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    某注水井油管穿孔原因

    2022-10-18 09:54:14陳欽偉張繼剛楊中娜馮電穩(wěn)李振坤
    理化檢驗(物理分冊) 2022年9期
    關(guān)鍵詞:附著物內(nèi)壁結(jié)垢

    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。

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