某油田注水井油管腐蝕失效分析

張 帥，楊 陽(yáng)，金 磊，王海鋒，楊中娜，羅 懿

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津 300452；2.中海油(天津)管道工程技術(shù)有限公司,天津 300452)

某油田注水井于1992年投產(chǎn)并下入雙管，該井完井井深3 564.8 m，最大井斜26.06°。處于3 058.21 m處頂部封隔器以上使用的管外徑為88.9 mm，其下使用的管外徑為60.3 mm，材質(zhì)為N80，管內(nèi)壁無(wú)防腐涂層。截至2014年4月底，該井長(zhǎng)管累計(jì)注水77.2×104m3，短管累計(jì)注水193.3×104m3。該井雙管注水時(shí)間長(zhǎng)，沒(méi)有進(jìn)行過(guò)動(dòng)管柱作業(yè)，且存在管竄，因此無(wú)法實(shí)現(xiàn)分層注水。為恢復(fù)該井正常注水，對(duì)該井實(shí)施大修，在打撈井下管柱時(shí)，發(fā)現(xiàn)油管多處存在腐蝕穿孔現(xiàn)象。

從失效油管中選取典型失效件，根據(jù)失效管段的腐蝕穿孔情況及內(nèi)外壁形貌，分別采用宏觀分析、材質(zhì)化學(xué)成分分析、金相檢驗(yàn)、X射線衍射(XRD)分析、結(jié)垢預(yù)測(cè)和腐蝕模擬試驗(yàn)等方法對(duì)其進(jìn)行綜合分析，以便查明失效原因，防止類似問(wèn)題再次出現(xiàn)。

1 試驗(yàn)方法

1.1 宏觀分析

用游標(biāo)卡尺測(cè)量失效管段的外徑和腐蝕坑大小，肉眼觀察其外壁、內(nèi)壁的宏觀腐蝕形貌及特征，并用數(shù)碼相機(jī)進(jìn)行記錄。

1.2 失效管段化學(xué)成分

從失效管段上截取20 mm×20 mm×5 mm的方形試樣，采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對(duì)其化學(xué)成分進(jìn)行分析。

1.3 金相檢驗(yàn)

從失效油管管體上取金相試樣，用倒置型金相顯微鏡觀察試樣的金相顯微組織。

1.4 腐蝕產(chǎn)物分析

分別取少量油管外壁和油管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物，采用Oxford能譜儀(EDS)分析腐蝕產(chǎn)物和垢層的化學(xué)成分。將油管外壁及內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物依次用石油醚和酒精進(jìn)行清洗、低溫烘干并研磨成顆粒均勻的粉末，采用XRD進(jìn)行物相分析。

1.5 腐蝕模擬試驗(yàn)

試驗(yàn)條件：溫度為73 ℃，壓力為11 MPa，環(huán)境氣體為空氣+N2，流速為1 m/s，試驗(yàn)時(shí)間為5 d，試驗(yàn)水質(zhì)為生產(chǎn)水。掛片試樣取自失效油管管體，分別用320號(hào)、600號(hào)、800號(hào)和1200號(hào)砂紙逐級(jí)打磨，將試樣清洗、除油、冷風(fēng)吹干后測(cè)量尺寸并稱質(zhì)量，再將試樣相互絕緣安裝在特制的試驗(yàn)架上，放入高壓釜內(nèi)的腐蝕介質(zhì)中。試驗(yàn)結(jié)束后，將掛片放入由1 L稀鹽酸、20 g三氧化二銻及50 g氯化亞錫配置的酸洗液中劇烈攪拌，直至腐蝕產(chǎn)物被清除。酸洗后的掛片進(jìn)行沖洗、中和處理，再?zèng)_洗、脫水后，用電子天平稱質(zhì)量。

2 結(jié)果及討論

2.1 宏觀分析

失效管段位于頂部封隔器以上區(qū)域，其典型形貌如圖1所示。失效件外壁附著一層紅棕色產(chǎn)物，局部位置存在未穿透的腐蝕坑，坑內(nèi)有少量附著物。失效管段上有2處穿孔，最大穿孔尺寸為26.30 mm×25.31 mm，最小穿孔尺寸為9.23 mm×8.76 mm。

圖1 失效油管外壁宏觀形貌

圖2為失效油管橫、縱截面照片。由圖2可以看出，油管內(nèi)壁均勻附著大量紅棕色物質(zhì)，最大厚度超過(guò)10 mm。該物質(zhì)的質(zhì)地較脆，邊緣及沿管段軸線方向有多處翹邊，局部附著物脫落，可見(jiàn)明顯穿孔。

圖3(a)為失效油管內(nèi)壁典型區(qū)域的宏觀形貌。由圖3(a)可見(jiàn)，穿孔處內(nèi)壁形貌呈現(xiàn)局部壁厚減薄現(xiàn)象，穿孔位置在減薄部位的中心區(qū)域，呈現(xiàn)內(nèi)腐蝕特征[1-2]。圖3(b)為內(nèi)壁附著物局部放大照片。由圖3(b)可見(jiàn)，附著的腐蝕產(chǎn)物為具有一定厚度的多層狀物質(zhì)。

圖3 失效油管內(nèi)壁及附著物宏觀形貌

除層狀產(chǎn)物外，失效油管內(nèi)壁多處局部存在附著物結(jié)塊現(xiàn)象。刮去附著物結(jié)塊后發(fā)現(xiàn),其覆蓋位置的管體內(nèi)壁存在明顯腐蝕坑，如圖4所示。

圖4 失效油管內(nèi)壁附著物清理前后對(duì)比

2.2 化學(xué)成分分析

表1為失效油管的化學(xué)成分分析結(jié)果。從表1可以看出，該油管材質(zhì)成分滿足API 相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

表1 化學(xué)成分分析結(jié)果 w，%

2.3 金相檢驗(yàn)分析

圖5為失效油管的金相顯微組織照片。由圖5可以看出，其金相組織為回火索氏體，非金屬夾雜物等級(jí)為B0.5。鋼中非金屬夾雜物的存在會(huì)降低金屬表面狀態(tài)的均勻性，非金屬夾雜物與基體的電極電位不同，在其分界處易發(fā)生腐蝕。

圖5 金相組織及夾雜物分析

2.4 腐蝕產(chǎn)物分析

表2為油管外壁和油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物EDS分析結(jié)果。由表2可知，油管外壁和內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的主要元素均為Fe，C和O，且油管外壁腐蝕產(chǎn)物的S含量較高。一般來(lái)說(shuō)，S元素的存在常與硫酸鹽還原菌(SRB)和H2S環(huán)境有關(guān)[3]，故推測(cè)環(huán)境中存在H2S或SRB。

表2 腐蝕產(chǎn)物EDS分析結(jié)果

XRD分析結(jié)果表明，油管外壁腐蝕產(chǎn)物的主要物相為Fe3O4,MgFe2O4,CaCO3和FeS，油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的主要物相為Fe3O4，MgFe2O4，CaCO3，BaSO4和FeS。其中，CaCO3及BaSO4為典型的水垢成分，F(xiàn)e3O4，MgFe2O4和FeS為腐蝕產(chǎn)物的常見(jiàn)組成物相[4-5]。結(jié)合EDS分析表明，腐蝕結(jié)垢與S元素有關(guān)。

2.5 結(jié)垢預(yù)測(cè)及細(xì)菌檢測(cè)

表3為該井的水質(zhì)分析結(jié)果。采用SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》中的方法，對(duì)注入的生產(chǎn)水，分別進(jìn)行CaCO3，CaSO4，BaSO4和SrSO4的結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)。結(jié)果表明，該水質(zhì)存在CaCO3和BaSO4結(jié)垢趨勢(shì)，不存在SrSO4及CaSO4結(jié)垢趨勢(shì)，該結(jié)果與XRD分析結(jié)果相吻合。

表3 水質(zhì)分析結(jié)果

經(jīng)檢測(cè)，水樣pH值為7.73,該水樣中未檢測(cè)出腐生菌(TGB)、鐵細(xì)菌(FB);存在少量SRB，檢出數(shù)量為2.5個(gè)/mL。

2.6 腐蝕模擬試驗(yàn)分析

按下式計(jì)算掛片質(zhì)量損失法腐蝕速率:

(1)

式中:vcorr為腐蝕速率,mm/a;Δm為試樣質(zhì)量損失,g;γ為材料密度,g/cm3;t為試驗(yàn)時(shí)間,d;S為試樣表面積,mm2。

圖6為腐蝕模擬試驗(yàn)掛片的表面宏觀形貌。

圖6 試驗(yàn)后掛片表面宏觀形貌

由圖6可見(jiàn)，腐蝕掛片表面附著一層棕黃色或黑色物質(zhì)，整體呈現(xiàn)均勻腐蝕特征，經(jīng)XRD測(cè)試分析，該物質(zhì)為Mg0.06Ca0.94CO3,CaCO3和FeCO3。掛片的腐蝕速率計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中的規(guī)定，當(dāng)平均腐蝕速率≥0.250 mm/a時(shí)屬于嚴(yán)重腐蝕。經(jīng)計(jì)算，掛片平均腐蝕速率為1.032 6 mm/a，屬于嚴(yán)重腐蝕，且腐蝕速率較高。試驗(yàn)結(jié)果表明，N80鋼管處于含氧的水環(huán)境中時(shí)，會(huì)發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。實(shí)際井下作業(yè)時(shí)，含氧量較低，故腐蝕速率低于模擬試驗(yàn)結(jié)果。

表4 模擬試驗(yàn)腐蝕速率計(jì)算結(jié)果

3 腐蝕原因分析

油管材質(zhì)中存在的非金屬夾雜物，破壞了金屬基體的均勻連續(xù)性，其與基體存在電位差，降低了材料的耐腐蝕性能[6]。在水注入井下的過(guò)程中，受工況環(huán)境和水質(zhì)成分影響，在油管內(nèi)壁形成了較厚的CaCO3及BaSO4等垢層。由于油管內(nèi)壁無(wú)防腐涂層，局部腐蝕敏感區(qū)域首先形成了垢下腐蝕。環(huán)境中存在的SRB和O2進(jìn)一步促進(jìn)了垢下腐蝕，最終導(dǎo)致油管腐蝕穿孔。

4 結(jié)論及建議

(1)油管材質(zhì)化學(xué)成分符合API相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

(2)在井下工況環(huán)境下，注水水質(zhì)能形成CaCO3及BaSO4等垢附著于油管內(nèi)壁。油管主要腐蝕為局部垢下腐蝕，氧的存在加劇了腐蝕，導(dǎo)致油管穿孔失效。

(3)建議盡可能降低水中氧含量和二氧化碳含量，或添加防垢劑進(jìn)行防垢處理。防垢劑應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)水質(zhì)及井下工況條件進(jìn)行篩選，同時(shí)，定期對(duì)水質(zhì)進(jìn)行細(xì)菌檢測(cè)，若水質(zhì)細(xì)菌含量較高，應(yīng)在注水管柱系統(tǒng)投加化學(xué)殺菌劑。

(4)建議在油管外壁采取滲氮或其他外防腐處理措施，進(jìn)一步降低外壁腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。