海上油田生產(chǎn)井油管腐蝕失效分析

楊中娜，楊 陽，徐振東，李文濤，王金霞

(1.中海油(天津)管道工程技術(shù)有限公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300450)

某油田油氣井于2009年1月1日投產(chǎn)，投用的套管外徑規(guī)格為9.625英寸(1英寸=25.4 mm)，鋼級為13Cr-L80，油管外徑規(guī)格為3.50英寸，鋼級為L80。投產(chǎn)至今未實施酸化作業(yè)，含水率先升高后降低，主要集中在0～20%，2015—2016年含水率偏高，為30%～59.6%。油井氣相CO2體積分數(shù)為4%～16%，氣相中投產(chǎn)初期無H2S，2010年7月開始出現(xiàn)H2S并逐漸升高。2019年4月16日，在棄井作業(yè)時起出管柱，發(fā)現(xiàn)6根油管表面有沿軸向分布的腐蝕坑及10件斷裂的彈性扶正器。根據(jù)管柱數(shù)據(jù)顯示，該井最大井斜位于井深742 m處，其井斜角為45.32(°)，管柱井深648～992 m區(qū)間約38根油管共安裝了20個扶正器，扶正器安裝在油管端部位置，其中6根腐蝕油管均位于井深742 m(井斜最大處)至800 m區(qū)間，該區(qū)域10件扶正器已發(fā)生斷裂失效。

從油井選取一根腐蝕油管和一根對比(未腐蝕)油管帶回試驗室進行失效分析，已知腐蝕油管取自井深800 m處，對比油管取自井深829 m處。根據(jù)油管腐蝕情況及外壁形貌，分別進行宏觀分析、材質(zhì)分析、微觀分析、腐蝕產(chǎn)物分析和腐蝕模擬試驗，以期找到失效原因，為預(yù)防發(fā)生類似問題提供借鑒。

1 試驗方法

1.1 宏觀分析

對腐蝕油管外壁表面進行清潔，保持表面無油污，采用游標卡尺對腐蝕坑進行測量，觀察油管外壁宏觀腐蝕形貌及特征，并用數(shù)碼相機拍照。

1.2 材質(zhì)分析

分別從腐蝕油管與對比油管管體上取樣，采用直讀光譜儀對其化學(xué)成分進行分析；采用雙立柱萬能材料試驗機對油管進行拉伸試驗；采用R574洛氏硬度試驗機對油管環(huán)形試樣進行硬度試驗。

1.3 微觀分析

采用掃描電鏡與能譜儀對腐蝕坑部位分別進行微觀觀察和能譜分析(EDS)，分析結(jié)果與腐蝕產(chǎn)物的元素成分進行對比。

1.4 腐蝕產(chǎn)物分析

在油管腐蝕坑部位取樣，采用能譜儀分析其化學(xué)成分。采用石油醚、酒精溶解除油、過濾、干燥處理后進行X射線衍射分析(XRD)，掃描角度2θ：3～80 (°)，采樣步寬為0.02，波長為1.540 56 nm。利用Search-Match軟件并結(jié)合EDS的結(jié)果，對腐蝕產(chǎn)物進行成分分析。

1.5 腐蝕模擬試驗

依據(jù)現(xiàn)場工況，腐蝕油管位于動液面之上，對比油管距離動液面較近，因此設(shè)計模擬試驗時，掛片(F1至F4)置于氣相中，其中掛片F(xiàn)4與13Cr-L80掛片貼合在一起，掛片(F5至F7)置于油水液相中。試驗溫度為50 ℃，總壓力為1.9 MPa，CO2分壓為0.17 MPa，液相介質(zhì)為現(xiàn)場取油水樣，試驗時間為7 d。

油管掛片試樣均取自腐蝕油管管體，分別用320號、600號、800號和1200號砂紙逐級打磨后將試樣清洗、除油、冷風(fēng)吹干后測量尺寸并稱質(zhì)量，再將試樣相互絕緣安裝在特制的試驗架上，放入高壓釜內(nèi)的相應(yīng)介質(zhì)環(huán)境中。試驗結(jié)束后，將掛片放入由1 L稀鹽酸、20 g三氧化二銻和50 g氯化亞錫配制的清洗液中后進行快速攪拌，直至腐蝕產(chǎn)物被清除。酸洗后的掛片進行沖洗、中和處理、再沖洗和脫水后，用電子天平稱質(zhì)量。

1.6 電化學(xué)分析

從腐蝕油管、對比油管和13Cr-L80套管材料上分別截取一段作為電化學(xué)試樣，標記為X1，X2和X3。將樣品用銅導(dǎo)線連接，其余部分用環(huán)氧樹脂封裝，暴露出約為1 cm2的工作面積，然后用砂紙逐級打磨至2 000目，用無水乙醇將表面清洗干凈后待用。采用Gamry Reference 600+電化學(xué)工作站進行Tafel極化曲線測試。應(yīng)用三電極體系，參比電極為Ag/AgCl，輔助電極為鉑片，電解質(zhì)溶液為現(xiàn)場油水混合物中提取的水樣，將試驗容器放入恒溫水浴，保持溫度為50 ℃。

2 檢測結(jié)果及分析

2.1 宏觀分析

腐蝕油管外壁一側(cè)存在沿軸向呈直線分布的腐蝕坑，其呈點狀或者串狀分布，部分腐蝕坑沿縱向連在一起形成臺地狀溝槽形貌(見圖1)。經(jīng)測量，油管長9.7 m，外徑88.6 mm，壁厚6.03 mm，腐蝕油管外壁發(fā)現(xiàn)腐蝕坑始于距管端2.33 m處，結(jié)束于距同一管端6.6 m處，腐蝕坑分布情況示意圖見圖2。由圖2可見，腐蝕坑分布在油管中間4.27 m長的管段內(nèi)，近管端區(qū)域均未見明顯局部腐蝕。單個最大腐蝕坑長度為28.45 mm，寬度為16.21 mm，深度為4.51 mm，連接成串的腐蝕坑最長為73.99 mm，寬度為13.83 mm，深度3.76 mm。

圖1 腐蝕坑宏觀形貌

圖2 油管外壁腐蝕坑分布示意

2.2 材質(zhì)分析

2.2.1 化學(xué)成分分析

采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對兩根油管的化學(xué)成分進行分析，檢測標準為ASTM A751-14a 《鋼制品化學(xué)分析標準試驗方法、試驗操作和術(shù)語》，檢測結(jié)果見表1。由表1可見化學(xué)成分均滿足API Spec 5CT-2018《套管和油管規(guī)范》中對L80材質(zhì)要求。

表1 油管化學(xué)成分分析結(jié)果 w,%

2.2.2 拉伸性能檢測

采用雙立柱萬能材料試驗機對油管進行拉伸試驗，檢測標準為ASTM A370-18 《鋼制品力學(xué)性能試驗的標準試驗方法和定義》，檢測結(jié)果見表2。

表2 拉伸試驗結(jié)果

由表2可見,兩根油管的屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率均滿足API Spec 5CT規(guī)范中對L80材質(zhì)要求。

2.2.3 洛氏硬度檢測

采用R574洛氏硬度試驗機對兩根油管試樣進行硬度試驗，腐蝕油管取樣編號為Y1，對比油管取樣編號為Y2，試驗標準為ASTM E18-19《金屬材料洛氏硬度試驗方法》，試驗結(jié)果見表3。由表3可以看出，兩油管硬度均滿足API Spec 5CT對L80材質(zhì)要求。

表3 油管試樣洛氏硬度試驗結(jié)果 HRC

2.3 微觀分析

截取2個腐蝕坑試樣，分別標記為S1和S2，采用掃描電鏡觀察其微觀形貌，利用能譜儀對腐蝕坑內(nèi)微區(qū)成分進行分析。S1和S2腐蝕坑內(nèi)均有一層腐蝕產(chǎn)物覆蓋。對S1試樣上腐蝕坑進行形貌觀察，結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，腐蝕坑為橢圓形，呈現(xiàn)臺地狀形貌,坑內(nèi)覆蓋腐蝕產(chǎn)物。選取兩個腐蝕坑，分別對其腐蝕坑外、腐蝕坑邊緣、腐蝕坑底部進行微區(qū)化學(xué)成分分析，結(jié)果顯示:腐蝕坑底部主要元素為C，O和Fe，其他元素還有Cl，Mn，S和Ca，而坑底部Cl元素含量明顯高于腐蝕坑外及腐蝕坑邊緣處的Cl含量。S1腐蝕坑底部Cl質(zhì)量分數(shù)為1.88%，而腐蝕坑邊緣Cl質(zhì)量分數(shù)僅為0.15%。

圖3 S1腐蝕坑形貌

對S1和S2腐蝕坑橫截面分別進行微觀形貌觀察，S1和S2的腐蝕坑底部均發(fā)現(xiàn)有裂紋。S1底部裂紋形貌見圖4和圖5。金相組織分析結(jié)果顯示，兩個腐蝕坑橫截面組織均為回火索氏體，表面無脫碳，腐蝕坑底部有裂紋，呈沿晶特征。推測腐蝕坑形成可能與應(yīng)力有關(guān)系。

圖4 S1腐蝕坑底部裂紋(掃描電鏡)

圖5 S1腐蝕坑底部裂紋(金相觀察)

2.4 腐蝕產(chǎn)物分析

油管外壁腐蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物XRD分析表明，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3和Fe3C， FeCO3的存在可能與環(huán)境介質(zhì)中的CO2有關(guān)。文獻[1]指出，碳鋼腐蝕后表面裸露出的滲碳體Fe3C成分為導(dǎo)電體，可作為陰極反應(yīng)活性點。

2.5 腐蝕模擬試驗分析

按公式(1)計算掛片腐蝕速率。

(1)

式中,vcorr為腐蝕速率，mm/a；Δg為試樣質(zhì)量損失，g；γ為材料密度，g/cm3；t為試驗時間，d；S為試樣表面積,mm2。

圖6為腐蝕模擬試驗掛片的表面宏觀形貌(清洗后)。由圖6可見，氣相環(huán)境中的F1至F3掛片表面均存在點蝕形貌，F(xiàn)4掛片腐蝕特征明顯，而液相環(huán)境中的F5至F7掛片表面未見點蝕形貌，表現(xiàn)為均勻腐蝕特征，掛片的腐蝕速率計算結(jié)果如表4所示。由表4可見，與13Cr-L80掛片接觸的F4掛片的腐蝕速率最大，選取F1和F4掛片表面腐蝕產(chǎn)物進行EDS分析，結(jié)果顯示，腐蝕產(chǎn)物主要元素為O，C和Fe，根據(jù)各元素原子百分比判定為FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜[2]，與腐蝕產(chǎn)物分析結(jié)果一致。

圖6 試驗后掛片表面宏觀形貌

表4 試樣腐蝕速率

2.6 電化學(xué)分析

根據(jù)X1,X2和X3樣品的極化曲線測試及擬合結(jié)果，自腐蝕電位、自腐蝕電流密度和腐蝕速率見表5。一般來說，材料的自腐蝕電位越負，越容易發(fā)生腐蝕；自腐蝕電流密度越大，腐蝕速率越快[3-4]。由表5可見13Cr-L80套管材料耐蝕性最好，然后依次是腐蝕油管材料、對比油管材料。根據(jù)自腐蝕電位差可以看出，腐蝕油管與13Cr-L80套管電位差為45 mV,該值低于50 mV，理論上發(fā)生電偶腐蝕的可能性小，但其電位差也接近發(fā)生電偶腐蝕的臨界值，所以這兩種材料接觸可能會加速油管的腐蝕。

表5 極化曲線擬合結(jié)果

3 原因分析

腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3，現(xiàn)場提供天然氣分析報告中顯示,CO2體積分數(shù)為5.15%～8.99%，根據(jù)套管環(huán)空的壓力278 MPa，計算CO2分壓約為0.172 MPa。且由該井生產(chǎn)工況可知，該井具有一定的含水率，油井管柱從下至上壓力、溫度逐漸降低，氣相中會有一定的凝析水析出，以上滿足CO2腐蝕發(fā)生的條件[5]。

管柱648～992 m區(qū)間出現(xiàn)了降斜，一般來說，在造斜段，管柱與井眼底邊發(fā)生接觸，在降斜段，管柱與井壁高邊發(fā)生密集接觸。一方面，由于管柱受到井眼軌跡的影響而發(fā)生變形，742 m(井斜最大處)至800 m左右的范圍內(nèi)變形最大，該段管柱所受應(yīng)力較大。另一方面，根據(jù)現(xiàn)場實際情況，隨腐蝕油管一同起出的還有10個斷裂的扶正器片，扶正器起到油管居中的作用，使該段管柱的油管與套管之間有初始間隙。因此，推斷在服役過程中，扶正器受到應(yīng)力和腐蝕的共同作用發(fā)生斷裂，油管則與套管內(nèi)壁發(fā)生接觸和碰撞，這樣會對油管防腐層或本體造成磨損，成為腐蝕薄弱點，在CO2及凝析水存在的環(huán)境下，缺陷處會誘發(fā)CO2腐蝕，形成大陰極和小陽極，與油管所受應(yīng)力共同作用造成腐蝕的快速發(fā)展[6]。

油管發(fā)生CO2腐蝕的機理如下：

CO2溶解于水產(chǎn)生H2CO3，金屬在H2CO3溶液中發(fā)生電化學(xué)腐蝕，腐蝕過程如下：

(1)

(2)

(3)

(4)

4 結(jié)論及建議

(1)油管材質(zhì)化學(xué)成分符合API Spec 5CT標準要求。

(2)在服役過程中，扶正器受到應(yīng)力和腐蝕的共同作用發(fā)生斷裂，油管與套管內(nèi)壁發(fā)生隨機接觸摩擦，這樣會對油管表面造成磨損，成為腐蝕薄弱點，在CO2及凝析水存在的環(huán)境下，缺陷處會發(fā)生CO2腐蝕。對于井斜變化較大或發(fā)生降斜的管柱區(qū)間，為了防止油管與套管發(fā)生磨損，建議進一步提高該段扶正器的強度。采用滲氮油管或其他外防腐油管，降低外壁發(fā)生CO2腐蝕的風(fēng)險。