黃明良 岳鵬 石銳 劉青山

摘 要：塔河油田注水井腐蝕嚴(yán)重，導(dǎo)致油管使用壽命縮短，修井頻繁，給油田帶來巨額經(jīng)濟(jì)損失。井場(chǎng)試驗(yàn)表明井下犧牲陽極保護(hù)技術(shù)可有效降低注水井管柱的腐蝕，但也存在陽極短節(jié)斷脫失效的問題。室內(nèi)對(duì)AD13CH井?dāng)嗝撌ш枠O保護(hù)器及油管樣品進(jìn)行金相分析、化學(xué)組分分析、斷口電鏡掃描及能譜分析，得出陽極保護(hù)器斷脫失效的原因?yàn)榱蚧飸?yīng)力腐蝕開裂。根據(jù)影響硫化物應(yīng)力腐蝕開裂的環(huán)境條件和管材因素，優(yōu)化陽極保護(hù)器內(nèi)部結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，避免焊接損傷及應(yīng)力集中。同時(shí)，優(yōu)化陽極保護(hù)器入井工藝，避免在井口至2000m硫化物應(yīng)力腐蝕溫度敏感區(qū)使用，在井深超過2000m的高溫區(qū)，縮小陽極保護(hù)器間距，提高保護(hù)管柱效果。

關(guān)鍵詞：注水井；犧牲陽極保護(hù)；斷脫；硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂

中圖分類號(hào)：TE983 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-2064（2019）15-0174-02

塔河油田平均井深6000米，井下腐蝕環(huán)境具有高溫（20-130℃），高礦化度（大于20.0*104mg/L）、高含硫化氫（平均30629mg/L）、低PH值（5-6）的特點(diǎn)[1]。因注水管網(wǎng)分布不全，部分注水井采用車到鹽水的方式，存在曝氧環(huán)節(jié)，溶解氧的引入進(jìn)一步增強(qiáng)井下環(huán)境的腐蝕性，苛刻的井下腐蝕環(huán)境，采用緩蝕劑單一防護(hù)技術(shù)，不能有效控制井筒的腐蝕破壞。

2017-2018年采油二廠發(fā)現(xiàn)井下腐蝕96井次，其中注水井腐蝕34井次，占比35.4%，腐蝕部位包括接箍、油管穿孔甚至斷脫。注水井管柱腐蝕導(dǎo)致油管使用壽命縮短、修井頻繁，對(duì)日常維護(hù)作業(yè)帶來極大困難和巨額的修井費(fèi)用，亟待開展防腐對(duì)策研究。

近年來，針對(duì)犧牲陽極保護(hù)技術(shù)在油氣田管道防腐應(yīng)用做了大量的工作，對(duì)犧牲陽極保護(hù)技術(shù)管道防腐機(jī)理有了深入的認(rèn)識(shí)[2][3][4]，為此在采油二廠開展井下犧牲陽極保護(hù)礦場(chǎng)試驗(yàn)。

1 井下犧牲陽極保護(hù)技術(shù)原理

將一種電位更負(fù)的金屬或其合金（如鎂、鋁、鋅等）作為犧牲陽極與被保護(hù)的金屬結(jié)構(gòu)物（油管）電性連接，通過電負(fù)性金屬或合金犧牲陽極的不斷溶解消耗，向被保護(hù)的油管提供保護(hù)電流，使油管獲得保護(hù)，大幅度降低油管和與之相連的附屬金屬配件、工具等生產(chǎn)管柱的腐蝕。

2 犧牲陽極保護(hù)器工藝設(shè)計(jì)[5]

由于油管在注水井中工作時(shí)其通徑不能變化，同時(shí)為保證犧牲陽極與油管存在電連接，犧牲陽極發(fā)出的電流能夠到達(dá)油管內(nèi)外壁，并考慮到犧牲陽極安裝的便捷與牢固，將犧牲陽極結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為犧牲陽極保護(hù)器短節(jié)形式。保護(hù)器短節(jié)由TP-JC螺紋接頭、3P110S抗硫油管、鋁-鋅-銦系內(nèi)外襯合金構(gòu)成如圖1、圖2。

3 塔河油田井場(chǎng)試驗(yàn)情況

自2016年，塔河油田試驗(yàn)井下犧牲陽極保護(hù)15井次，工藝方案為油管間隔200m下陽極保護(hù)器短節(jié)1根，設(shè)計(jì)使用壽命為2年。效果評(píng)價(jià)方式為井下運(yùn)行兩年后取出檢查油管腐蝕情況。

目前，15口井油管及陽極保護(hù)器全部起出，陽極保護(hù)器自井口往下，消耗逐漸增強(qiáng)，井深2000m以下基本完全消耗，油管外壁均無明顯腐蝕，對(duì)注水井油管保護(hù)作用明顯。試驗(yàn)期間TH12206井、AD13CH井、TK663井陽極保護(hù)發(fā)生斷脫失效，平均入井594天，斷脫井深位于400-800米，如表1所示。

4 陽極保護(hù)器斷脫原因分析

陽極保護(hù)器短節(jié)斷脫失效給油田帶來額外的修井費(fèi)用，也不利于井下犧牲陽極保護(hù)技術(shù)的推廣應(yīng)用。工作人員以AD13CH井為例，室內(nèi)進(jìn)行保護(hù)器短節(jié)斷脫原因分析。

4.1 AD13CH井注水生產(chǎn)情況

AD13CH井位于阿克庫(kù)勒凸起西北部，2010年2月完鉆，完井深度6239.12m，現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)該井CO2含量為2.16%-9.47%，H2S含量為：272-5387.3mg/m3。2012年4月17日開始單元注水。2015年12月20-22日組下完井管柱：31/2”JC喇叭口+31/2”JC油管619根+雙公+油管掛，累計(jì)油管619根，下入陽極保護(hù)器48個(gè)。

2016年1月7日至2017年5月9日，累計(jì)注水50403方。2017年7月更換管柱作業(yè)，第2根陽極短節(jié)接箍處斷脫（井下364m），井下運(yùn)行576天。

4.2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析[6]

取AD13CH斷脫陽極保護(hù)器，完好陽極保護(hù)器及油管管體一段開展室內(nèi)分析實(shí)驗(yàn)。

4.2.1 外（內(nèi)）壁宏觀形貌

陽極保護(hù)器表面合金存在明顯片狀腐蝕產(chǎn)物，極易剝落，樣品本體外壁及內(nèi)壁宏觀形貌無明顯的局部腐蝕及腐蝕減薄現(xiàn)象。

4.2.2 斷口宏觀形貌

斷脫陽極保護(hù)器整體呈脆性斷裂，斷口平整，無明顯的塑形變形，裂紋起源于內(nèi)表面，斷口上裂紋呈階梯狀擴(kuò)展，具有多源特征，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物。此外，斷口下方內(nèi)壁存在一圈明顯的凹坑，為內(nèi)襯層與管體結(jié)合部位，屬工藝電焊損傷。

4.2.3 金相分析

依據(jù)GB/T 13298-1991分別對(duì)陽極短節(jié)及油管段樣品進(jìn)行金相組織、晶粒度及非金屬夾雜物檢驗(yàn)，檢測(cè)結(jié)果表明兩根管樣的晶粒度較細(xì)，均為11.0級(jí)，且無超尺寸非金屬夾雜物，但內(nèi)外壁與心部的金相組織存在差異，其中內(nèi)外壁為回火索氏體+鐵素體，而心部為回火索氏體。

4.2.4 化學(xué)成分分析

依據(jù)ASTM A751-2008，采用ARL 4460直讀光譜儀分別對(duì)陽極短節(jié)本體及油管段進(jìn)行化學(xué)成分分析。檢測(cè)結(jié)果表明，陽極短節(jié)本體與油管段樣的化學(xué)成分基本無差異，且均符合API SPEC 5CT要求，如表2所示。

4.2.5 力學(xué)性能

依據(jù)ASTMA370-17標(biāo)準(zhǔn)對(duì)試樣進(jìn)行拉伸性能檢測(cè)，試驗(yàn)寬度*標(biāo)距19.1*50mm，檢測(cè)結(jié)果保護(hù)器本體：抗拉強(qiáng)度873MPa、屈服強(qiáng)度819MPa、延伸率21%，油管樣品表明抗拉強(qiáng)度886MPa、屈服強(qiáng)度836MPa、延伸率22%，符合APISPEC5CT對(duì)P110鋼抗拉強(qiáng)度≥862MPa、屈服強(qiáng)度758-965MPa、延伸率≥12%的標(biāo)準(zhǔn)要求。

4.2.6 硬度檢測(cè)

依據(jù)ASTM E18-16標(biāo)準(zhǔn)檢測(cè)未失效保護(hù)器管體樣品硬度（HRC）為25.6，油管段樣品（HRC）為26.2。

4.2.7 斷口微觀分析

陽極短節(jié)斷口經(jīng)過機(jī)械清洗后，采用掃描電鏡對(duì)斷口表面進(jìn)行形貌觀察，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物，且局部可見沿晶狀二次裂紋形貌。采用能譜儀對(duì)斷口表面進(jìn)行元素成分分析，腐蝕產(chǎn)物主要包含F(xiàn)e、O、C、S和Cl元素，如圖3，圖4所示。

4.3 陽極短節(jié)斷脫原因綜合分析

斷口宏觀分析結(jié)果表明，陽極短節(jié)斷口平整，無明顯的塑形變形，整體呈脆性斷裂，起源于內(nèi)表面，斷口上裂紋呈階梯狀擴(kuò)展，具有多源特征，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物。斷口微觀形貌分析結(jié)果表明，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物，且局部可見沿晶狀二次裂紋形貌，斷口腐蝕產(chǎn)物主要包含F(xiàn)e、O、C、S和Cl元素，且S元素含量非常高。由上述分析結(jié)果可知陽極保護(hù)器斷脫的原因?yàn)榱蚧飸?yīng)力腐蝕開裂。

5 結(jié)語

（1）井下犧牲陽極保護(hù)技術(shù)對(duì)塔河油田注水井電化學(xué)腐蝕引起的坑蝕、穿孔有較好的保護(hù)作用，對(duì)硫化物應(yīng)力腐蝕開裂沒有防護(hù)作用；（2）引起陽極短節(jié)斷脫的原因?yàn)榱蚧瘹涞母g開裂，其原因陽極短節(jié)存在焊接損傷、內(nèi)徑突變，金相組織不均勻等缺陷，耦合塔河油田酸性硫化氫環(huán)境誘發(fā)硫化物應(yīng)力腐蝕開裂；（3）優(yōu)化陽極保護(hù)器內(nèi)部結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，避免焊接損傷及應(yīng)力集中。

參考文獻(xiàn)

[1] 張江江，閆俊龍，劉冀寧，等.電化學(xué)保護(hù)技術(shù)在注水井下及地面管道防腐中的應(yīng)用[J].材料導(dǎo)報(bào)，2014，26（專輯23）：422-426.

[2] 陳秀玲，關(guān)建慶，尹依娜，劉強(qiáng).油田油水井高溫犧牲陽極保護(hù)技術(shù)[J].腐蝕與防護(hù)，2005，26（12）524-526.

[3] 念大海.陰極保護(hù)技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀分析[J].石油和化工設(shè)備，2012（15）：68.

[4] 侯世忠.陰極保護(hù)技術(shù)的研究與應(yīng)用[J]全面腐蝕控制，2018，10（10）：39-45.

[5] 韓帥.犧牲陽極保護(hù)技術(shù)在注水井中的應(yīng)用[J]全面腐蝕控制，2018，10（10）：26-27.

[6] 張樂，安浩，等.P110S鋼級(jí)油管斷裂失效分析[J]理化檢測(cè)，2018，11（54）：833-837.