黃顯輝

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司 試油試采分公司（黑龍江 大慶163412）

在勘探開發(fā)XS氣田過程中，產(chǎn)出氣體普遍含有CO2，為提高完井管柱的耐腐蝕性，根據(jù)CO2的含量，采用13Cr氣密封扣油管及完井工具，但油管的點蝕和應(yīng)力腐蝕已逐漸成為制約其發(fā)展的重大問題之一[1-3]。完井管柱一旦發(fā)生腐蝕開裂，就會導(dǎo)致井筒完整性失衡，嚴(yán)重時會完井管柱斷裂，造成工程事故，直接影響氣井的正常生產(chǎn)，同時帶來嚴(yán)重的安全環(huán)保風(fēng)險，造成經(jīng)濟(jì)損失[4-5]。因此，深入系統(tǒng)地研究油管在完井液鹽水中的點蝕和應(yīng)力腐蝕開裂問題，找出產(chǎn)生裂紋的主要原因和對策具有十分重要的意義。

1 失效表現(xiàn)形式

2019—2020年XS氣田有3口深層氣井不銹鋼油管在完井壓裂前發(fā)生腐蝕開裂甚至管柱斷裂的情況，導(dǎo)致管柱坐封失敗，無法壓裂和后續(xù)完井投產(chǎn)。特別是XS6-313井、XS8-P2井和XS6-313井表現(xiàn)形式為壓裂完井一體化管柱本體脆性斷裂，如圖1（a）所示，斷口參差不齊，未斷裂部分本體上有較長的裂紋；XS8-P2井表現(xiàn)形式為接箍部分發(fā)生較長裂紋，裂紋較寬部分有金屬脫落，如圖1（b）所示。發(fā)生這種情況有以下幾個共性：①管柱在井內(nèi)浸泡時間較長，XS8-P2井因井場泥濘管柱浸泡22天，XS6-313井因壓裂延期導(dǎo)致管柱浸泡7天；②使用氯鹽作為工作液；③發(fā)生腐蝕位置都在管柱底部，所處溫度范圍在111～128℃。后期XS115井采取了一定預(yù)防措施，采用硝鹽作為前期工作液，浸泡時間短（67 h、128℃）但也發(fā)生了腐蝕穿孔，如圖1（c）所示。

圖1 管柱腐蝕形式

通過掃描電鏡對油管進(jìn)行微觀分析，點蝕作為裂紋起源，裂紋呈現(xiàn)樹枝狀或階梯狀次生延展發(fā)育，裂紋主要沿晶界擴(kuò)展，如圖2所示。裂紋內(nèi)部有灰色物質(zhì)存在，采用能譜儀（EDS）分析（圖3），結(jié)果顯示：裂紋內(nèi)部灰色物質(zhì)主要元素包括Fe、C、O等，推斷為含大量Fe的氧化物。

圖2 不同電鏡下的裂紋情況

圖3 斷口微觀形貌與EDS圖譜情況

2 失效問題分析

通過以下3種途徑分析不銹鋼油管出現(xiàn)問題的情況：一是查閱文獻(xiàn)資料；二是與油管廠家現(xiàn)場取樣分析、室內(nèi)模擬腐蝕開裂實驗；三是與完井液廠家、第三方檢測單位交流等。

在完井過程中，完井液中的主要組分（如CaCl2、KCl）、添加劑、溶解氧（O2）、H2S、CO2、各種細(xì)菌及其代謝產(chǎn)物會對油管造成嚴(yán)重腐蝕。同時，油管在井下的運動也受到彎曲應(yīng)力、壓應(yīng)力、扭矩等交變應(yīng)力的影響，在腐蝕和交變應(yīng)力的共同作用下，油管容易發(fā)生點蝕穿孔和應(yīng)力腐蝕開裂（圖4）。

圖4 管柱腐蝕失效因素分析

應(yīng)力腐蝕開裂[6-7]（SCC）是金屬在一定應(yīng)力和環(huán)境介質(zhì)（地層溫度、二氧化碳、完井液等）的協(xié)同作用下發(fā)生斷裂的現(xiàn)象，占所有腐蝕事故的三分之一以上。在某些特殊的環(huán)境條件下，鋼材會發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。

通過分析管柱腐蝕開裂各種影響因素，最終確認(rèn)完井液性能、油管材質(zhì)以及地層溫度為主要影響因素。

2.1 應(yīng)力條件及影響作用

應(yīng)力的存在是應(yīng)力腐蝕開裂的必要條件。當(dāng)沒有應(yīng)力時，腐蝕很輕微，但當(dāng)有應(yīng)力且應(yīng)力超過某一臨界值，腐蝕不嚴(yán)重時，金屬就會發(fā)生脆性斷裂。根據(jù)斷裂力學(xué)的觀點，材料中存在一個臨界斷裂應(yīng)力，當(dāng)裂紋尖端的應(yīng)力場強度大于臨界斷裂應(yīng)力時，材料可能發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。實踐中通過管柱力學(xué)軟件模擬，分析“四種力學(xué)效應(yīng)”對管柱結(jié)構(gòu)的影響，合理選擇油管尺寸和管柱組合，加以規(guī)避。

2.2 金屬材料因素

金屬材料主要從合金成分、顯微組織和表面狀態(tài)3個方面影響金屬的應(yīng)力腐蝕開裂。本文研究的材料為13Cr馬氏體不銹鋼，其化學(xué)成分和力學(xué)性能見表1。

表1 13Cr不銹鋼化學(xué)成分及機械性能

圖5 不銹鋼油管腐蝕速率與溫度的關(guān)系

由圖6可以看出：兩者電位差異很小，很難產(chǎn)生電偶腐蝕。

圖6 不銹鋼13Cr110與13Cr110S在3.5%NaCl溶液中動點位掃描極化曲線

2.3 環(huán)境介質(zhì)條件的影響

對于每種類型的材料，應(yīng)力腐蝕開裂只能發(fā)生在特定的介質(zhì)中。即某一種合金對環(huán)境介質(zhì)是有選擇性的，發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂的介質(zhì)是特定的。不銹鋼在含有氯離子的介質(zhì)中會有應(yīng)力腐蝕開裂的危險[8-9]。

圖7為3 MPa、Cl-濃度100 g/L條件下馬氏體不銹鋼系列油管腐蝕與溫度的關(guān)系，由圖7可以看出，溫度低于130℃時，各種材質(zhì)腐蝕速率較為緩慢，在溫度超過130℃時，隨著溫度升高，腐蝕速率急劇升高。當(dāng)C1-濃度達(dá)到10×104mg/L時，發(fā)生點蝕最低溫度為100℃；當(dāng)溫度達(dá)到130℃時，發(fā)生點蝕最低C1-濃度為5×104mg/L[10-11]。

圖7 不銹鋼腐蝕與Cl-濃度及溫度的關(guān)系圖

圖8為馬氏體不銹鋼在CO2+Cl-環(huán)境中安全使用范圍，當(dāng)Cl-濃度低于5×104mg/L時，13Cr110可適用于130℃以下工況環(huán)境，但仍存在點蝕和開裂的風(fēng)險，尤其在高溫和pH較低環(huán)境中，大幅降低Cl-濃度是防止SCC發(fā)生的主要手段[12-13]。

圖8 馬氏體不銹鋼在CO2+Cl-環(huán)境中安全使用范圍

3 應(yīng)對措施

為規(guī)避13Cr完井管柱在井下發(fā)生腐蝕，在室內(nèi)模擬井筒高溫高壓環(huán)境下，試樣采用四點彎曲實驗方法，對比多種完井液（氯鹽、硝鹽和甲酸鹽）的腐蝕情況（圖9）。在浸泡720 h壓力40 MPa和140℃高溫條件下，加載應(yīng)力70%SMYS，實驗證明在甲酸鹽完井液中，試樣受拉伸面未發(fā)現(xiàn)裂紋，其余均有不同程度的開裂情況出現(xiàn)。

圖9 馬氏體不銹鋼樣片在不同完井液實驗情況對比

4 應(yīng)用實例

2020年9—10月，在FS6-p3井前期應(yīng)用氯鹽進(jìn)行起封井管柱、沖砂鉆磨、射孔等工藝，在刮削+通井后，用1.25 g/cm3的甲酸鈉完井液替出井內(nèi)全部氯鹽工作液，再下入壓裂完井一體化管柱。壓裂時長15天，但由于甲酸鹽具有良好的低腐蝕性保證了壓裂、試氣等工作順利進(jìn)行，取得很好的效果。

5 結(jié)論及建議

1）油管在大慶油田深層氣井超過3 000 m，溫度接近使用極限，一定氯離子濃度作用下，加劇了應(yīng)力腐蝕開裂。建議在3 000 m以內(nèi)油管使用13Cr110，超過3 000 m井深使用13Cr110S，上部連接13Cr110油管，進(jìn)行組合應(yīng)用，既降低了成本，又保證工藝成功。

2）不需要考慮兩種油管（13Cr110與13Cr110S）之間的電位電偶腐蝕。

3）氯鹽不能作為完井液在含Cr元素完井管柱中使用，但在前期可以作為工作液使用；下入含Cr元素的完井管柱前必須用腐蝕性低的甲酸鹽替盡。

4）完井液配制時適當(dāng)添加適當(dāng)?shù)娜鯄A，提高pH值在8.5～10，降低點蝕腐蝕速率。

5）使用專用替液管線和拉運罐車，避免二次污染。

6）通過研究油管與完井液配伍實驗，優(yōu)選甲酸鹽作為大慶油田深層氣完井的完井液。