某注水井油管穿孔原因

陳欽偉, 張繼剛, 楊 陽, 楊中娜, 馮電穩(wěn),4, 李振坤

[1.中海石油(中國)有限公司 天津分公司, 天津 300459；2.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；3.中海石油(天津)管道工程技術(shù)有限公司, 天津 300452；4.天津北海油人力資源咨詢服務(wù)公司, 天津 300452]

某注水井在進行換管柱作業(yè)前日配注量為1 080 m3，井口壓力為14.3 MPa，套壓為8 MPa，日注水量為540 m3，注水方式為海水+生產(chǎn)污水混注，管柱采用88.9 mm(外徑)的N80油管，油管采用的是淬火+回火處理工藝。2020年3月，該井在起出管柱過程中，發(fā)現(xiàn)井下深度3 341 m處油管存在穿孔現(xiàn)象。為查明該油管發(fā)生穿孔的原因，對該穿孔油管進行理化檢驗及分析，并為預(yù)防后續(xù)管柱發(fā)生類似問題制定了有效的措施。

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

從現(xiàn)場共回收油管2根，分別標號為1#，2#，其中1#油管未發(fā)現(xiàn)穿孔失效，為對比樣管，位于井下深度 3 350 m處；2#油管為穿孔失效管，位于井下深度3 341 m處，兩根油管處于同一個注水層位。

觀察1#，2#油管外壁，發(fā)現(xiàn)1#油管外壁無明顯附著物及腐蝕缺陷[1-2]，2#油管外壁無明顯附著物，除2處穿孔位置外，油管外壁其余表面均未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕缺陷，外壁穿孔部位平整(見圖1)。

圖1 2#油管穿孔位置外壁宏觀形貌

沿軸向?qū)?#，2#油管進行縱向解剖，觀察其內(nèi)壁形貌，1#，2#油管內(nèi)壁形貌相似，均存在一層附著物且內(nèi)壁多處有明顯局部腐蝕坑，1#油管內(nèi)壁某些位置雖然未發(fā)生穿孔，但局部腐蝕已非常嚴重，壁厚減少約90%以上[見圖2a),2b)]。2#油管穿孔位置的內(nèi)壁附著物明顯，穿孔為局部腐蝕加深所致，附近其他位置也發(fā)現(xiàn)多處局部腐蝕坑[見圖2c),2d)]。

圖2 1#,2#油管內(nèi)壁宏觀形貌

1.2 化學(xué)成分分析

采用直讀光譜儀對1#，2#油管進行化學(xué)成分分析，結(jié)果如表1所示?？梢?#，2#油管的化學(xué)成分均滿足API SPEC 5CT—2018CasingandTubing對N80鋼的要求。

表1 1#，2#油管的化學(xué)成分 %

1.3 硬度測試

采用R574型洛氏硬度試驗機對1#，2#油管進行硬度測試，測試位置如圖3所示，測試結(jié)果如表2所示，由表2可知:1#，2#油管的硬度未見明顯差異。

圖3 1#，2#油管硬度測試位置示意

表2 1#，2#油管洛氏硬度測試結(jié)果 HRC

1.4 金相檢驗

對1#，2#油管分別取樣，采用ZEISS Observer A1m型光學(xué)倒置顯微鏡進行金相檢驗，可見1#，2#油管基體組織均為回火索氏體(見圖4)，其中1#油管存在B類和D類夾雜物，2#油管存在D類夾雜物，最大直徑為20.37 μm(見表3和圖5)。

圖4 1#，2#油管顯微組織形貌

表3 非金屬夾雜物分析結(jié)果 級

圖5 1#，2#油管非金屬夾雜物微觀形貌

1.5 力學(xué)性能測試

采用ZWICK Z600型雙立柱萬能材料試驗機對1#，2#油管進行拉伸試驗，結(jié)果如表4所示，可見1#，2#油管的屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率均滿足API SPEC 5CT—2018 對N80鋼的要求。

表4 1#，2#油管拉伸試驗結(jié)果

采用PSW750型擺錘沖擊試驗機及CST-50型沖擊試樣缺口投影儀對1#，2#油管進行沖擊試驗，沖擊試樣加工尺寸為55 mm×10 mm×3.3 mm(長×寬×高)，缺口類型為V型，刀刃半徑為8 mm，試驗溫度為0 ℃，沖擊試驗結(jié)果如表5所示，可見1#，2#油管的沖擊性能均滿足API SPEC 5CT—2018對N80鋼的要求。

表5 1#，2#油管沖擊吸收能量測試結(jié)果 J

1.6 附著物分析

分別選取1#，2#油管內(nèi)壁附著物進行成分分析。將試樣經(jīng)石油醚+酒精溶解、除油、過濾、干燥處理后，進行X射線衍射(XRD)測試，掃描角度2θ為3°～80°，采樣步寬為0.02°，波長λ為1.540 56 nm，分析結(jié)果如圖6，7所示。

圖6 1#油管內(nèi)壁附著物XRD分析結(jié)果

XRD分析結(jié)果表明：1#油管內(nèi)壁附著物主要為FeCO3，CaCO3，CaAl2Si2O8，2#油管內(nèi)壁附著物主要為FeCO3，CaSO4，CaAl2Si2O8等，推測FeCO3應(yīng)為內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物，CaCO3，CaSO4應(yīng)為結(jié)垢物，而硅鋁酸鹽類物質(zhì)的存在應(yīng)為地層中返砂所致。

圖7 2#油管內(nèi)壁附著物XRD分析結(jié)果

1.7 結(jié)垢預(yù)測及細菌檢測

采用SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》中的方法，對該井注入水分別開展CaCO3，CaSO4，BaSO4，SrSO4的結(jié)垢趨勢預(yù)測，結(jié)果如表6所示。由表6可知：注入水存在CaCO3，CaSO4結(jié)垢趨勢，該結(jié)果與XRD分析結(jié)果相符。

表6 注入水水質(zhì)分析結(jié)果 mg/L

經(jīng)檢測，水樣pH為7.8，采用SY/T0532—2012《油田注入水細菌分析方法絕跡稀釋法》中細菌的測試計算方法，得出該水樣存在一定量的硫酸鹽還原菌(SRB)、無腐生菌(TGB)與鐵細菌(FB)，其中SRB的檢出數(shù)量為130個/mL。

1.8 能譜分析

選取2#油管內(nèi)壁某一腐蝕坑進行能譜分析，從內(nèi)向外依次在油管內(nèi)壁基體、內(nèi)壁附著物、內(nèi)壁最外層沉積物進行取點分析，分析位置如圖8所示。由能譜分析結(jié)果可知：油管基體主要含有C，O，Mn，F(xiàn)e等元素；內(nèi)壁附著物主要含有Fe，C，O，Cl等元素，且Cl元素含量(質(zhì)量分數(shù)，下同)比較高，會加劇腐蝕的發(fā)生；內(nèi)壁最外層沉積物主要含有Fe，C，O，Si，Al，Ca等元素。

圖8 2#油管內(nèi)壁能譜分析位置

1.9 腐蝕模擬試驗

為進一步研究注入水中結(jié)垢物對管材腐蝕程度的影響，設(shè)計兩組腐蝕模擬試驗，分別定義為A組、B組，其中A組不加入油管內(nèi)壁附著物，B組加入70 g內(nèi)壁附著物，試驗條件為模擬井下實際使用工況條件，溫度為65 ℃，壓力為15 MPa，環(huán)境氣體為N2，流速為1 m/s，試驗時間為7 d，試驗水質(zhì)為注入水。

掛片試樣取自油管管體，分別用320號、600號、800號和1 200號砂紙逐級打磨，將試樣清洗、除油、冷風(fēng)吹干后測量其尺寸和質(zhì)量，再將試樣相互絕緣地安裝在特制的試驗架上，放入高壓釜內(nèi)的腐蝕介質(zhì)環(huán)境中。試驗結(jié)束后，將試樣放入由1 L稀鹽酸、20 g三氧化二銻及50 g氧化亞錫配制的酸洗溶液中劇烈攪拌，直至腐蝕產(chǎn)物被清除。將酸洗后的試樣進行沖洗、中和處理，再沖洗、脫水后，用電子天平稱其質(zhì)量，并進行結(jié)果計算。試樣平均腐蝕速率Vcorr的計算方法為

(1)

式中：Vcorr為平均腐蝕速率；m為試驗前試樣質(zhì)量；mt為試驗后試樣質(zhì)量；S1為試樣的總面積；t為試驗時間；ρ為試樣材料的密度。

最大點蝕速率Vt的計算方法為

(2)

式中：ht為試驗后試樣表面最大點蝕深度。

試驗結(jié)果顯示：A組試樣表面均被一層灰黑色物質(zhì)覆蓋，經(jīng)能譜分析可知其主要含有C，O，F(xiàn)e，Ca等元素，推測其中較高含量的Ca元素來源于水質(zhì)結(jié)垢，說明水質(zhì)的結(jié)垢沉積速率較快。進一步觀察試樣表面，未見明顯點蝕坑，整體呈現(xiàn)均勻腐蝕特征[見圖9a)]。將試樣酸洗并中和后，稱其質(zhì)量并計算其腐蝕速率，結(jié)果如表7所示。根據(jù)標準Q/HS 2064—2011《海上油氣田生產(chǎn)工藝系統(tǒng)內(nèi)腐蝕控制及效果評價要求》中對碳鋼材料的腐蝕程度的劃分，可知注入水環(huán)境下，A組試樣的平均腐蝕程度為中度腐蝕。

圖9 腐蝕模擬試驗后試樣宏觀形貌(酸洗前)

表7 腐蝕速率計算結(jié)果

與A組試樣相比，B組試樣均呈現(xiàn)點蝕特征，且試樣表面的附著物較多。參照GB/T 18590—2001《金屬和合金的腐蝕 點蝕評定方法》，采用顯微鏡觀察試樣表面點蝕分布情況并計算點蝕密度，測量點蝕深度，計算腐蝕速率，結(jié)果如表7所示。根據(jù)標準Q/HS 2064—2011要求中對碳鋼材料的腐蝕程度的劃分，可知結(jié)垢物存在的環(huán)境下，B組試樣的最大點蝕速率均為嚴重腐蝕。

2 綜合分析

油管的化學(xué)成分、硬度、拉伸性能、沖擊性能均滿足API SPEC 5CT—2018的要求，排除由于材料問題引起的腐蝕失效。根據(jù)宏觀形貌來看，油管外壁光滑，無明顯附著物，內(nèi)壁附著有較厚的垢層，垢層下可見局部腐蝕坑，腐蝕坑為由內(nèi)向外擴展，說明該油管穿孔是內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的，且具備垢下腐蝕特征。內(nèi)壁附著物主要為FeCO3，CaCO3，CaAl2Si2O8，判斷其主要來源于CO2腐蝕產(chǎn)物、CaCO3結(jié)垢物、地層物質(zhì)。根據(jù)水質(zhì)分析可知：注入水存在CaCO3，CaSO4結(jié)垢趨勢，與垢樣分析結(jié)果相匹配，細菌檢測可見少量SRB，會對局部腐蝕產(chǎn)生一定的加速作用。高溫、高壓腐蝕模擬試驗顯示，當試樣表面附著有結(jié)垢物時，會產(chǎn)生嚴重的點蝕，這也進一步驗證了油管垢下腐蝕這一結(jié)論。該油管在長期服役過程中，受到井下工況環(huán)境與注入水介質(zhì)成分的影響，油管內(nèi)壁形成并附著了CaCO3，BaSO4等垢層，隨著油管服役時間的延長，垢層厚度逐漸增加，最終形成了垢下腐蝕環(huán)境[3-5]。

在垢下腐蝕環(huán)境下，氧濃差電池形成，陽離子向富氧區(qū)的陰極富集，陰離子(如Cl-)向貧氧區(qū)的陽極富集，Cl-在腐蝕膜局部富集并引起點蝕，進而破壞腐蝕膜，從而加速了油管的局部敏感區(qū)域腐蝕。另外，水質(zhì)中含有SRB，垢下環(huán)境有利于細菌的滋生，微生物腐蝕[6-10]也會加劇腐蝕的發(fā)生。

3 結(jié)論及建議

油管受井下工況環(huán)境與注入水介質(zhì)成分的影響，內(nèi)壁形成并附著了CaCO3，BaSO4等垢層，形成垢下腐蝕。在Cl-和SRB的雙重作用下，局部敏感區(qū)域的垢下腐蝕不斷加劇，最終導(dǎo)致油管發(fā)生了腐蝕穿孔。

建議定期對水質(zhì)進行細菌檢測，包括SRB，TGB，F(xiàn)B細菌等，若水質(zhì)中細菌含量較高，可以在注水管柱系統(tǒng)中投加化學(xué)殺菌劑。定期對油管清洗除垢或者及時加入阻垢劑，減少沉積物環(huán)境在特殊位置的留存時間，降低垢下腐蝕風(fēng)險。建議井下管柱特殊位置選用耐腐蝕的管材。