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        某海上注水井N80油管腐蝕穿孔失效分析

        2022-08-10 03:49:28徐振東楊中娜李文濤王海鋒王驊鐘馮電穩(wěn)
        化工裝備技術(shù) 2022年3期
        關(guān)鍵詞:水質(zhì)分析

        徐振東* 楊中娜 李文濤 楊 陽(yáng) 王海鋒 王驊鐘 馮電穩(wěn)

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

        0 前言

        油田注水是提高地層壓力,保證原油穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的常用措施。油田開(kāi)發(fā)初期的注水措施基本上是按自然吸水能力進(jìn)行籠統(tǒng)合注,不同滲透率的油層吸水量相差幾倍到幾十倍,造成注入水單層突進(jìn)和平面指進(jìn)的局面[1]。因此,為了加強(qiáng)中、低滲透層吸水率,并控制高滲透層注入量,某海上油田采用了分層注水工藝,有效地控制了油層壓力,并在一定程度上控制了油田含水量上升過(guò)快的現(xiàn)象,很好地解決了油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的層間矛盾[2]。但隨著回注系統(tǒng)溫度、壓力、流態(tài)的變化,且注入水中含有各種無(wú)機(jī)鹽離子、原油、細(xì)菌、固體顆粒、溶解性氣體(CO2、H2S)等,使得管柱易在某些特殊區(qū)域形成腐蝕穿孔等現(xiàn)象[3],研究了管柱腐蝕穿孔原因及失效機(jī)理,并提出了相應(yīng)的改進(jìn)或預(yù)防措施,對(duì)維持油田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn),提高采收率具有重要意義[4]。

        某海上注水井于2009 年7 月投注,采用籠統(tǒng)注水方式注水。2012 年4 月重新完井下分注管柱,分為6 段注水,注入方式為生產(chǎn)污水+海水混注,最大井斜為41.72°,補(bǔ)心海拔為47.16 m。2012 年4月下入分層管柱后注水量保持在470 m3/d 左右,注水壓力為2.9 MPa。2012 年5 月至2019 年4 月,該井至少實(shí)施了9 次酸化作業(yè),酸化液為土酸(12%HCl+3% HF),酸化作業(yè)后無(wú)返排,通過(guò)后期注水作業(yè)將殘酸壓至地層。2019 年11 月在該注水井更換管柱作業(yè)期間,發(fā)現(xiàn)有一根NU 或N80 油管發(fā)生兩處腐蝕穿孔(如圖1 所示),深度為 1 593.76~1 594.26 m,穿孔油管所在位置的溫度約為68 ℃。根據(jù)圖1 可知,穿孔油管位于分層注水管柱底部(1 區(qū))最上面一根油管,緊鄰配水器(如圖1 箭頭所指位置),管柱最底部區(qū)域有圓堵,注入水在底部區(qū)域置換較慢。本文結(jié)合檢測(cè)結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況,對(duì)油管腐蝕穿孔原因進(jìn)行了綜合分析。

        圖1 失效油管位置

        1 宏觀分析及測(cè)量

        腐蝕油管外壁均勻覆蓋了較厚的棕黃色腐蝕產(chǎn)物,其宏觀形貌可見(jiàn)圖2,油管的外壁主要呈現(xiàn)均勻腐蝕特征,共計(jì)4 處穿孔,腐蝕孔呈圓形或橢圓形,孔徑大小不一,最大穿孔尺寸(長(zhǎng)度×寬度)為110.91 mm×26.24 mm。

        對(duì)油管進(jìn)行縱向解剖,進(jìn)一步觀測(cè)油管的內(nèi)壁腐蝕特征,如圖3 所示。從圖3 可以看出,油管內(nèi)壁整體存在較多附著物,包括穿孔位置。將穿孔位置的內(nèi)外壁形貌進(jìn)行對(duì)比分析后可知,外壁形貌較平整,而內(nèi)壁存在明顯徑向臺(tái)階,穿孔位置位于減薄部位中心,綜合判斷,油管腐蝕穿孔主要是由于內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的。腐蝕坑附近也存在明顯附著物,推測(cè)內(nèi)壁腐蝕可能與沉積物下腐蝕有關(guān)。

        圖3 失效油管內(nèi)壁宏觀形貌

        2 材質(zhì)分析

        2.1 化學(xué)成分分析

        從油管管體取樣進(jìn)行化學(xué)成分分析,結(jié)果可見(jiàn)表1,油管中的化學(xué)成分滿足API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)對(duì)N80鋼的要求。

        表1 油管化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

        2.2 金相分析

        從失效油管靠近腐蝕坑和遠(yuǎn)離腐蝕坑處分別取樣進(jìn)行金相分析,檢驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。油管腐蝕坑附近基體組織為鐵素體+珠光體,如圖4 所示,帶狀組織4 級(jí),未見(jiàn)非金屬夾雜物,腐蝕坑底部未見(jiàn)裂紋及明顯脫碳現(xiàn)象。遠(yuǎn)離腐蝕坑處基體組織為鐵素體+珠光體,詳見(jiàn)圖5 a),帶狀組織5 級(jí),如圖5 所示,其中未見(jiàn)非金屬夾雜物。

        表2 金相檢驗(yàn)結(jié)果

        圖4 腐蝕坑附近金相組織

        圖5 遠(yuǎn)離腐蝕坑處金相組織

        3 腐蝕產(chǎn)物分析

        取油管內(nèi)壁表層垢樣、腐蝕坑內(nèi)產(chǎn)物(分別記為1#、2#)進(jìn)行成分分析。采用除油、過(guò)濾、干燥處理后進(jìn)行EDS 和XRD 分析,結(jié)果可見(jiàn)表3 和表4,XRD 測(cè)試結(jié)果及標(biāo)準(zhǔn)卡片對(duì)比情況可見(jiàn)圖6~圖7。油管內(nèi)壁垢樣/腐蝕產(chǎn)物中存在較高含量的S、Cl、Na 元素,垢樣主要以FeCO3、FeS 及NaCl 形式存在,腐蝕坑內(nèi)產(chǎn)物除以上三種物質(zhì)外,還有鈣鎂垢。

        注入水為生產(chǎn)污水和海水的混合液,所以,F(xiàn)eCO3主要為水中HCO3-或溶解CO2與Fe 反應(yīng)的產(chǎn)物[5],Cl 元素來(lái)自注入水中的NaCl,Cl-會(huì)加速產(chǎn)物膜的破壞,促進(jìn)局部腐蝕[6]。S 元素來(lái)源于腐蝕產(chǎn)物FeS,因注入水中基本無(wú)H2S,且該處溫度為65 ℃,穿孔不具有普遍性,所以排除H2S 腐蝕的可能性[7]。由于海水中含有SRB,在井底無(wú)氧環(huán)境下,局部易滯留污垢且有硫酸鹽的水溶液不斷補(bǔ)給養(yǎng)料的情況下,易產(chǎn)生細(xì)菌腐蝕,因此推測(cè)S 來(lái)自于SRB 細(xì)菌腐蝕產(chǎn)物。

        表3 垢樣/腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

        4 微觀分析

        圖6 1#樣品的XRD結(jié)果

        圖7 2#樣品的XRD結(jié)果

        沿腐蝕坑橫截面的基體至緊貼內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物層依次進(jìn)行微區(qū)成分分析,能譜線掃測(cè)試點(diǎn)及測(cè)試結(jié)果可見(jiàn)圖8??梢?jiàn)腐蝕產(chǎn)物主要元素為Fe、O、C、Si、S,結(jié)合XRD 分析結(jié)果,緊貼內(nèi)壁產(chǎn)物主要成分為FeCO3、FeS 和砂子,同時(shí)說(shuō)明XRD 分析結(jié)果中的高含量NaCl 和鈣鎂垢主要為油管內(nèi)壁表層的結(jié)垢物。

        圖8 腐蝕坑橫截面試樣能譜測(cè)試結(jié)果

        5 水質(zhì)分析及結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

        取平臺(tái)注水樣進(jìn)行水質(zhì)分析,結(jié)果可見(jiàn)表5。注入水水型為氯化鎂型,Mg2+、Ca2+含量較高。根據(jù)水質(zhì)分析結(jié)果,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況,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)注入生產(chǎn)水結(jié)垢趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè),結(jié)果為該平臺(tái)注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結(jié)垢趨勢(shì)。

        6 失效原因分析

        (1)根據(jù)材質(zhì)鑒定結(jié)果可知,油管的化學(xué)成分滿足API 5CT 標(biāo)準(zhǔn)要求,硬度較高。油管的金相組織均為鐵素體+珠光體,腐蝕坑附近為帶狀組織4 級(jí),遠(yuǎn)離腐蝕坑處為帶狀組織5 級(jí),未見(jiàn)明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現(xiàn)象。

        表5 注入水水質(zhì)分析

        (2)油管產(chǎn)生內(nèi)腐蝕穿孔,腐蝕坑附近也存在明顯附著物,推測(cè)內(nèi)壁腐蝕可能與沉積物下腐蝕有關(guān)。

        (3)對(duì)注入水進(jìn)行水質(zhì)分析,D 平臺(tái)注入水的水型為氯化鎂型,有CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結(jié)垢趨勢(shì),未檢測(cè)出SRB、TGB、FB。

        (4)通過(guò)能譜及XRD 分析可知,油管內(nèi)壁的垢樣及腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3、FeS、NaCl 及少量的鈣鎂垢,F(xiàn)eCO3為注入水與鋼管作用而形成,由于腐蝕穿孔在局部位置發(fā)生,推測(cè)FeS 可能為SRB 細(xì)菌腐蝕產(chǎn)物,NaCl 來(lái)自于海水,Cl-能夠被金屬表面吸附等特點(diǎn),會(huì)加速局部腐蝕。

        (5)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)工況進(jìn)行分析后可知:井底溫度約為65 ℃。2012 年4 月,D12 井下入分注管柱,2012年5 月20 日,該井關(guān)閉L100(即Zone1)并對(duì)其余層段實(shí)施第1 次酸化解堵作業(yè),2013 年10 月12 日,zone1下入水嘴限制注水,其他段保持全開(kāi)狀態(tài)。因此,zone1 水嘴存在限制注水的情況。D12 腐蝕油管深度為 1 593.76~1 594.26 m,為Zone1 水嘴下方的第一根油管。Zone1 管柱最底端封閉,管柱內(nèi)部殘留液體置換較慢,加上Zone1 水嘴限制注水,也進(jìn)一步減緩了zone1 內(nèi)部殘液的置換。 根據(jù)近三年注入水水質(zhì)來(lái)看,2017 年全年、2018 年上半年及2019 年上半年的水中總懸浮固體含量超過(guò)SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定上限。近三年SRB 細(xì)菌數(shù)量主要集中在(0~110)個(gè)/mL 范圍內(nèi),但有2個(gè)月的SRB 細(xì)菌數(shù)量最高達(dá)1 000 個(gè)/mL,說(shuō)明某一時(shí)期注入水中的SRB 細(xì)菌可能存在一定的抗藥性。

        由于注入水中容易滋生有害微生物,導(dǎo)致水質(zhì)變差,穿孔油管所在位置易造成懸浮物和結(jié)垢物的滯留、沉積,且利于SRB 細(xì)菌的繁殖[8-9],油管內(nèi)壁表層的垢層疏松多孔,為孔內(nèi)外水、氧氣和腐蝕性介質(zhì)的相互擴(kuò)散和質(zhì)量傳輸提供了通道,SRB 的腐蝕產(chǎn)物FeS 附著于內(nèi)壁形成適于SRB 生長(zhǎng)的封閉區(qū)[10],加劇了腐蝕程度,點(diǎn)蝕坑不斷擴(kuò)大、加深直至穿孔。SRB 細(xì)菌腐蝕機(jī)理如下:

        總反應(yīng)式:

        7 結(jié)論和建議

        7.1 結(jié)論

        (1)油管的化學(xué)成分滿足API 5CT 標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)N80油管的要求,材質(zhì)合格。

        (2)油管腐蝕穿孔主要是由于內(nèi)腐蝕,外壁也存在一定腐蝕。

        (3)油管在沉積物下腐蝕和細(xì)菌腐蝕綜合作用下導(dǎo)致內(nèi)腐蝕穿孔。腐蝕油管位于管柱底部區(qū)的頂部水嘴下的第一根油管處,該區(qū)域內(nèi)懸浮物和結(jié)垢物易滯留、沉積,為細(xì)菌繁殖提供了有利環(huán)境,同時(shí),介質(zhì)中Cl-加劇了局部腐蝕。

        7.2 建議

        (1)應(yīng)定期向注水系統(tǒng)投加殺菌劑和阻垢劑,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)建議在管柱底部區(qū)域選用耐蝕合金鋼或采用鍍層技術(shù)對(duì)油管內(nèi)外表面進(jìn)行化學(xué)鍍、電鍍等從而提高油管的防腐性能。

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