高永華, 劉 磊, 楊 陽(yáng), 楊中娜

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452；2.中海油(天津)管道工程技術(shù)有限公司，天津 300452)

某油田生產(chǎn)井于2019年2月投產(chǎn)，采用電潛泵生產(chǎn)。投產(chǎn)以來(lái)產(chǎn)液含水率迅速上升，產(chǎn)液量穩(wěn)定在452 m3/d，產(chǎn)油量穩(wěn)定在40 m3/d，含水率91%，生產(chǎn)穩(wěn)定。2019年12月底，該井產(chǎn)液量開(kāi)始呈下降趨勢(shì)，流壓上升，懷疑該井存在管外竄或者套管泄漏導(dǎo)致產(chǎn)出液含水比較高。起出油井管后，發(fā)現(xiàn)其存在腐蝕穿孔的現(xiàn)象，穿孔油管位于井下939.7～1 301.19 m處。

為查找油管發(fā)生腐蝕穿孔的原因，對(duì)油管典型失效部位進(jìn)行宏觀(guān)分析及測(cè)量、材質(zhì)分析、介質(zhì)分析、腐蝕產(chǎn)物分析等，為預(yù)防類(lèi)似問(wèn)題發(fā)生制定了行之有效的預(yù)防措施。

1 宏觀(guān)分析及測(cè)量

這次共取出9根油管，其中7根為腐蝕穿孔油管，2根為上下位置相鄰的未失效油管，作為對(duì)比試驗(yàn)管。7根腐蝕穿孔油管的穿孔數(shù)量及穿孔尺寸不盡相同，見(jiàn)表1。腐蝕穿孔形狀呈條形或圓形，如圖1所示。油管穿孔部位的外壁平整，周?chē)匆?jiàn)明顯腐蝕坑，而且每根油管的多個(gè)腐蝕孔均位于油管同一側(cè)，沿軸向呈一條直線(xiàn)分布。從油管的外壁整體形貌來(lái)看，除穿孔位置外，管體其余部位均未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕現(xiàn)象。

表1 油管井深及穿孔信息

圖1 油管腐蝕穿孔形貌

分別選取76號(hào)、67號(hào)、54號(hào)和44號(hào)油管進(jìn)行縱向解剖，進(jìn)一步觀(guān)察各油管的內(nèi)壁形貌。54號(hào)油管的內(nèi)壁宏觀(guān)形貌見(jiàn)圖2。由圖2看出，油管穿孔一側(cè)的內(nèi)壁存在多處溝槽狀腐蝕坑[1-4]，某些腐蝕坑深度較大，已超過(guò)壁厚的80%，且腐蝕坑沿軸向呈線(xiàn)形條帶分布，穿孔位置也位于該腐蝕條帶上。另從內(nèi)壁整體形貌來(lái)看，油管存在明顯的沖蝕現(xiàn)象，沖蝕痕跡與腐蝕條帶相吻合。腐蝕坑、穿孔位置及兩側(cè)8 mm范圍內(nèi)均存在較為嚴(yán)重的腐蝕，腐蝕條帶兩側(cè)的壁厚減薄約為壁厚的20%～30%，圖3為腐蝕區(qū)域示意圖。

圖2 54號(hào)油管內(nèi)壁腐蝕穿孔宏觀(guān)形貌

圖3 油管腐蝕區(qū)域示意

與油管穿孔一側(cè)相對(duì)的另一側(cè)內(nèi)壁形貌見(jiàn)圖4。由圖4可以看出，大部分管段內(nèi)壁未發(fā)現(xiàn)明顯的局部腐蝕，部分管段內(nèi)壁表面層狀起裂，剝除后發(fā)現(xiàn)有腐蝕跡象[5]，但不存在溝槽狀或圓形的腐蝕坑，最大減薄約為壁厚的10%。

圖4 54號(hào)油管腐蝕內(nèi)壁腐蝕形貌對(duì)比

44號(hào)、67號(hào)和76號(hào)油管內(nèi)壁形貌特征與54號(hào)油管相似，其中44號(hào)與76號(hào)油管雖未發(fā)生腐蝕穿孔，但內(nèi)壁腐蝕也很?chē)?yán)重。對(duì)比腐蝕穿孔部位的內(nèi)外壁形貌特征，油管穿孔是由內(nèi)腐蝕所致。從穿孔一側(cè)與相對(duì)側(cè)的內(nèi)壁形貌來(lái)看，腐蝕穿孔一側(cè)屬于油管的底部位置，穿孔部位及沖蝕部位均與油管6點(diǎn)鐘方向吻合，可以看出油管底部腐蝕與沖蝕有關(guān)。

2 材質(zhì)分析

2.1 化學(xué)成分分析

采用光譜儀分別對(duì)54號(hào)和76號(hào)油管的化學(xué)成分進(jìn)行分析，分析結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 油管化學(xué)成分分析結(jié)果 w,%

由表2可以看出，54號(hào)和76號(hào)油管化學(xué)成分滿(mǎn)足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.2 洛氏硬度檢測(cè)分析

采用洛氏硬度試驗(yàn)機(jī)分別對(duì)54號(hào)和76號(hào)油管環(huán)形試樣進(jìn)行硬度檢測(cè)，檢測(cè)位置見(jiàn)圖5，檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可見(jiàn)，兩油管的洛氏硬度值未見(jiàn)明顯差異。

圖5 試樣硬度檢測(cè)位置

表3 油管試樣洛氏硬度試驗(yàn)結(jié)果 HRC

2.3 金相分析

分別對(duì)54號(hào)和76號(hào)油管取樣進(jìn)行金相分析，金相分析結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可見(jiàn),兩油管的基體組織均為回火索氏體(見(jiàn)圖6)，均未發(fā)現(xiàn)非金屬夾雜物。

表4 金相檢驗(yàn)結(jié)果

圖6 油管金相組織

3 結(jié)垢預(yù)測(cè)及沖蝕評(píng)估

該井水的pH值為6.68,水質(zhì)分析結(jié)果見(jiàn)表5。依據(jù)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)平臺(tái)水質(zhì)進(jìn)行結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)，水質(zhì)存在CaCO3結(jié)垢趨勢(shì)，不存在FeCO3結(jié)垢趨勢(shì)。

表5 井水水質(zhì)分析結(jié)果 mg/L

根據(jù)生產(chǎn)平臺(tái)提供的單井計(jì)量數(shù)據(jù)，按照API RP 14E《海上生產(chǎn)平臺(tái)管道系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和安裝》評(píng)估液相對(duì)油管內(nèi)壁的沖蝕是否發(fā)生。結(jié)果顯示，油管內(nèi)液體介質(zhì)的流速為1.35 m/s，小于臨界沖蝕流速12.59 m/s，說(shuō)明液相介質(zhì)不會(huì)對(duì)油管內(nèi)壁造成沖蝕，故本次沖蝕的形成原因應(yīng)與液相中攜帶的固體顆粒有關(guān)。

4 腐蝕產(chǎn)物分析

分別選取54號(hào)油管穿孔位置的內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物和76號(hào)油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行X射線(xiàn)衍射(XRD)分析,分析結(jié)果見(jiàn)圖7。XRD分析結(jié)果表明，兩組腐蝕產(chǎn)物成分基本相似，油管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物主要以FeCO3為主，且發(fā)現(xiàn)含有CaCO3，SiO2，CaSiO3及鈣鋁酸鹽成分。

圖7 XRD分析結(jié)果

5 失效原因分析

該井油管服役時(shí)間短，在油管底部發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕穿孔，并存在連續(xù)或間斷的深淺不一的腐蝕坑，腐蝕形態(tài)為蝕坑或溝槽狀腐蝕，典型的沖蝕形貌;且這些腐蝕坑內(nèi)存在SiO2，CaSiO3，鈣鋁酸鹽及CaCO3垢。經(jīng)核算，管道內(nèi)液相介質(zhì)在當(dāng)前流量下不會(huì)造成管道內(nèi)壁沖蝕，故造成沖蝕的來(lái)源應(yīng)主要為地層產(chǎn)出物(SiO2，CaSiO3和鈣鋁酸鹽)。在流速低的情況下，油砂在重力作用下沉積于管線(xiàn)的底部，隨著氣液壓力的時(shí)大時(shí)小、時(shí)快時(shí)慢的脈動(dòng)，采出液不停地沖刷管線(xiàn)的底部，形成沖刷腐蝕，從而加劇了油管的腐蝕穿孔。

該井采出液的含水率較高，大于90%，液相介質(zhì)中出現(xiàn)游離水，油管內(nèi)液體為“油包水+游離水”或“油包水+水包油”的乳化液，此時(shí)油管底部為水，中部為油包水，上部為伴生氣。油管底部直接接觸水，且水中溶解有酸性氣體，而水的pH值為6.68，底部處于酸性液相環(huán)境，造成底部腐蝕嚴(yán)重。

綜上所述，該井油管腐蝕穿孔失效是由于沖刷腐蝕與底部酸性液相腐蝕雙重作用所致。

6 結(jié)論及建議

(1)油管的化學(xué)成分滿(mǎn)足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)N80油管的要求。

(2)油管腐蝕穿孔是由于內(nèi)部腐蝕所致，油管底部同時(shí)受介質(zhì)中顆粒物的沖刷腐蝕與酸性液相腐蝕雙重作用，最終導(dǎo)致腐蝕穿孔。

(3)油井采出液含砂粒，屬于含砂區(qū)塊，應(yīng)該采取防砂措施，降低油砂對(duì)油管的沖刷腐蝕。

(4)應(yīng)對(duì)油井的氣相組分進(jìn)行分析，特別是CO2和H2S等腐蝕性氣體的含量，為后續(xù)管材選型提供依據(jù)。

(5)注入緩蝕劑，必要時(shí)進(jìn)行藥劑評(píng)價(jià)，選擇合理的注入量，減輕油管底部水相的腐蝕。