杜曉杰，楊陽，楊中娜，馮電穩(wěn)，賈逸群

（1.中海油（天津）管道工程技術有限公司，天津 300452；2.天津北海油人力資源咨詢服務有限公司，天津 300452）

某油田注水井一批油管于2012年7月服役，2020年7月發(fā)現(xiàn)管柱漏失，起出管柱，發(fā)現(xiàn)108 m處油管本體有腐蝕坑，深度位于1 262 m（1#油管）、1 430 m（2#油管）的2根3-1/2”N80油管發(fā)生腐蝕穿孔失效。1#油管位于zone4配水器上部，與配水器之間相隔兩根短節(jié)；2#油管位于zone1配水器下面第一根油管，穿孔油管位于注水量較大的zone4和 zone1的配水器附近。

該注水井注水方式為分層注水，完井方式為套管射孔+防砂篩管+分層配注管柱，分4段注水。該注水井補心海拔47.16 m，最大井斜29.17°@727m，最大狗腿度4.73°@328m。從服役初期至油管失效，酸化作業(yè)共計19次。該井目前注水量為608 m3·d-1，該井目標注入量為700 m3·d-1，井口注入壓力為8.4 MPa，最大井口注入壓力為8.4 MPa。目前瞬時注采比1.04，累計注采比0.91。

采用宏觀分析方法分析腐蝕穿孔情況及內(nèi)外壁形貌，對油管的材質(zhì)進行化學成分分析、洛氏硬度分析、金相檢驗、能譜儀分析、X射線衍射（XRD）分析等綜合分析，以便查明失效原因，防止類似問題再次出現(xiàn)。

1 宏觀分析

采用肉眼觀察油管內(nèi)外壁的穿孔及腐蝕情況，用游標卡尺測量穿孔部位的孔徑大小，并用相機記錄所觀察到的現(xiàn)象。1#、2#油管外壁整體呈棕黃色，附著少量黑色污垢，見圖1，可見兩根油管外壁均存在一定程度均勻腐蝕。

圖1 某注水井1#、2#油管

1#油管局部位置有少量較薄的垢層，垢下存在腐蝕坑，外壁可見溝槽狀腐蝕坑，腐蝕孔呈圓形，直徑約2 cm，見圖2。將油管剖開，可見內(nèi)壁存在黃褐色均勻腐蝕產(chǎn)物，見圖3，未見明顯局部腐蝕，由此可知1#油管是外腐蝕導致的穿孔。

圖3 1#油管內(nèi)壁形貌

2#油管外壁大部分區(qū)域結(jié)垢嚴重，且存在片狀黃色腐蝕產(chǎn)物或垢附著管壁，見圖4。2#油管內(nèi)壁附著較厚的垢，存在垢下腐蝕特征，見圖5。部分腐蝕坑呈同心圓狀，坑內(nèi)有黑色油泥狀物質(zhì)。

圖4 2#油管外壁形貌

圖5 2#油管內(nèi)壁和橫截面形貌

2 材質(zhì)分析

從油管管體上截取20 mm×20 mm×5 mm的方形試樣，采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對油管的化學成分進行分析，檢測標準為ASTM A751-14a，根據(jù)檢測結(jié)果結(jié)合API Spec 5CT標準對N80油管的技術要求，判斷材質(zhì)合格性。采用R574洛氏硬度試驗機對油管環(huán)形試樣進行硬度試驗，檢測標準為ASTM E18-19，根據(jù)檢測結(jié)果結(jié)合API Spec 5CT標準，判斷油管的硬度是否滿足要求。

表1是2#油管的化學成分分析結(jié)果。從表1中可以看出，P的質(zhì)量分數(shù)為0.007 6%，S的質(zhì)量分數(shù)為0.004 6%，低于API 5CT中對N80油管相應化學成分質(zhì)量分數(shù)的要求，表明該油管的化學成分滿足標準。

表1 油管化學成分分析結(jié)果 質(zhì)量分數(shù)/%

圖6是2#油管中洛氏硬度的檢測位置圖，檢測結(jié)果見表2。平均洛氏硬度為17.6，API 5CT標準中對 N80鋼的硬度值無要求，相比于L80 的硬度要求（的硬度要求（≤23 HRC），該油管硬度值較高），該油管硬度值較高,滿足API 5CT中對N80油管的硬度要求。

圖6 硬度試樣測試位置

表2 油管試樣洛氏硬度試驗結(jié)果 HRC

3 金相分析

采用ZEISS Observer A1m金相倒置顯微鏡對2#油管管體取樣進行金相分析，檢測標準為GB/T 13298—2015、ASTM E45-18。金相檢驗結(jié)果見表3，可見2#油管基體組織為鐵素體+珠光體，見圖7，未發(fā)現(xiàn)帶狀組織。2#油管中少量的非金屬夾雜物（D類）的存在降低金屬表面狀態(tài)的均勻性，非金屬夾雜物與基體的電極電位不同，形成微電池。當微電池遇到腐蝕性的物質(zhì)，就會形成電化學腐蝕，破壞材料結(jié)構(gòu)[1]。

表3 金相檢驗結(jié)果

圖7 2#油管金相分析結(jié)果

4 腐蝕產(chǎn)物分析

從油管內(nèi)外壁分別取少量的腐蝕產(chǎn)物，采用牛津能譜儀（EDS）分析腐蝕產(chǎn)物和垢層的化學成分。將所取的腐蝕產(chǎn)物依次用石油醚、無水乙醇清洗，低溫烘干并研磨成顆粒均勻的粉末，用XRD進行分析，掃描角度2θ為3°～80°，采樣步寬為0.02，波長λ=1.540 56 nm。利用Search-Match軟件并結(jié)合EDS的結(jié)果，對幾組腐蝕產(chǎn)物進行成分分析。所取腐蝕產(chǎn)物信息詳見表4。

表4 腐蝕產(chǎn)物取樣信息

采用牛津能譜儀對1#管段和2#管段內(nèi)外壁不同取樣點的化學成分進行分析，分析結(jié)果見表5、表6。

表5 1#管段內(nèi)外壁微區(qū)化學成分分析結(jié)果

表6 2#管段內(nèi)外壁微區(qū)化學成分分析結(jié)果

采用XRD技術對6個試樣進行分析，不同試樣對應的XRD結(jié)果見圖8至圖13。

圖8 ①號試樣XRD結(jié)果

圖9 ②號試樣XRD結(jié)果

圖10 ③號試樣XRD結(jié)果

圖11 ④號試樣XRD結(jié)果

圖12 ⑤號試樣XRD結(jié)果

綜合XRD及牛津能譜儀的分析結(jié)果可以得出，1#油管外壁腐蝕產(chǎn)物或垢樣的主要成分是鐵硫化合物及FeCO3；2#油管的內(nèi)壁附著物主要為鈣硅類的復合物、FeCO3、鐵硫化物。FeCO3應與介質(zhì)環(huán)境中CO2腐蝕及HCO3-有關，鐵硫化物應與細菌腐蝕或H2S腐蝕有關，鈣硅類復合物主要為地層物質(zhì)。

從現(xiàn)場了解到，單井產(chǎn)液中含有一定的CO2和H2S。CO2在水中的高溶解性，導致形成H2CO3，碳酸的水解就釋放出氫離子，氫離子的強去極化性加速陽極鐵溶解，從而導致金屬腐蝕，反應產(chǎn)物即為FeCO3[2-3]。

H2S溶解于水中，電離形成強的去極化劑H+，發(fā)生陰極析氫反應，從而形成鐵的硫化物。

5 失效原因分析

1）根據(jù)理化分析結(jié)果可知，油管的化學成分滿足API 5CT標準要求，油管的金相組織為鐵素體+珠光體，少量的無非金屬夾雜物，未發(fā)現(xiàn)帶狀組織。

2）1#油管穿孔為外腐蝕所致，位于Zone4管柱底部，屬于油、套環(huán)空的底部，雜質(zhì)和固體顆粒容易沉淀附著于油管外壁，且一直處于注水工況，介質(zhì)的流動會加速腐蝕，引起管壁減薄，注入水會溶解二氧化碳，且產(chǎn)液中含有一定的硫化氫，受注入水中的腐蝕性介質(zhì)及酸化液的共同作用，腐蝕不斷加劇，進而導致穿孔。

3）2#油管屬于Zone1管柱最底端封閉，為典型的管柱底部滯留區(qū)，此處介質(zhì)流速低，越往下液體置換越慢，容易滯留固體顆?；驊腋∥锏龋毦a(chǎn)生的黏液會使細菌群落在此聚集進而發(fā)生細菌及沉積物腐蝕，且油井管多次進行酸化處理，酸化殘留液對腐蝕也起到加速作用。

6 結(jié)論及建議

6.1 結(jié)論

1）油管化學成分滿足API 5L標準要求。

2）Zone4管柱底部油管穿孔為外壁腐蝕所致，受注入水中的腐蝕性介質(zhì)及酸化液的共同作用，腐蝕不斷加劇，進而導致穿孔。

3）Zone1管柱最底端油管穿孔為內(nèi)腐蝕導致，主要為沉積物下腐蝕，另外殘酸腐蝕、介質(zhì)沖刷起到加速作用。

6.2 建議

1）應定期向注水系統(tǒng)投加殺菌劑，為應對有害細菌對殺菌劑的適應性，可以考慮間歇性加注兩種殺菌劑，還應考慮管柱特殊區(qū)域藥劑被介質(zhì)中各種懸浮物、沉淀物等吸附的可能性。

2）向注水系統(tǒng)加注經(jīng)評價過的防垢劑，并定期對藥劑進行優(yōu)化。

3）避免在油、套管環(huán)空底部形成區(qū)域沉積物，并加強注入水質(zhì)的腐蝕性介質(zhì)監(jiān)測，降低后續(xù)腐蝕速率。

4）建議在管柱底部區(qū)域選用耐蝕合金鋼以提高油管的防腐性能。

5）建議酸化過程中加注經(jīng)過評價的緩蝕劑，并持續(xù)加注。