李 想* 馮電穩(wěn) 楊中娜 楊 陽(yáng) 徐振東

（1.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 2.中海油(天津)管道工程技術(shù)有限公司 3.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司）

0 引言

某油田生產(chǎn)井于2010 年4 月18 日上線，生產(chǎn)層位為L(zhǎng)58-L100，生產(chǎn)厚度為75.7 m，初期產(chǎn)液量為418 L/d，其中含水5%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同），生產(chǎn)壓差為2.75 MPa。2011 年到2017 年區(qū)間采出液含水率逐年增加，最終增至含水91%。 2019 年3 月10 日，計(jì)劃實(shí)施油井zone#1&4 分酸，通井至632 m 遇阻，懷疑有垢，啟泵反洗井，再次通井至348 m 遇阻，取消酸化作業(yè)。2019 年8 月17 日，生產(chǎn)關(guān)斷恢復(fù)后吸入口壓力上漲，并且井口壓力增至6.1 MPa，停井檢查油嘴發(fā)現(xiàn)大量垢片。2020 年11 月11 日，開始出現(xiàn)吸入口壓力上漲現(xiàn)象，由3.6 MPa 上漲至8.7 MPa,連續(xù)兩次大排量洗井無(wú)效果，井口憋壓，油壓上升緩慢，分析為管柱泄漏。2021 年1 月該井更換井下管柱，在起出管柱過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)電潛泵以上附近管柱存在腐蝕穿孔。該穿孔油管位于井深1 651 m 處。已知該井井深為2 264.65 m,最大井斜深度為 986.64 m,井斜角度為 58.270°,另該油井氣相CO2體積分?jǐn)?shù)為0.63%～2.02%，氣相中投產(chǎn)初期不含H2S，根據(jù)近一年內(nèi)數(shù)據(jù)測(cè)可知，H2S 體積分?jǐn)?shù)一般控制在30×10-6左右。

選取該腐蝕穿孔油管和一根附近對(duì)比(未腐蝕，位于井下1 600 m)油管帶回試驗(yàn)室進(jìn)行失效分析。通過(guò)宏觀分析及測(cè)量、材質(zhì)分析、水質(zhì)分析、腐蝕產(chǎn)物分析及微觀分析等試驗(yàn)方法，查明沒(méi)管的失效原因，為了預(yù)防后續(xù)管柱發(fā)生類似問(wèn)題制定有效的預(yù)防或改進(jìn)措施。

1 宏觀分析及測(cè)量

對(duì)腐蝕油管外壁進(jìn)行觀察后可知，外壁腐蝕特征不明顯，其表面覆蓋一層油污，整根管道存在 2 處穿孔，且呈長(zhǎng)條狀，孔邊緣較平整，穿孔處附近的表面附著了一層紅褐色腐蝕產(chǎn)物，其他位置未見(jiàn)明顯腐蝕，如圖1 所示。

圖1 腐蝕穿孔油管外壁形貌圖

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，穿孔內(nèi)壁一側(cè)存在不連續(xù)的呈黃褐色潰瘍狀腐蝕形貌，其中部分段內(nèi)壁覆蓋一層較薄的黑色垢層，且有些位置表面附著一些粒徑較大的沙粒，拭去表面附著物，可以清晰地看到呈線性分布的腐蝕凹坑，腐蝕凹坑大小不一，呈點(diǎn)狀或者串狀分布排列，仔細(xì)觀察縱切面的邊沿，可以看到在穿孔點(diǎn)附近縱切面上有黑色較小的腐蝕凹坑，而其余位置的縱切面的腐蝕凹坑相對(duì)較少；另穿孔處的對(duì)側(cè)只有黑色垢層，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)有點(diǎn)狀的腐蝕凹坑，詳見(jiàn)圖2。由此推斷該穿孔油管為內(nèi)腐蝕[1-2]。

圖2 腐蝕穿孔油管內(nèi)壁形貌圖

對(duì)比油管外壁存在一層油污，且未發(fā)現(xiàn)明顯的缺陷腐蝕，對(duì)該管進(jìn)行縱向解剖，可見(jiàn)其內(nèi)表面相對(duì)平整均勻，其內(nèi)表面布滿黑色油污，拭去表層油污，沒(méi)有明顯的腐蝕現(xiàn)象。觀察縱切面，未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕凹坑等。沿軸向觀察，整根油管有個(gè)別位置存在點(diǎn)狀類似泥沙的物質(zhì)，未發(fā)現(xiàn)規(guī)律性。 未腐蝕油管內(nèi)壁形貌如圖3 所示。

圖3 未腐蝕油管（對(duì)比管）內(nèi)壁形貌圖

2 材質(zhì)分析

2.1 化學(xué)成分分析

采用SPECTROLABLAVM11 直讀光譜儀分別對(duì)兩根油管的化學(xué)成分進(jìn)行分析，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTMA751-14a《鋼制品化學(xué)分析標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法、試驗(yàn)操作和術(shù)語(yǔ)》，檢測(cè)結(jié)果可見(jiàn)表1。由表1 可見(jiàn)，化學(xué)成分均滿足API Spec5CT-2018《套管和油管規(guī)范》中對(duì)L80 材質(zhì)要求。

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

2.2 洛氏硬度檢測(cè)分析

采用R574 洛氏硬度試驗(yàn)機(jī)分別對(duì)2 根油管環(huán)形試樣進(jìn)行硬度試驗(yàn)，檢測(cè)位置可見(jiàn)圖4，試驗(yàn)結(jié)果可見(jiàn)表2。由結(jié)果可知，2 根油管的洛氏硬度均滿足APISpec5CT 對(duì)L80 材質(zhì)要求。

表2 油管試樣洛氏硬度試驗(yàn)結(jié)果（HRC）

2.3 金相分析

采用 ZEISS Observer A1m 金相倒置顯微鏡對(duì)油管管體取樣進(jìn)行金相分析，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》、ASTM E45-18“Standard Test Methods for Determiningthe Inclusion Content of Steel”。金相檢驗(yàn)結(jié)果顯示腐蝕油管與對(duì)比油管基體組織均為回火索氏體，均未見(jiàn)明顯的非金屬夾雜物和帶狀組織，如圖5 所示。

圖5 油管金相組織分析結(jié)果

3 水質(zhì)分析

3.1 離子組成測(cè)試分析

從平臺(tái)進(jìn)行水質(zhì)取樣進(jìn)行水質(zhì)離子測(cè)試分析，檢 測(cè) 項(xiàng) 目 為：Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Ba2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、I-、Br-、Sr2+、Fe2+和Fe3+，離子檢測(cè)結(jié)果如表3 所示，水質(zhì)pH 為6.55。

表3 水質(zhì)分析結(jié)果

3.2 細(xì)菌檢測(cè)

對(duì)水樣進(jìn)行細(xì)菌測(cè)試，溫度為60 ℃，14 d 后細(xì)菌測(cè)試結(jié)果顯示存在一定量的SRB，細(xì)菌的數(shù)量為25 個(gè)/mL，未發(fā)現(xiàn)TGB，F(xiàn)B。SRB 菌的氫化酶可在油管鋼表面釋放出氫原子，并把硫酸根還原成硫離子，起到了陰極去極化作用，加速了油管鋼腐蝕進(jìn)程[3]。具體如圖6 所示。

圖6 水質(zhì)細(xì)菌測(cè)試結(jié)果

3.3 結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

根據(jù)表4 的水質(zhì)分析結(jié)果并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況，參考SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)該生產(chǎn)水進(jìn)行結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)，結(jié)果顯示該注入水存在CaCO3、FeCO3結(jié)垢趨勢(shì)。

4 腐蝕產(chǎn)物分析

分別選取腐蝕穿孔油管及對(duì)比油管的內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行成分分析。對(duì)試樣采用石油醚、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。XRD 分析結(jié)果表明，穿孔油管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，SiO2，F(xiàn)eS，Na3Al（SO4）3，而對(duì)比管內(nèi)壁附著物為：FeCO3，F(xiàn)e2Al2（SiO4）2，F(xiàn)e，二者內(nèi)壁均具有FeCO3。由于前期調(diào)研油井中氣相組分含量比較低，排除CO2的影響，腐蝕產(chǎn)物FeCO3應(yīng)與水質(zhì)中有關(guān)[4]。

5 微觀測(cè)試分析

對(duì)腐蝕穿孔部位內(nèi)壁進(jìn)行元素分析，并對(duì)穿孔油管內(nèi)壁腐蝕凹坑處用石油醚進(jìn)行清洗，除去內(nèi)壁垢樣，對(duì)內(nèi)壁凹坑處進(jìn)行微區(qū)形貌分析和元素分析，凹坑底部球狀物聚集比較多，呈細(xì)菌腐蝕形貌，同時(shí)還有龜裂層以及微裂紋[5]。如圖7 所示，內(nèi)壁元素主要為C、O、Fe、S、Na、Ca 等，且S 的占比相對(duì)較高，推測(cè)產(chǎn)物主要為FeCO3，F(xiàn)eS 等。

圖7 腐蝕坑底部微觀形貌

6 失效原因分析

油管的化學(xué)成分均符合API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)要求，且失效油管與對(duì)比油管的硬度測(cè)試、金相分析結(jié)果無(wú)差異。

根據(jù)宏觀分析可知，穿孔油管外部光滑平整，而內(nèi)壁出現(xiàn)單側(cè)線性的連續(xù)腐蝕凹坑，在減薄嚴(yán)重處出現(xiàn)穿孔，且穿孔側(cè)發(fā)現(xiàn)薄的垢層，周圍存在斷續(xù)的腐蝕凹坑，凹坑內(nèi)存在黏泥狀的物質(zhì)，因此推測(cè)內(nèi)壁存在細(xì)菌腐蝕[6-8]。

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)工況及井史，該生產(chǎn)井含水率高達(dá)85%，服役于2020 年2 月，2021 年 1 月更換管柱過(guò)程中發(fā)現(xiàn)腐蝕穿孔現(xiàn)象。腐蝕穿孔油管位于深度 1 651 m，其電潛泵吸入口深度為1 702.354 m，流體通過(guò)電潛泵加壓后向上進(jìn)入油管，流態(tài)也逐漸趨于穩(wěn)定，含砂流體在隨管柱往上采出過(guò)程中，粒徑較大且重量比較大的顆粒等懸浮沉淀物，會(huì)逐漸在油管底部沉積（最大井斜深度為986.64 m，井斜角度為58.27°），這可以通過(guò)1 651 m 穿孔油管比1 600 m未穿孔油管沉積物明顯更多這一現(xiàn)象來(lái)證實(shí)，也說(shuō)明在當(dāng)前流速（0.21～0.46 m/s）條件下，穿孔油管所在的位置更有利于泥沙等物質(zhì)沉積和聚集，使得腐蝕性介質(zhì)滯留，發(fā)生沉積物下腐蝕，且該沉積環(huán)境有利于SRB 細(xì)菌等微生物繁殖，SRB 菌會(huì)顯著增加陰陽(yáng)極反應(yīng)速率，SRB 生物膜的不均勻性導(dǎo)致的電偶效應(yīng)也會(huì)引起局部腐蝕。另?yè)?jù)研究表明：SRB 含有一種氫化酶,能利用在陽(yáng)極區(qū)產(chǎn)生的氫將硫酸鹽還原成H2S,在厭氧電化學(xué)腐蝕過(guò)程中,可起到陰極去極化劑的作用,從而加速金屬腐蝕[9]。

另根據(jù)穿孔油管內(nèi)部腐蝕產(chǎn)物的XRD 結(jié)果，并結(jié)合凹坑內(nèi)EDS 分析可以看出，內(nèi)壁主要有腐蝕產(chǎn)物為FeCO3、FeS，而未穿孔油管內(nèi)壁產(chǎn)物未發(fā)現(xiàn)有FeS。FeS 為 H2S 腐蝕或細(xì)菌腐蝕的代表性腐蝕產(chǎn)物，而根據(jù)調(diào)研相關(guān)氣體檢測(cè)資料，H2S 氣體含量較低，推斷細(xì)菌腐蝕可能性比較大。結(jié)合前期工況及管柱結(jié)構(gòu)信息，推測(cè)該油管是因沉積物下腐蝕和細(xì)菌腐蝕共同作用下造成的腐蝕穿孔。

7 結(jié)語(yǔ)

根據(jù)檢測(cè)結(jié)果可知：

（1）油管的化學(xué)成分滿足API 5CT 標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)L80油管的要求；

（2）油管腐蝕穿孔是由于內(nèi)腐蝕所致，油管主要是因沉積物下腐蝕和細(xì)菌腐蝕共同作用造成局部腐蝕穿孔。

綜合以上分析，針對(duì)油管防腐措施提出以下建議：

（1）對(duì)泵吸入口附近管柱內(nèi)部進(jìn)行定期除垢除砂，減少污垢等腐蝕性介質(zhì)沉積；

（2）優(yōu)化采油系統(tǒng)內(nèi)定期投加化學(xué)藥劑，如殺菌劑、阻垢劑等，注意配伍性，并控制周邊油田注入水中的細(xì)菌含量。

（3）提高采油管柱易腐蝕區(qū)域的耐蝕性，建議在特殊部位采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、電鍍等工藝，從而提高油管的防腐性能[10]。