楊新勇，閆智倫，李 芳，金 偉，張 微，郭玉潔

(1. 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2. 西南石油大學材料與生物工程學院，四川 成都 610500；3. 長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023；4. 沈陽中科腐蝕控制工程技術有限公司，遼寧 沈陽 110027；5. 吉林石油集團工程管理有限責任公司，吉林 松原 138000)

[收稿日期] 2022-01-20

[通信作者] 李 芳(1986-)，工程師，碩士，主要研究方向為油田腐蝕與防護，電話：18599031023，E - mail：lfang@sinopec.com

0 前 言

塔河油田某井井深5 120 m，該井生產(chǎn)介質主要為輕質油、天然氣、地層水。其中天然氣相對密度0.695～1.498，原油密度0.78～0.79 g/cm3，運動黏度2.30～2.81 mm2/s，含硫0.07%～0.09%，含蠟1.42%～7.12%，瀝青質0.21%～3.21%，膠質0.70%～3.36%。采出液含水率為33%，地層水礦化度為130 000 mg/L，Cl-平均含量為21 348.2 mg/L，含有較高的Ca2+和HCO3-。該井飽和壓力為13.57 MPa，該壓力下H2S分壓為0.05 kPa，CO2分壓為0.39 MPa。管柱腐蝕環(huán)境為中等-嚴重程度，并未采取任何的腐蝕防護措施，即無環(huán)空保護液，未投加緩蝕劑，油套管無涂層、無陰極保護等。該井投產(chǎn)運行4.5 a后，對該井515根油管進行檢查，發(fā)現(xiàn)起出油管幾乎都存在腐蝕現(xiàn)象。其中，第40～126根油管(井深400～1 200 m)內壁腐蝕嚴重(僅可觀察到的部位)，第49，53，55，56，58，59，60，62，64，68，72，73，76，78，79，84腐蝕最為突出，存在大片腐蝕坑洞，深度1～4 mm不等，油管外壁均未見明顯腐蝕。

1 理化檢驗與結果

采用Axio Observer 3m金相顯微鏡進行金相組織分析；采用ARL 3460 直讀光譜儀進行化學成分分析；采用SHT4106萬能試驗機進行拉伸試驗；采用JMHVS - 1000全自動精密硬度計進行硬度測試；采用SU5000掃描電鏡(SEM)進行了微觀腐蝕形貌分析，同時利用能譜儀進行了腐蝕產(chǎn)物元素分析。

1.1 宏觀形貌分析

觀察該井送檢的3段不同深度的油管，即第25根、65根、126根。從宏觀形貌看，這3根失效油管均發(fā)生嚴重腐蝕，并且隨著油管深度的增加，其腐蝕破壞程度在加重。而當油管的抗拉強度無法滿足下部管體質量對其的要求時，就會導致油管斷裂。

第25根油管母扣端(井深251.88 m，長74 cm，溫度32.6 ℃，總壓16.4 MPa)呈環(huán)形密集點蝕；第65根油管(井深643.33 m，長59 cm，溫度44.2 ℃，總壓19.5 MPa)斷脫，壁厚減薄嚴重；第126根(井深1 216.43 m，長49 cm，溫度57.3 ℃，總壓24.5 MPa)斷脫，減薄嚴重，最小壁厚0.8 mm。

1.2 化學成分分析

為了檢驗油管的化學成分， 分別在第25，65，126根管體上切取30 mm×30 mm 的試驗樣品， 采用ARL 3460 直讀光譜儀進行化學成分分析， 分析結果見表1。將實測值與P110S油管化學成分標準值比較，3根油管的化學成分符合標準API SPEC 5CT-2011要求。

表1 油管的化學成分

1.3 力學性能分析

參照GB/T 228-2010“金屬材料室內拉伸試驗方法”，在3根失效油管取拉伸試樣和硬度環(huán)試樣分別進行了拉伸性能和硬度測試，試驗結果如表2和表3所示。由表2和表3可知，該油管的抗拉強度、屈服強度、斷后伸長率均符合API SPEC 5CT-2011標準要求，且該油管硬度也符合標準要求(≤30.0 HRC；允許硬度變化≤3.0 HRC)。

表2 力學性能測試結果

表3 硬度測試結果

1.4 金相組織分析

分別從第25，65，126根油管腐蝕嚴重部位取橫向金相樣品，經(jīng)預磨、拋光、腐刻后，在顯微鏡下觀察其金相組織。從內壁微觀形貌看第25，65，126根油管的內壁形成了大小不等的腐蝕坑，蝕坑底部腐蝕產(chǎn)物附著很少，蝕坑處管壁嚴重減薄，管壁金相組織均為回火索氏體[1]，見圖1。

1.5 腐蝕形貌及腐蝕產(chǎn)物分析

由于送檢的第25，65，126根油管的腐蝕破壞形態(tài)基本相同，三者的差異僅在腐蝕破壞的程度上。因此，選擇第25根(腐蝕較輕)和126(腐蝕較重)根油管上有代表性的部位，借助掃描電鏡和能譜儀，對油管內壁腐蝕坑進行微觀形貌觀察和腐蝕產(chǎn)物元素成分。在油管內壁腐蝕坑中存有少量的腐蝕產(chǎn)物，能譜分析表明，坑內產(chǎn)物組成以Fe、O 2元素為主，還有C、Si、S、Cl、Na、Mg、Al、Ca等元素存在，其中Cl、C、Ca的含量較高，腐蝕產(chǎn)物基本為FeCO3，分析圖譜見圖2～圖4。

2 失效原因分析

有研究表明[3]，當CO2分壓低于0.021 MPa時，碳鋼幾乎不發(fā)生腐蝕；當分壓在0.021～0.210 MPa之間時，發(fā)生不同程度的點蝕；當分壓大于0.210 MPa時，發(fā)生嚴重的局部腐蝕。該井的井下腐蝕環(huán)境具有高CO2分壓的特點。當井下飽和壓力為13.570 MPa時，CO2分壓為0.390 MPa(>0.210 MPa)。在高CO2分壓環(huán)境中，油管內壁表面腐蝕產(chǎn)物膜變得更加疏松并且容易脫落，使腐蝕產(chǎn)物層的保護性能下降，從而使油管內壁產(chǎn)生嚴重的局部腐蝕。

該井采出液含水率為33%，地層水中Cl-平均含量在21 348.2 mg/L，有研究表明[4]，地層水中所含Cl-含量超過一定臨界值之后，金屬將一直處于活化狀態(tài)，在Cl-催化的作用下，腐蝕坑逐漸擴大加深，另外由于Cl-的離子半徑較小，能夠穿透金屬表面已經(jīng)形成的腐蝕產(chǎn)物膜，在內部形成微觀腐蝕原電池，促進腐蝕的發(fā)生和發(fā)展。由圖3、圖4中的能譜分析結果得知，腐蝕坑底有Cl元素的富集，說明Cl-參與了油管的腐蝕，而且油管內壁腐蝕形貌呈坑點狀形貌，局部腐蝕嚴重，符合Cl-的腐蝕形貌特征。該油管腐蝕自內壁起源，隨著壁厚的減薄最終發(fā)生斷脫。

溫度因素對油管腐蝕的影響直接反映在該井送檢的第25，65，126根油管上，雖然3根油管的腐蝕類型相同，但其各自的腐蝕嚴重程度卻有一定的差別。油管腐蝕情況見表4。

表4 第25，65，126根油管內壁腐蝕情況

有研究表明[5]，在室內模擬油田腐蝕環(huán)境進行試驗時，碳鋼的CO2腐蝕速率通常在60 ℃左右出現(xiàn)峰值，當溫度低于60 ℃時，CO2腐蝕速度將隨著溫度的升高而加大。由此可見，第25，65，126根油管腐蝕程度的不斷加大是與其各自油管所處深度的溫度逐漸增加有著對應的關系。

綜上所述：CO2分壓、Cl-含量及溫度3個因素的協(xié)同作用，造成了該井油管內壁發(fā)生嚴重局部腐蝕，引發(fā)油管斷脫。

3 結 論

(1)根據(jù)實測數(shù)據(jù)判斷，P110S油管的化學成分、力學性能及金相組織均符合標準API SPEC 5CT-2011要求。

(2)該井高含CO2、Cl-、H2O的腐蝕環(huán)境是引起油管內壁局部腐蝕，導致油管內壁嚴重減薄發(fā)生斷脫的主要原因。井下CO2分壓為0.390 MPa大于0.210 MPa，碳鋼油管會發(fā)生嚴重腐蝕；隨著井深增加，溫度升高，油管內壁腐蝕減薄趨于嚴重，甚至發(fā)生斷脫；第25，126根油管腐蝕產(chǎn)物中有大量Cl-，表明Cl-參與了腐蝕也促進了腐蝕。

(3)油管腐蝕由內向外擴展，腐蝕產(chǎn)物中主要元素有Fe、O、C、Cl。表明在CO2- Cl-- H2O共存的體系中，油管以CO2腐蝕為主，高溫及高含量的Cl-均加速了油管的腐蝕。

(4)針對此類高含CO2和地層水的油井，建議加注緩蝕劑以減緩油管的腐蝕，延長油管的使用壽命。