海上注聚井滲氮油管腐蝕失效原因①

龐銘,陳華興,趙順超,方濤,王宇飛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

滲氮油管是油氣田開發(fā)中常用的一種防腐油管，鋼材表面的滲氮層是油管耐腐蝕的關(guān)鍵，但滲氮層一般脆性大，易受到外部機(jī)械磨損而被破壞，導(dǎo)致滲氮防腐失效[1-3]。渤海S油田A2井為一口注聚井，井下為滲氮防腐油管，初期注入正常，后由于無法滿足配注要求進(jìn)行了修井作業(yè)。起出井下油管后，發(fā)現(xiàn)井深1679～1682 m段的2-7/8″滲氮防腐油管存在多處腐蝕穿孔。為避免更換油管后再次腐蝕失效，影響油田注聚開發(fā)效果，本文從油管腐蝕形貌、腐蝕產(chǎn)物掃描電鏡和XRD分析、腐蝕介質(zhì)分析等方面對A2井油管腐蝕失效原因進(jìn)行研究，并提出對應(yīng)的腐蝕防護(hù)建議。

1 油管腐蝕特征

從井下起出的油管可以看到，穿孔處邊緣尖銳，管柱外壁還存在局部腐蝕與片狀脫落，疑似滲氮層脫落，如圖1a和1b所示。觀察外壁其他部分，發(fā)現(xiàn)有多處局部腐蝕的發(fā)生，從形貌上看大多呈臺地和菊花瓣狀，且在穿孔處周圍還存在多處深淺不一的凹坑，如圖1c和1d所示。

圖1 腐蝕油管宏觀形貌

圖2為發(fā)生穿孔段油管外壁和內(nèi)壁的掃描電鏡圖像，可見油管外壁表面腐蝕產(chǎn)物比較疏松，而且有明顯的孔洞，對基體保護(hù)不強(qiáng)，腐蝕比較嚴(yán)重。油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物相對外壁更致密，且油管外壁和內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物表面均沒有明顯的裂紋，顯示穿孔不是應(yīng)力開裂引起的。由此可以確定A2井滲氮油管是由于腐蝕而失效。

a 穿孔段油管外壁微觀形貌 b 穿孔段油管內(nèi)壁微觀形貌

2 腐蝕產(chǎn)物分析

表1為腐蝕穿孔段油管表面能譜分析結(jié)果，由表可見，內(nèi)外壁及腐蝕坑底腐蝕產(chǎn)物C、O、Fe元素含量較高，可知腐蝕產(chǎn)物主要應(yīng)為鐵的氧化物或鐵的碳酸鹽。另外還含有少量Si、S、Cl元素，其中油管內(nèi)壁S元素含量相對較高，有待進(jìn)一步分析。腐蝕坑底部Si和Cl元素含量較內(nèi)外壁含量高，表明地層礦物和水中Cl-在腐蝕坑底部有聚集現(xiàn)象。能譜分析中未發(fā)現(xiàn)N 元素，說明前文觀察到的油管表面滲氮層脫落屬實(shí)。

接著，分別在腐蝕穿孔段油管內(nèi)外壁取腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行XRD分析，結(jié)果如圖3所示，內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和少量Fe2O3，其中FeCO3是CO2腐蝕產(chǎn)物或反應(yīng)過程中亞鐵離子與水中碳酸根離子反應(yīng)產(chǎn)物[4,5]，F(xiàn)e2O3是常見的鐵的氧化物。外壁腐蝕產(chǎn)物主要為Fe2O3和Fe3O4，均為鐵的氧化物。

素含量相對較高,有待進(jìn)一步分析。腐蝕坑底部Si和Cl元素含量較內(nèi)外壁含量高,表明地層礦物和水中Cl-在腐蝕坑底部有聚集現(xiàn)象。能譜分析中未發(fā)現(xiàn)N元素,說明前文觀察到的油管表面滲氮層脫落屬實(shí)。表1 發(fā)生腐蝕穿孔段表面能譜分析結(jié)果 at.%部位COFeSiSCl腐蝕坑底13.6459.1623.412.260.511.01內(nèi)壁56.4127.1310.390.225.85-外壁32.3646.4219.690.380.880.27

a 油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物XRD分析 b 油管外壁腐蝕產(chǎn)物XRD分析

3 腐蝕失效原因分析

3.1 腐蝕介質(zhì)分析

A02井注聚采用的母液為S油田注入水，在注聚井發(fā)生腐蝕穿孔前3次水質(zhì)監(jiān)測的結(jié)果顯示，現(xiàn)場注入水中不含鐵細(xì)菌、腐生菌、溶解氧和硫化物，總鐵的質(zhì)量濃度為1.0～2.0 mg/L，亞鐵質(zhì)量濃度為0.5～0.8 mg/L，均超過了油田注入水的控制標(biāo)準(zhǔn)。而硫酸鹽還原菌密度為1100～7000個/mL，嚴(yán)重超出控制標(biāo)準(zhǔn)(見表2)。其中硫酸鹽還原菌對油管腐蝕影響較大，硫酸鹽還原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[6-8]。其總反應(yīng)式為：4Fe+SO42-+4H2O→FeS+3Fe(OH)2+2OH-。表1數(shù)據(jù)顯示油管內(nèi)壁含有一定的S元素，推測應(yīng)為油管鋼與注入的聚合物溶液中包含的SO42-離子，在硫酸鹽還原菌的作用下發(fā)生反應(yīng)形成的腐蝕產(chǎn)物。

表2 注水水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)

如表3所示，S油田注入水礦化度為7970.42 mg/L，其中氯離子質(zhì)量濃度達(dá)到了4097.17 mg/L，碳酸氫根離子達(dá)到了859.4 mg/L，碳酸根離子質(zhì)量濃度46.76 mg/L，此外成垢陽離子鈣離子和鎂離子質(zhì)量濃度也分別達(dá)到了162.18 mg/L和69.66 mg/L。氯離子本身不具有腐蝕性，但由于其半徑小、穿透性強(qiáng)，往往會加劇金屬表面的腐蝕[9,10]，而碳酸氫根離子則可與腐蝕產(chǎn)生的鐵離子經(jīng)過反應(yīng)形成FeCO3沉淀。整體上，S油田注入水具備一定的結(jié)垢能力和加速腐蝕能力。

表3 注入水離子組成 mg/L

圖4 腐蝕速率隨溫度變化規(guī)律

3.2 腐蝕傾向預(yù)測

根據(jù)注入水離子分析組成結(jié)果，采用美國OLI公司CorrosionAnalyzer軟件進(jìn)行腐蝕傾向預(yù)測。評價條件為單純采用油田注水水樣，無腐蝕性氣體，測試其腐蝕速率隨溫度、壓力和流速的變化趨勢，并檢測其電化學(xué)參數(shù)。結(jié)果顯示該水質(zhì)發(fā)生電化學(xué)腐蝕時相對于飽和氫電極的腐蝕電位為-0.55151 V，腐蝕產(chǎn)物為以FeCO3(固體沉淀)為主的物質(zhì)。

從圖4可以看出腐蝕速率隨溫度的升高而增加，且溫度越高，腐蝕速率增幅越大，在井底溫度62 ℃時腐蝕速率約0.0188 mm/a，屬于低度腐蝕。從圖5可知，腐蝕速率隨壓力的升高呈線性增加，在井底壓力10 MPa時腐蝕速率約為0.018763 mm/a，屬于低度腐蝕。從圖6可看出該水質(zhì)的腐蝕速率隨流速的升高而增加，且流速越大，腐蝕速率增幅越小。按照A02井發(fā)生腐蝕前最大注入量1000 m3/d，2-7/8″油管內(nèi)徑62 mm計算該井最大流速為3.84 m/s，對應(yīng)的腐蝕速率僅為0.029 mm/a，同樣為低度腐蝕。

圖5 腐蝕速率隨壓力變化規(guī)律 圖6 腐蝕速率隨流速變化規(guī)律

綜合分析認(rèn)為，S油田注入水不含腐蝕性溶解氣體，硫酸鹽還原菌含量嚴(yán)重超標(biāo)，同時氯離子含量較高，但這兩者只會加劇油管腐蝕，而不是油管腐蝕的根本原因。滲氮油管表面的滲氮層雖然能夠有效預(yù)防腐蝕發(fā)生，但由于加工過程存在的滲氮層缺陷或運(yùn)輸過程中引起機(jī)械磕碰等因素，容易造成入井前滲氮層發(fā)生局部的脫落，失去滲氮層保護(hù)的油管表面成為電化學(xué)反應(yīng)中的陽極，腐蝕行為最為活躍，而這是造成A02井油管腐蝕的根本原因。在滲氮層脫落部位逐漸形成局部腐蝕，而隨著注入水中的氯離子和硫酸鹽還原菌在此聚集，使得局部的腐蝕速率加快，最終造成了腐蝕穿孔。

4 結(jié)論與建議

(1)A02井滲氮油管為局部的腐蝕穿孔，可見部分滲氮層脫落現(xiàn)象，腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和鐵的氧化物。通過對腐蝕介質(zhì)進(jìn)行組分分析和腐蝕傾向預(yù)測發(fā)現(xiàn)，油田注入水中硫酸鹽還原菌含量超標(biāo)，且氯離子含量較高，會加劇油管腐蝕進(jìn)程。而A02井滲氮油管腐蝕穿孔的根本原因則是滲氮層脫落形成的電化學(xué)腐蝕。

(2)建議現(xiàn)場加強(qiáng)滲氮油管入井前的質(zhì)量管控，防止?jié)B氮層脫落。應(yīng)向注入水中加入殺菌劑，減少細(xì)菌腐蝕的風(fēng)險。同時可在井下安裝犧牲陽極短節(jié)預(yù)防電化學(xué)腐蝕的發(fā)生。