某油井P110油管腐蝕失效原因分析

趙志博

（1.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065；2.中國石油化工股份有限公司洛陽分公司，河南 洛陽471012）

某油井P110油管腐蝕失效原因分析

趙志博1，2

（1.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065；2.中國石油化工股份有限公司洛陽分公司，河南 洛陽471012）

某油井P110油管發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。通過化學(xué)成分分析、力學(xué)性能檢驗、金相檢驗和腐蝕產(chǎn)物分析的方法對該油管失效原因進行分析。結(jié)果表明：水中的溶解氧很可能是造成油管發(fā)生腐蝕的主要原因；水中高濃度Cl-加速了腐蝕的發(fā)生。

P110油管；腐蝕；失效

某油井1992年投產(chǎn)，2013年4月26日共下入P110新油管506根，并開始制氮車環(huán)空注氮作業(yè)，7月7日起甩氣舉管柱完，起出油管第72根以下均有腐蝕。該油井CO20.366mol%，不含H2S。地層水含有HCO3-83.9mg/L，Cl-101000mg/L，SO42-1110 mg/L，Ca2+5310mg/L，Mg2+313mg/L，Na+59000mg/L，pH值為6.49。

1 實驗方法

用煤油清洗該失效油管表面，用丙酮擦干。對宏觀形貌進行拍照，特別是斷口處的形貌特征。在腐蝕嚴(yán)重的部位取樣，放入盛有丙酮的燒杯中，先進行超聲波振動清洗，然后自然風(fēng)干，再利用SEM和EDS進行腐蝕形貌微觀分析。在該油管的未腐蝕部位取樣，分別對化學(xué)成分以及力學(xué)性能進行檢驗和分析。在斷口附近取樣，經(jīng)過拋光、侵蝕后進行金相組織檢驗和分析。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 腐蝕形貌宏觀分析

油管總長66cm，外壁未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕痕跡。圖1為P110油管公扣端的腐蝕形貌圖。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，油管外壁腐蝕現(xiàn)象并不嚴(yán)重。由圖2可見，公扣端端面不完整，已有大小不同的腐蝕缺口出現(xiàn)，公扣端內(nèi)壁有腐蝕坑存在。圖3為油管內(nèi)壁的宏觀腐蝕形貌圖。將該油管沿縱向整個剖開，發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁為棕黃色，腐蝕較為嚴(yán)重，表面凹凸不平，腐蝕產(chǎn)物膜覆蓋于整個油管內(nèi)壁上。

圖1 油管外壁的宏觀形貌

圖2 油管公扣端的腐蝕形貌

圖3 油管內(nèi)壁的腐蝕形貌

由宏觀分析知，油管外壁基本無腐蝕；公扣端腐蝕較為嚴(yán)重，端面有大小不同的缺口，公扣端內(nèi)壁有大的腐蝕坑；油管內(nèi)壁為棕黃色，腐蝕較為嚴(yán)重，油管內(nèi)表面凹凸不平，腐蝕產(chǎn)物膜覆蓋于整個油管內(nèi)壁上。

2.2 腐蝕形貌微觀分析

將試樣清洗后，采用掃描電子顯微鏡（SEM）觀察腐蝕產(chǎn)物形貌，利用能譜儀（EDS）分析斷口附近的化學(xué)成分，如圖4所示。圖4（a）為油管管體內(nèi)壁的微觀腐蝕形貌，油管內(nèi)壁有許多點蝕坑，并且點蝕坑基本被腐蝕產(chǎn)物附著。將此處放大，如圖4（b）所示，內(nèi)部有大而深的腐蝕坑，腐蝕坑被腐蝕產(chǎn)物附著，其中部分腐蝕坑較深，有繼續(xù)向更深發(fā)展的趨勢。

圖4 油管管體內(nèi)壁的微觀腐蝕形貌

對試樣表面腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結(jié)果如表1所示?？芍?，腐蝕產(chǎn)物中均含有C、O、Fe、Si、Cl、Ca等元素。Si可能來源于泥沙，Cl、Ca來源于地層水。所以腐蝕產(chǎn)物中主要由Fe、C、O三種元素構(gòu)成。但O元素的含量最多，可推測，均含有Fe的氧化物。并發(fā)現(xiàn)001、007、008、009、010處均含有Cl元素，其中007處（端面缺口）的Cl元素含量最低，009處的Cl元素含量高達(dá)1.50%，顯著高于比010處。

表1 能譜分析點元素及含量（Atom%）

為了進一步確認(rèn)腐蝕產(chǎn)物的成分，對其油管內(nèi)壁腐蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物膜進行（XRD）分析，結(jié)果表明，試樣表面的腐蝕產(chǎn)物膜主要是FeOOH，基體是Fe。觀察到Fe的衍射峰較高，這是由于腐蝕產(chǎn)物膜很薄，在試樣表面進行X-射線衍射能譜分析時，X-射線很容易打到基體上，造成衍射圖上出現(xiàn)Fe的峰，且強度很大，導(dǎo)致在能譜圖和X射線衍射譜上單質(zhì)Fe的含量很高。

2.3 油管材質(zhì)分析

在所送油管管體上取樣，在溫濕度23℃/52%下，用ARL-3460直讀光譜儀依據(jù)ASTMA751-2007對其化學(xué)成分進行分析，由結(jié)果可知，所送該油管的化學(xué)成分中：P含量為0.012、S含量為0.002，均沒有超標(biāo)，符合APISpec5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)。

依據(jù)APISpec5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)，在所送油管樣品上取樣進行拉伸、沖擊和硬度試驗。

拉伸試驗的測量結(jié)果依次是：Rm=920MPa；Rt0.5=694MPa；A=22%，都滿足APISpec5CT-2011標(biāo)準(zhǔn)。

沖擊性能試驗的測量結(jié)果依次是：19.8、29.1、27.6，沖擊功平均值是25.5。根據(jù)APISpec5CT-2011，規(guī)定1/3尺寸試樣的沖擊功為全尺寸試樣沖擊功乘以系數(shù)0.4，即沖擊功應(yīng)≥16J，因此測量結(jié)果滿足APISpec5CT-2011要求。

依據(jù)ASTMA370-2011對硬度環(huán)采用全壁厚洛氏硬度試驗，硬度環(huán)高20mm。將圓環(huán)分為四個象限，在每個象限的內(nèi)、中、外各測試三個點，最后求將所有點的硬度值的平均數(shù)。測試后可知，所送油管的全壁厚硬度分布較為均勻，最大值與最小值差為1.2HRC，且硬度平均值為28.7，均符合要求。

2.4 金相組織分析

從油管本體上取金相樣品，經(jīng)預(yù)磨、拋光后，用4%硝酸酒精溶液腐蝕，在光學(xué)顯微鏡下觀察，其金相組織為回火索氏體+網(wǎng)狀鐵素體，組織正常。經(jīng)檢測，A、B、C、D四類夾雜的粗系均為0級，細(xì)系等級分別為：0、0、0、0.5，而Ds為0級，晶粒度為9級。由此可知，該油管的非金屬夾雜現(xiàn)象不嚴(yán)重。

3 討論

平端油管發(fā)生類似腐蝕失效的案例在其他油田曾大量發(fā)生過，如大慶油田油管腐蝕疲勞斷裂失效占到油管修扣量的15%多。其特點是除組織原因外，斷裂位置與油管使用時間、井下工作條件有很大關(guān)系。但是該失效油管的化學(xué)成分滿足API Spec5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求，并且經(jīng)過微觀組織觀察后發(fā)現(xiàn)材料的晶粒大小均勻，材料的強度、硬度滿足要求。金屬夾雜物評定表明，夾雜物也在正常范圍內(nèi)。因此，排除了油管的材質(zhì)是造成失效的主要原因。

從腐蝕產(chǎn)物分析中得知，腐蝕產(chǎn)物的主要成分是FeOOH。而FeOOH是Fe2+與H2O反應(yīng)的產(chǎn)物，或是在有氧存在時Fe2+的水合氧化物，即Fe2+與H2O和O2共同反應(yīng)產(chǎn)物。其反應(yīng)機理如下：

Fe2++2H2O→FeO（OH）+8H+[1]

也可以認(rèn)為是氧腐蝕。氧腐蝕通常為局部腐蝕，其局部腐蝕速率為其平均腐蝕速率的2～4倍。氧腐蝕機理為：

陽極反應(yīng)：Fe→Fe2++2e[2]

陰極反應(yīng)：O2+H2O+4e→4OH-[3]

生成的亞鐵離子通常情況下很不穩(wěn)定，遇到氧極易氧化成Fe（OH）3，部分生成物隨后進一步脫水，成為鐵銹或水解成羥基氧化鐵（棕黃色），其反應(yīng)式為

Fe（OH）3→FeO（OH）+H2O[4]

根據(jù)該油管的實際狀況來看，該井油管內(nèi)部腐蝕特征非常明顯，而外部腐蝕特征不明顯。因此依據(jù)上述FeO（OH）形成原因的分析可以認(rèn)為，油水中的氧很可能是造成油管內(nèi)壁腐蝕的一個主要原因。盡管井下含有少量的CO2，但是根據(jù)XRD分析的腐蝕產(chǎn)物來看，并未發(fā)現(xiàn)CO2的腐蝕產(chǎn)物。因此，CO2腐蝕不是造成油管腐蝕失效的主要原因。

圖5 油管縱截面腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌

圖6 油管內(nèi)壁腐蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌

根據(jù)現(xiàn)場實際的工況條件以及油管材質(zhì)及其他因素，高濃度的Cl-能夠加速油管的腐蝕。這是因為油管表面出現(xiàn)孔洞后，隨著腐蝕反應(yīng)的進行，導(dǎo)致坑內(nèi)的金屬陽離子數(shù)量不斷地增加。陽離子水解作用將導(dǎo)致H+的活度也相應(yīng)地增大，致使pH值降低，酸化作用增強。為了使坑內(nèi)溶液呈電中性，坑外的陰離子必須進入坑內(nèi)。陰離子中，特別是Cl-將會首先擴散到坑內(nèi)部，使坑內(nèi)溶液與坑外溶液化學(xué)和電化學(xué)性質(zhì)不同?？觾?nèi)部的H+和Cl-的濃度高于坑外溶液H+和Cl-的濃度。這些因素使與之相接處的金屬的電極電位低于外部溶液中金屬的電極電位，造成坑內(nèi)點蝕速率高于坑外點蝕速率。因此，CO2和Cl-是造成油管腐蝕的主要原因。

4 結(jié)論

水中的溶解氧很可能是造成油管發(fā)生腐蝕的主要原因，并且水中高濃度Cl-加速了腐蝕的發(fā)生。

[1]呂拴錄，趙國仙等.特殊螺紋接頭油管腐蝕原因分析[J].腐蝕與防護，2005，26（4）：179-181.

[2]王明英，趙曉君，P110石油套管裂紋原因分析及改進措施[J].石油和化工設(shè)備，2012，15（9）：67-69.

[3]鐘志英，羅天雨等.新疆油田呼圖壁儲氣庫氣井管柱腐蝕實驗研究[J].新疆石油天然氣，2012，8（3）：82-86.

[4]呂慶鋼，陳磊等.油管短節(jié)斷裂失效分析[J].金屬熱處理，2011（36）：245-248.

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TE983

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1671-0037（2014）01-68-2

趙志博（1982.3-），男，在職研究生，工程師，研究方向：金屬腐蝕。