的化学成分符合JFE要求。

对627#挤毁油管进行力学性能检测，结果见表2，可以看出挤毁的油管各项力学性能均满足生产标准，这表明油管被挤毁不是由于质量问题，为了找到问题所在，对其进行磁粉探伤检测。

3 磁粉探伤检测

对管段外壁进行磁粉探伤，结果如图5所示。由图5(a)和图5(b)可以看到，管体外壁表面不同位置存在人字形裂纹及纵向裂纹。这可能是由于在油套管压力未窜通前，井口最大油套压差为78.01 MPa（油压大于套压），由于油管外壁受到较大的环向应力，在腐蚀的协同作用下，导致纵向SCC裂纹（应力腐蚀裂纹）的萌生和扩展。

图5 627#油管外壁磁粉探伤照片

表1 627#挤毁油管化学成分分析结果 /%

表2 627#挤毁油管力学性能试验结果

4 实物挤毁实验

为了解油管外壁存在裂纹及内壁点蚀对其抗挤毁强度的影响，研究采用实物挤毁实验进行分析验证，取626#油管(有裂纹)和同品种的新油管各1.5 m，依据标准ISO 13679：2002进行挤毁试验，试验条件及结果见表3。由表3中数据可知，在相同的试验环境下，有裂纹的626#油管比新油管抗挤毁性能下降10 MPa。可见，当油管受到腐蚀及应力作用导致表面裂纹萌生时，会加剧油管被挤毁风险[7]。

表3 油管挤毁试验条件及结果

5 挤毁和脱扣原因分析

该井自2013年7月28日投产，在此后的生产中井底开始出砂，导致产能下降，油压降低，流速降低，携砂能力降低，井口排出的砂粒越来越小，井筒内砂粒的堆积越来越严重，由于地层出砂导致油管通道堵塞。根据前期调研数据：在2014年6月16日18:06～18:18，油压从82.95 MPa降至0.97 MPa，至23:36，油压均小于1 MPa。至2014年6月17日13:48，油压一直小于套压，随后油、套压出现波动然后趋于一致，油套窜通。

对Φ88.9 mm×6.45 mm HP2-13Cr 110 BEAR油管进行挤毁实验检测，结果表明，有裂纹油管抗挤强度约为108 MPa。

627#油管接箍位置深度为6 180 m左右，环空保护液密度为1.40 g/cm3，由公式(1)可知，液柱压力PL约为85 MPa。

式中：PL为液柱压力，MPa；ρ为环空保护液密度，g/cm3；h为液柱高度，m。

油管所受内外压差△P为

式中：△P为油管内外压差，MPa；PA为A环空压力，MPa；PO为油压，MPa。

分别计算2014年6月16日3个时刻油管受到的内外压差情况，如下所示。

1）201 4年6月16日18:06油压为82.95 MPa，A环空压力35.78 MPa，此时油管内外压差为：

△P=85+35.78-82.95=37.83 MPa＜108 MPa

2）201 4年6月16日18:12油压为59.57 MPa，A环空压力35.71 MPa，此时油管内外压差为：

△P=85+35.78-59.57=61.21 MPa＜108 MPa

3）201 4年6月16日18:18油压为0.97 MPa，A环空压力35.30 MPa，此时油管内外压差为:

△P=85+35.30-0.97=119.33 MPa＞108 MPa

由计算可知：2014年6月16日18:06和18:12时，油管内外压差均小于油管抗挤毁强度108 MPa，油管未达到挤毁条件；2014年6月16日18:18时，油管内外压差超过油管抗挤毁强度108 MPa，油管被挤毁。

6 结论

1）由于地层出砂导致油管通道堵塞，2014年6月16—18日，在6 180.85～6 190.81 m 井段627#Φ88.90 mm×6.45 mm HP2-13Cr 110油管外压大于内压，且其内外压差超过该油管抗挤强度，故发生挤毁和脱扣。

2）在环向应力的作用下，导致HP2-13Cr110油管外壁发生了纵向SCC，外壁的SCC裂纹和内壁的点蚀，导致油管抗挤毁性能下降，进一步加剧油管被挤毁的风险。