杜曉杰，楊 陽(yáng)，楊中娜，馮電穩(wěn)

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

2020年，某油田注水井起出管柱時(shí)發(fā)現(xiàn)位于井下深度1 919，1 910，1 725，1 718 m的4根N80鋼級(jí)Φ8.89 mm規(guī)格油管發(fā)生腐蝕穿孔，其中1 919，1 910 m兩根油管位于1號(hào)配水器下方，1 725，1 718 m兩根油管位于3號(hào)配水器下方。該批油管服役時(shí)間為2012年5月，2020年7月發(fā)現(xiàn)管柱漏失。該井投產(chǎn)于2009年9月14日，支持多口油井，截至2020年4月5日，該注水井共計(jì)實(shí)施酸化增注作業(yè)13次，從2012年開始該井注水方式由籠統(tǒng)注水改為分層注水。此井注水量為996 m3/d，注入壓力6.3 MPa，注入目標(biāo)1 090 m3/d，最大井口壓力6.3 MPa。目前瞬時(shí)注采比1.01，累計(jì)注采比0.79［1-4］。

采用宏觀觀察以及各種分析檢驗(yàn)方法，查明失效原因，防止類似問(wèn)題再次出現(xiàn)［5-15］。

1 宏觀分析

采用游標(biāo)卡尺測(cè)量油管的內(nèi)徑、外徑及腐蝕坑大小，用數(shù)碼相機(jī)記錄失效管段的外壁、內(nèi)壁的腐蝕形貌及特征。1～4號(hào)油管外壁附著少量黑色垢和油泥，部分油管螺紋端部有腐蝕減薄現(xiàn)象。

1號(hào)油管外壁整體附著少量黑色油泥，存在明顯的腐蝕穿孔，孔尺寸約為35 mm×12 mm，其余位置未見明顯的局部腐蝕現(xiàn)象，如圖1（a）所示。進(jìn)一步對(duì)油管進(jìn)行解剖，油管內(nèi)壁附著黑色油污，存在多處腐蝕坑，腐蝕坑形貌為“層狀”［1］，且腐蝕坑與腐蝕穿孔均位于油管一側(cè)方向分布，如圖1（b）所示。綜合內(nèi)外壁腐蝕形貌特征，油管主要發(fā)生內(nèi)腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導(dǎo)致油管穿孔。

2號(hào)油管外壁局部位置存在少量的垢，存在一處直徑約20 mm的圓形穿孔，穿孔位置出現(xiàn)腐蝕臺(tái)階，即有“層狀”腐蝕形貌，表面附著少量黑色油泥，如圖2（a）所示，且外壁多處位置存在明顯的局部腐蝕，坑內(nèi)有黑色致密腐蝕產(chǎn)物。將油管解剖，油管內(nèi)壁均勻附著黑色油泥和黃褐色腐蝕產(chǎn)物層，未見明顯局部腐蝕，如圖2（b）所示。對(duì)腐蝕穿孔位置的內(nèi)、外壁形貌進(jìn)行對(duì)比，如圖3所示，油管主要發(fā)生外腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導(dǎo)致油管穿孔。

圖2 2號(hào)油管外壁與內(nèi)壁形貌

圖3 2號(hào)油管穿孔試樣和橫截面試樣

3號(hào)油管外壁和內(nèi)壁形貌如圖4所示。3號(hào)油管外壁附著少量垢，局部存在輕微腐蝕，共計(jì)發(fā)現(xiàn)11處腐蝕穿孔，絕大多數(shù)穿孔位置位于油管一側(cè)方向分布，接箍縫隙處（兩油管縫隙處）有局部腐蝕穿孔，接箍螺紋端部有腐蝕。對(duì)油管進(jìn)行解剖，油管內(nèi)部有油泥狀堵塞物，黏性較大，局部位置存在垢下腐蝕，腐蝕坑內(nèi)有油泥狀物質(zhì)，3號(hào)油管腐蝕形貌特征與1號(hào)油管類似。綜合內(nèi)外壁腐蝕形貌特征，油管主要發(fā)生內(nèi)腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導(dǎo)致油管穿孔。

圖4 3號(hào)油管外壁和內(nèi)壁形貌

4號(hào)油管穿孔位置附近約0.5 m范圍存在少量垢，共計(jì)發(fā)現(xiàn)3處腐蝕穿孔，距離較近，且均位于油管一側(cè)方向分布，如圖5（a）所示，腐蝕孔存在臺(tái)階，附近有疏松土狀黑色腐蝕產(chǎn)物，去除后可見局部腐蝕坑。對(duì)油管進(jìn)行解剖后，可見油管內(nèi)壁附著黑色油泥和腐蝕產(chǎn)物層，未見明顯局部腐蝕，如圖5（b）所示。4號(hào)油管腐蝕形貌特征與2號(hào)油管類似，主要為外腐蝕穿孔。

圖5 4號(hào)油管外壁與內(nèi)壁形貌

根據(jù)4根油管內(nèi)外壁形貌特征可推斷：1號(hào)、3號(hào)管為1號(hào)配水器下方的兩根油管，由內(nèi)腐蝕穿孔所致，從形貌上看，可能存在細(xì)菌腐蝕；2號(hào)、4號(hào)管為3號(hào)配水器下方的兩根油管，內(nèi)壁保持較好，由外腐蝕穿孔所致。

2 化學(xué)成分分析

從1號(hào)失效油管上取樣，尺寸為20 mm×20 mm×5 mm，采用直讀光譜儀對(duì)油管的化學(xué)成分進(jìn)行分析（表1），根據(jù)API Spec 5CT—2018《套管和油管》中對(duì)N80油管的要求可知，1號(hào)油管化學(xué)成分滿足該標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 1號(hào)油管化學(xué)成分（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）分析結(jié)果 %

3 洛氏硬度檢測(cè)

采用R574型洛氏硬度試驗(yàn)機(jī)對(duì)1號(hào)油管環(huán)形試樣進(jìn)行硬度試驗(yàn)，檢測(cè)位置如圖6所示，1號(hào)油管試樣洛氏硬度試驗(yàn)結(jié)果分別為26.1，25.2，24.7 HRC，滿足API Spec 5CT—2018標(biāo)準(zhǔn)要求。

圖6 硬度試樣檢測(cè)位置

4 金相分析

采用ZEISS金相倒置顯微鏡觀察1號(hào)失效油管樣件的金相，發(fā)現(xiàn)油管基體組織為鐵素體+珠光體，未發(fā)現(xiàn)帶狀組織，未見明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現(xiàn)象。1號(hào)油管金相組織如圖7所示。

圖7 1號(hào)油管金相組織

5 拉伸性能分析

拉伸試驗(yàn)檢測(cè)結(jié)果見表2，可見油管（未腐蝕）的屈服強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度及斷后伸長(zhǎng)率均滿足API Spec 5CT—2018標(biāo)準(zhǔn)對(duì)N80油管的要求。

表2 油管拉伸試驗(yàn)結(jié)果

6 沖擊性能分析

從油管（未腐蝕）部位取樣，并加工成55 mm×10 mm×3.3 mm的V型缺口沖擊試樣，采用刀刃半徑8 mm PSW750擺錘沖擊試驗(yàn)機(jī)/CST-50沖擊試樣缺口投影儀，在0℃試驗(yàn)溫度下，對(duì)油管的沖擊性能進(jìn)行分析，對(duì)比油管（未腐蝕）沖擊試驗(yàn)結(jié)果依次為35.8，41.3，42.2 J，平均值39.8 J，滿足API Spec 5CT—2018要求。

7 腐蝕產(chǎn)物分析

從油管取少量腐蝕產(chǎn)物，采用牛津能譜儀（EDS）進(jìn)行微區(qū)化學(xué)成分分析。采用石油醚、酒精溶解除油、過(guò)濾、干燥處理后進(jìn)行X射線衍射（XRD）測(cè)試，掃描角度2θ為3°～80°，采樣步寬為0.02°，波長(zhǎng)λ為1.540 56 nm。利用Search-match粉末衍射數(shù)據(jù)分析軟件并結(jié)合EDS的結(jié)果，對(duì)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行成分分析以確定腐蝕產(chǎn)物的主要成分。

7.1 能譜分析

分別選取1號(hào)油管內(nèi)壁不同部位、2號(hào)油管外壁、3號(hào)油管內(nèi)壁及4號(hào)油管外壁穿孔位置的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行取樣分析，腐蝕產(chǎn)物EDS化學(xué)成分分析結(jié)果見表3。

表3 腐蝕產(chǎn)物EDS化學(xué)成分（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）分析結(jié)果 %

7.2 X射線衍射分析

對(duì)能譜分析中所取腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行分析：1號(hào)油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物或垢樣主要為FeCO3、Fe9S11以及硅酸鹽，另外存在酸洗的殘留物MgF2；3號(hào)油管內(nèi)壁及孔周圍存在FeCO3、Fe9S11以及鈣硅類的復(fù)合產(chǎn)物；2號(hào)油管外壁附著物存在FeCO3、硫化鐵的復(fù)合產(chǎn)物；4號(hào)油管外部產(chǎn)物為FeCO3、SiO2、Fe9S11等產(chǎn)物。腐蝕產(chǎn)物中FeCO3應(yīng)與介質(zhì)環(huán)境中CO2腐蝕及HCO3-有關(guān)。由于油氣中存在較多的CO2，水中較高的溶解度將形成H2CO3，電離將生成氫離子，氫離子與鐵反應(yīng)從而導(dǎo)致腐蝕，腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3，且腐蝕形式主要是局部腐蝕［2］。Fe9S11常與硫酸鹽還原菌（SRB）或H2S環(huán)境有關(guān)［3］。硅酸鹽主要為地層物質(zhì)，MgF2為酸洗殘留物。

8 失效原因分析

（1）根據(jù)分析結(jié)果可知，油管的化學(xué)成分及機(jī)械性能滿足API Spec 5CT—2018標(biāo)準(zhǔn)要求，1號(hào)油管金相組織為鐵素體+珠光體，無(wú)帶狀組織，未見明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現(xiàn)象。

（2）1號(hào)油管和3號(hào)油管穿孔為內(nèi)腐蝕導(dǎo)致，腐蝕坑附近也存在明顯附著物，推測(cè)內(nèi)壁腐蝕主要為細(xì)菌腐蝕，另沉積物下腐蝕、殘酸腐蝕起到加速作用。由于2015年進(jìn)行分層調(diào)配作業(yè)，全開1～4號(hào)分隔器，而1號(hào)油管和3號(hào)油管屬于1號(hào)分隔器管柱最底端封閉，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，容易滯留固體顆粒或懸浮物等，細(xì)菌產(chǎn)生的黏液會(huì)使細(xì)菌群落在此聚集進(jìn)而發(fā)生細(xì)菌及沉積物腐蝕，腐蝕產(chǎn)物中還發(fā)現(xiàn)有少量F元素等，說(shuō)明酸化殘留液對(duì)腐蝕也起到加速作用。

（3）2號(hào)油管和4號(hào)油管穿孔為外腐蝕所致，兩根油管位于3號(hào)分隔器管柱底部，屬于油、套環(huán)空的“死水區(qū)”，該區(qū)域容易滯留和附著結(jié)垢物、腐蝕產(chǎn)物、固體顆粒物在管柱外壁，發(fā)生沉積物下腐蝕，同時(shí)該環(huán)境也為細(xì)菌腐蝕提供有利條件，造成腐蝕不斷加劇，進(jìn)而導(dǎo)致穿孔。

9 結(jié)語(yǔ)及建議

9.1 結(jié) 語(yǔ)

（1）油管化學(xué)成分及機(jī)械性能滿足API Spec 5CT—2018標(biāo)準(zhǔn)要求。

（2）1號(hào)油管和3號(hào)油管位于1號(hào)分隔器管柱最底端，油管穿孔為內(nèi)腐蝕導(dǎo)致，主要為細(xì)菌腐蝕，另沉積物下腐蝕、殘酸腐蝕起到加速作用。

（3）2號(hào)油管和4號(hào)油管位于3號(hào)分隔器管柱底部，油管穿孔為外壁腐蝕所致，因油、套管之間形成的“死水區(qū)”存在的沉積物下腐蝕和細(xì)菌腐蝕的綜合作用而導(dǎo)致了腐蝕穿孔。

9.2 建 議

（1）應(yīng)定期向注水系統(tǒng)投加殺菌劑和阻垢劑，并且藥劑要定期優(yōu)化升級(jí)，防止細(xì)菌對(duì)殺菌劑產(chǎn)生耐藥性，還應(yīng)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）避免在油、套管之間形成“死水區(qū)”，減少污垢在局部區(qū)域沉積，并加強(qiáng)“死水區(qū)”的防腐，降低死水對(duì)油套管的腐蝕；加強(qiáng)“死水區(qū)”的防垢，阻止或減少垢的產(chǎn)生；加強(qiáng)“死水區(qū)”的殺菌，降低細(xì)菌腐蝕的概率。

（3）現(xiàn)場(chǎng)酸化作業(yè)后，減少酸液在管柱系統(tǒng)的殘留時(shí)間，盡快將酸化反排液排出管柱系統(tǒng)。

（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。