某海上注水井N80油管腐蝕穿孔失效分析

徐振東* 楊中娜 李文濤 楊 陽 王海鋒 王驊鐘 馮電穩(wěn)

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

0 前言

油田注水是提高地層壓力，保證原油穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的常用措施。油田開發(fā)初期的注水措施基本上是按自然吸水能力進(jìn)行籠統(tǒng)合注，不同滲透率的油層吸水量相差幾倍到幾十倍，造成注入水單層突進(jìn)和平面指進(jìn)的局面[1]。因此，為了加強(qiáng)中、低滲透層吸水率，并控制高滲透層注入量，某海上油田采用了分層注水工藝，有效地控制了油層壓力，并在一定程度上控制了油田含水量上升過快的現(xiàn)象，很好地解決了油田開發(fā)過程中的層間矛盾[2]。但隨著回注系統(tǒng)溫度、壓力、流態(tài)的變化，且注入水中含有各種無機(jī)鹽離子、原油、細(xì)菌、固體顆粒、溶解性氣體（CO2、H2S）等，使得管柱易在某些特殊區(qū)域形成腐蝕穿孔等現(xiàn)象[3]，研究了管柱腐蝕穿孔原因及失效機(jī)理，并提出了相應(yīng)的改進(jìn)或預(yù)防措施，對(duì)維持油田長期穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)，提高采收率具有重要意義[4]。

某海上注水井于2009 年7 月投注，采用籠統(tǒng)注水方式注水。2012 年4 月重新完井下分注管柱，分為6 段注水，注入方式為生產(chǎn)污水+海水混注，最大井斜為41.72°，補(bǔ)心海拔為47.16 m。2012 年4月下入分層管柱后注水量保持在470 m3/d 左右，注水壓力為2.9 MPa。2012 年5 月至2019 年4 月，該井至少實(shí)施了9 次酸化作業(yè)，酸化液為土酸（12%HCl+3% HF），酸化作業(yè)后無返排，通過后期注水作業(yè)將殘酸壓至地層。2019 年11 月在該注水井更換管柱作業(yè)期間，發(fā)現(xiàn)有一根NU 或N80 油管發(fā)生兩處腐蝕穿孔（如圖1 所示），深度為 1 593.76～1 594.26 m，穿孔油管所在位置的溫度約為68 ℃。根據(jù)圖1 可知，穿孔油管位于分層注水管柱底部（1 區(qū)）最上面一根油管，緊鄰配水器（如圖1 箭頭所指位置），管柱最底部區(qū)域有圓堵，注入水在底部區(qū)域置換較慢。本文結(jié)合檢測結(jié)果和現(xiàn)場實(shí)際工況，對(duì)油管腐蝕穿孔原因進(jìn)行了綜合分析。

圖1 失效油管位置

1 宏觀分析及測量

腐蝕油管外壁均勻覆蓋了較厚的棕黃色腐蝕產(chǎn)物，其宏觀形貌可見圖2，油管的外壁主要呈現(xiàn)均勻腐蝕特征，共計(jì)4 處穿孔，腐蝕孔呈圓形或橢圓形，孔徑大小不一，最大穿孔尺寸（長度×寬度）為110.91 mm×26.24 mm。

對(duì)油管進(jìn)行縱向解剖，進(jìn)一步觀測油管的內(nèi)壁腐蝕特征，如圖3 所示。從圖3 可以看出，油管內(nèi)壁整體存在較多附著物，包括穿孔位置。將穿孔位置的內(nèi)外壁形貌進(jìn)行對(duì)比分析后可知，外壁形貌較平整，而內(nèi)壁存在明顯徑向臺(tái)階，穿孔位置位于減薄部位中心，綜合判斷，油管腐蝕穿孔主要是由于內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的。腐蝕坑附近也存在明顯附著物，推測內(nèi)壁腐蝕可能與沉積物下腐蝕有關(guān)。

圖3 失效油管內(nèi)壁宏觀形貌

2 材質(zhì)分析

2.1 化學(xué)成分分析

從油管管體取樣進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果可見表1，油管中的化學(xué)成分滿足API Spec 5CT 標(biāo)準(zhǔn)對(duì)N80鋼的要求。

表1 油管化學(xué)成分（質(zhì)量分?jǐn)?shù)） %

2.2 金相分析

從失效油管靠近腐蝕坑和遠(yuǎn)離腐蝕坑處分別取樣進(jìn)行金相分析，檢驗(yàn)結(jié)果見表2。油管腐蝕坑附近基體組織為鐵素體+珠光體，如圖4 所示，帶狀組織4 級(jí)，未見非金屬夾雜物，腐蝕坑底部未見裂紋及明顯脫碳現(xiàn)象。遠(yuǎn)離腐蝕坑處基體組織為鐵素體+珠光體，詳見圖5 a），帶狀組織5 級(jí)，如圖5 所示，其中未見非金屬夾雜物。

表2 金相檢驗(yàn)結(jié)果

圖4 腐蝕坑附近金相組織

圖5 遠(yuǎn)離腐蝕坑處金相組織

3 腐蝕產(chǎn)物分析

取油管內(nèi)壁表層垢樣、腐蝕坑內(nèi)產(chǎn)物（分別記為1#、2#）進(jìn)行成分分析。采用除油、過濾、干燥處理后進(jìn)行EDS 和XRD 分析，結(jié)果可見表3 和表4，XRD 測試結(jié)果及標(biāo)準(zhǔn)卡片對(duì)比情況可見圖6～圖7。油管內(nèi)壁垢樣/腐蝕產(chǎn)物中存在較高含量的S、Cl、Na 元素，垢樣主要以FeCO3、FeS 及NaCl 形式存在，腐蝕坑內(nèi)產(chǎn)物除以上三種物質(zhì)外，還有鈣鎂垢。

注入水為生產(chǎn)污水和海水的混合液，所以，F(xiàn)eCO3主要為水中HCO3-或溶解CO2與Fe 反應(yīng)的產(chǎn)物[5]，Cl 元素來自注入水中的NaCl，Cl-會(huì)加速產(chǎn)物膜的破壞，促進(jìn)局部腐蝕[6]。S 元素來源于腐蝕產(chǎn)物FeS，因注入水中基本無H2S，且該處溫度為65 ℃，穿孔不具有普遍性，所以排除H2S 腐蝕的可能性[7]。由于海水中含有SRB，在井底無氧環(huán)境下，局部易滯留污垢且有硫酸鹽的水溶液不斷補(bǔ)給養(yǎng)料的情況下，易產(chǎn)生細(xì)菌腐蝕，因此推測S 來自于SRB 細(xì)菌腐蝕產(chǎn)物。

表3 垢樣/腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果（質(zhì)量分?jǐn)?shù)） %

4 微觀分析

圖6 1＃樣品的XRD結(jié)果

圖7 2＃樣品的XRD結(jié)果

沿腐蝕坑橫截面的基體至緊貼內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物層依次進(jìn)行微區(qū)成分分析，能譜線掃測試點(diǎn)及測試結(jié)果可見圖8。可見腐蝕產(chǎn)物主要元素為Fe、O、C、Si、S，結(jié)合XRD 分析結(jié)果，緊貼內(nèi)壁產(chǎn)物主要成分為FeCO3、FeS 和砂子，同時(shí)說明XRD 分析結(jié)果中的高含量NaCl 和鈣鎂垢主要為油管內(nèi)壁表層的結(jié)垢物。

圖8 腐蝕坑橫截面試樣能譜測試結(jié)果

5 水質(zhì)分析及結(jié)垢趨勢預(yù)測

取平臺(tái)注水樣進(jìn)行水質(zhì)分析，結(jié)果可見表5。注入水水型為氯化鎂型，Mg2+、Ca2+含量較高。根據(jù)水質(zhì)分析結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場工況，依據(jù)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)注入生產(chǎn)水結(jié)垢趨勢進(jìn)行預(yù)測，結(jié)果為該平臺(tái)注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結(jié)垢趨勢。

6 失效原因分析

（1）根據(jù)材質(zhì)鑒定結(jié)果可知，油管的化學(xué)成分滿足API 5CT 標(biāo)準(zhǔn)要求，硬度較高。油管的金相組織均為鐵素體+珠光體，腐蝕坑附近為帶狀組織4 級(jí)，遠(yuǎn)離腐蝕坑處為帶狀組織5 級(jí)，未見明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現(xiàn)象。

表5 注入水水質(zhì)分析

（2）油管產(chǎn)生內(nèi)腐蝕穿孔，腐蝕坑附近也存在明顯附著物，推測內(nèi)壁腐蝕可能與沉積物下腐蝕有關(guān)。

（3）對(duì)注入水進(jìn)行水質(zhì)分析，D 平臺(tái)注入水的水型為氯化鎂型，有CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結(jié)垢趨勢，未檢測出SRB、TGB、FB。

（4）通過能譜及XRD 分析可知，油管內(nèi)壁的垢樣及腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3、FeS、NaCl 及少量的鈣鎂垢，F(xiàn)eCO3為注入水與鋼管作用而形成，由于腐蝕穿孔在局部位置發(fā)生，推測FeS 可能為SRB 細(xì)菌腐蝕產(chǎn)物，NaCl 來自于海水，Cl-能夠被金屬表面吸附等特點(diǎn)，會(huì)加速局部腐蝕。

（5）對(duì)現(xiàn)場工況進(jìn)行分析后可知：井底溫度約為65 ℃。2012 年4 月，D12 井下入分注管柱，2012年5 月20 日，該井關(guān)閉L100（即Zone1）并對(duì)其余層段實(shí)施第1 次酸化解堵作業(yè)，2013 年10 月12 日，zone1下入水嘴限制注水，其他段保持全開狀態(tài)。因此，zone1 水嘴存在限制注水的情況。D12 腐蝕油管深度為 1 593.76～1 594.26 m，為Zone1 水嘴下方的第一根油管。Zone1 管柱最底端封閉，管柱內(nèi)部殘留液體置換較慢，加上Zone1 水嘴限制注水，也進(jìn)一步減緩了zone1 內(nèi)部殘液的置換。 根據(jù)近三年注入水水質(zhì)來看，2017 年全年、2018 年上半年及2019 年上半年的水中總懸浮固體含量超過SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定上限。近三年SRB 細(xì)菌數(shù)量主要集中在（0～110）個(gè)/mL 范圍內(nèi)，但有2個(gè)月的SRB 細(xì)菌數(shù)量最高達(dá)1 000 個(gè)/mL，說明某一時(shí)期注入水中的SRB 細(xì)菌可能存在一定的抗藥性。

由于注入水中容易滋生有害微生物，導(dǎo)致水質(zhì)變差，穿孔油管所在位置易造成懸浮物和結(jié)垢物的滯留、沉積，且利于SRB 細(xì)菌的繁殖[8-9]，油管內(nèi)壁表層的垢層疏松多孔，為孔內(nèi)外水、氧氣和腐蝕性介質(zhì)的相互擴(kuò)散和質(zhì)量傳輸提供了通道，SRB 的腐蝕產(chǎn)物FeS 附著于內(nèi)壁形成適于SRB 生長的封閉區(qū)[10]，加劇了腐蝕程度，點(diǎn)蝕坑不斷擴(kuò)大、加深直至穿孔。SRB 細(xì)菌腐蝕機(jī)理如下：

總反應(yīng)式：

7 結(jié)論和建議

7.1 結(jié)論

（1）油管的化學(xué)成分滿足API 5CT 標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)N80油管的要求，材質(zhì)合格。

（2）油管腐蝕穿孔主要是由于內(nèi)腐蝕，外壁也存在一定腐蝕。

（3）油管在沉積物下腐蝕和細(xì)菌腐蝕綜合作用下導(dǎo)致內(nèi)腐蝕穿孔。腐蝕油管位于管柱底部區(qū)的頂部水嘴下的第一根油管處，該區(qū)域內(nèi)懸浮物和結(jié)垢物易滯留、沉積，為細(xì)菌繁殖提供了有利環(huán)境，同時(shí)，介質(zhì)中Cl-加劇了局部腐蝕。

7.2 建議

（1）應(yīng)定期向注水系統(tǒng)投加殺菌劑和阻垢劑，還應(yīng)考慮管柱特殊區(qū)域藥劑被介質(zhì)中各種懸浮物、沉淀物等吸附的可能性。

（2）建議在管柱底部區(qū)域選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、電鍍等從而提高油管的防腐性能。