蘇東區(qū)塊X-59A井油管失效原因分析*

趙雪會，劉君林，謝文江，李明星，李 程，于淑珍

(1. 中國石油集團(tuán)工程材料研究院有限公司，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710077； 2．中國石油天然氣股份公司青海油田分公司鉆采工藝研究院 甘肅 敦煌 736202； 3．長慶油田分公司油氣工藝研究院 陜西 西安 710021)

0 引 言

天然氣開采過程中由于采出氣體組分的復(fù)雜性，普遍含一定量的CO2/H2S氣體、凝析水等物質(zhì)，使得管柱經(jīng)常由于侵蝕性氣體的腐蝕導(dǎo)致腐蝕穿孔等失效事故。同時由于高流速氣體的沖刷作用，促使管柱壁厚減薄影響安全服役壽命。蘇東區(qū)塊共鉆井32口，其中鉆遇下古馬五5井11口，H2S含量<20 mg/m3,CO2含量為0.56%～4.05%，采出水平均礦化度為76.5 g/L。其中該區(qū)塊X-59A井做為開發(fā)井，于2012年初實(shí)施井下酸化試氣作業(yè)，入地酸量為270.0 m3。油管規(guī)格為Φ73.02 mm×5.51 mm 80S EUE，未采取防腐措施。該井在2012年3月投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓20.1 MPa，套壓20.9 MPa。投產(chǎn)初期以13.7×104m3/d的配產(chǎn)穩(wěn)定生產(chǎn)，日產(chǎn)水量2.8 m3左右。生產(chǎn)過程中壓力波動、產(chǎn)量波動，隨后對該井進(jìn)行間歇生產(chǎn)。X-59A井在運(yùn)行過程中，試氣無阻流量為231.6×104m3，含CO2為3.62%，H2S含量為11.92 mg/m3，日產(chǎn)水量為0.6 m3。

由于在開采環(huán)境管柱處于含水及腐蝕性氣體的介質(zhì)中，油管管柱服役環(huán)境明顯存在CO2/H2S腐蝕隱患，同時又由于前期酸化試氣作業(yè)，使管柱在容易殘留液體的接箍空腔處存在酸液或腐蝕介質(zhì)的侵蝕危險，將會促進(jìn)油管接頭端面的腐蝕損傷。

1 失效樣品情況

1.1 失效概況

2019年4月依照設(shè)計(jì)要求將X-59A氣井作為注采試驗(yàn)井，并對該井進(jìn)行起原井管柱作業(yè)，發(fā)現(xiàn)起出油管外腐蝕嚴(yán)重，并且有穿孔現(xiàn)象?，F(xiàn)場調(diào)研顯示從井深約500～700 m處，管壁外表面開始出現(xiàn)腐蝕痕跡，管體局部發(fā)現(xiàn)多處深1～3 mm坑洞，如圖1(a)所示。隨著井深增加約1 000～1 900 m處，油管外壁腐蝕程度加大，如圖1(b)所示。井深超過2 000～2 500 m處油管外壁表面腐蝕呈現(xiàn)減緩趨勢，從井深2 500 m至井底起出的油管公扣端面均腐蝕較嚴(yán)重，如圖1(c)所示。

圖1 不同井深油管外壁腐蝕形貌

1.2 失效樣品宏觀形貌

X-59A井現(xiàn)場提取失效樣品3件，分別為井筒上段第69根(約620 m)、井筒中段第216根(約1 900 m)和井筒下段第276根(約2 500 m)，樣品宏觀腐蝕形貌如圖2所示。結(jié)合現(xiàn)場井口溫度(約23 ℃)及井筒溫度梯度(3 ℃/100 m)，3根管子在井筒溫度分別約為41 ℃、80 ℃和100 ℃左右。失效管子外觀腐蝕形貌觀察，第69根油管管體表面發(fā)現(xiàn)靠近螺紋一端出現(xiàn)多個腐蝕坑，但無穿孔現(xiàn)象，如圖3所示。第216根油管管體發(fā)現(xiàn)一個直徑約20 mm的穿孔，穿孔周圍也存在明顯的潰瘍狀的腐蝕坑，如圖4所示。觀察第276根管體表面無明顯的局部腐蝕現(xiàn)象。

圖2 送檢失效樣品

圖3 第69根油管外壁局部腐蝕坑形貌

圖4 第216根油管外壁腐蝕穿孔形貌

2 腐蝕失效分析

2.1 理化性能試驗(yàn)

根據(jù)現(xiàn)場送樣情況，選取第69根管子進(jìn)行理化性能取樣測試。依據(jù)ASTM A370-18標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行力學(xué)性能試驗(yàn)，試驗(yàn)時同時在第276根管體上取樣，力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果見表1。用直讀光譜儀并依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 4336—2016 進(jìn)行材料化學(xué)成分試驗(yàn)，結(jié)果見表2。從表2可見，第69根管子材料的化學(xué)成分符合API 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求。對失效樣件進(jìn)行金相組織及夾雜物分析，結(jié)果見表3，金相組織如圖5所示。

表1 X-59A井油管力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果

表2 X-59A井油管化學(xué)成分檢測結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

表3 金相組織及夾雜物

圖5 X-59A井樣品金相組織

2.2 管樣腐蝕形貌觀察及測量

對剖第69根油管管體，內(nèi)壁基本光滑平整，有輕微油污粘附在表面，無明顯腐蝕或點(diǎn)蝕現(xiàn)象，如圖6所示。

圖6 第69根油管內(nèi)壁腐蝕形貌

圖7為剖開的管體部分壁厚減薄測試點(diǎn)的示意圖，在油管內(nèi)壁樣品180°的位置均勻取10個點(diǎn)測量，測量結(jié)果見表4。由表4的測量結(jié)果可見，管子的一側(cè)壁厚測量結(jié)果都低于規(guī)格要求(5.51 mm)，而另一側(cè)壁厚則大于油管規(guī)格尺寸，表明管體壁厚存在不均勻現(xiàn)象。根據(jù)API 5CT 油套管壁厚公差要求范圍-12.5%，計(jì)算的允許壁厚不低于4.8 mm，表明管壁減薄的區(qū)域在允許范圍內(nèi)。

圖7 第69根油管壁厚測量點(diǎn)示意圖

表4 第69根油管壁厚測量結(jié)果

觀察第216根管子內(nèi)壁腐蝕狀況，可見孔周圍壁厚減薄并且有多個點(diǎn)蝕坑，如圖8所示。

圖8 第216根油管內(nèi)壁腐蝕形貌

在穿孔的軸向附近位置有蝕坑連通以后的坑槽腐蝕如圖8(b)所示。沿著穿孔的軸向延伸發(fā)現(xiàn)內(nèi)壁有連續(xù)的大小不一的點(diǎn)蝕坑，在油管內(nèi)壁的其他位置有麻狀點(diǎn)腐蝕和片狀腐蝕，如圖8(c)所示。通過三維體式顯微鏡測量內(nèi)壁點(diǎn)蝕坑大小，如圖9所示。點(diǎn)蝕坑深相對較深的約1.5 mm，蝕坑寬約3.9 mm，表明第216根油管內(nèi)壁腐蝕較嚴(yán)重。

圖9 第216根油管內(nèi)壁點(diǎn)蝕坑測量

對比觀察第216根管子穿孔的外壁形貌，可看到孔的外邊緣存在壁厚減薄的腐蝕斜面，孔的周圍即外壁表面銹跡相對明顯，并有密度較高連接成片的點(diǎn)蝕坑，如圖10所示。觀察整個管體外表面，在孔洞兩邊較遠(yuǎn)(>80 mm)的距離則無明顯的點(diǎn)蝕坑，如圖2所示。同時此成片連續(xù)的點(diǎn)蝕坑僅在管體一側(cè)，而對面一側(cè)外表面則無明顯腐蝕，由此推測該管柱在服役過程中穿孔位置外表面有與異物接觸或污垢覆蓋。測量外壁點(diǎn)蝕坑，如圖11所示。從圖11可見，深度較深的腐蝕坑深度約為1 mm、寬度約為2.4 mm。

圖10 第216根油管外壁穿孔形貌

圖11 第216根油管外壁點(diǎn)蝕坑測量

由于管柱服役環(huán)境及油套同采運(yùn)行方式，服役介質(zhì)為氣液混輸，含一定濃度的CO2，因此油管內(nèi)、外壁均存在CO2腐蝕隱患。由腐蝕穿孔的內(nèi)、外形貌發(fā)現(xiàn)，管體存在內(nèi)、外同時腐蝕減薄的現(xiàn)象，內(nèi)壁發(fā)生的腐蝕點(diǎn)較多，外壁僅在穿孔周圍腐蝕較嚴(yán)重；從孔的邊緣腐蝕形貌分析，管體穿孔是內(nèi)外同時腐蝕促成的，由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致油管壁厚發(fā)生了減小。推斷外壁穿孔處有異物粘附在表面，該部位浸泡在服役介質(zhì)中引起局部密閉環(huán)境的閉塞腐蝕[1]。

觀察剖開的第276根油管，可見內(nèi)壁基本光滑平整，局部有微小點(diǎn)蝕坑，在螺紋接頭端內(nèi)壁及附近區(qū)域，有點(diǎn)蝕坑及片狀腐蝕，如圖12所示。

圖12 第276根油管內(nèi)壁腐蝕宏觀形貌

觀察圖12(b)中片狀腐蝕坑，發(fā)生部位在螺紋端頭內(nèi)壁一側(cè)，而其他部位內(nèi)壁無類似腐蝕形貌，推斷螺紋端頭有積液以及內(nèi)壁處有類似粘附的污垢，導(dǎo)致垢下片狀腐蝕。對油管的壁厚進(jìn)行測量，結(jié)果表明，壁厚測量值均大于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的壁厚值5.51 mm。在管體外管壁上發(fā)現(xiàn)管鉗的夾持痕跡，并且在夾持牙痕部位有明顯局部腐蝕，牙痕周圍區(qū)域有凹凸的麻點(diǎn)腐蝕，如圖13所示。管鉗夾持的外壁位置對應(yīng)的內(nèi)壁可發(fā)現(xiàn)凸起變形，即是圖13(b)的紅圈區(qū)域。由于內(nèi)壁變形凸起微小，未發(fā)現(xiàn)明顯的流體沖刷痕跡。

圖13 第276根油管外壁夾持部位腐蝕形貌

觀察送檢失效管樣螺紋端面，可發(fā)現(xiàn)帶有螺紋接頭的一端其端面腐蝕較嚴(yán)重，尤其端面臺肩環(huán)向一周基本全被腐蝕，幾乎看不到第一螺牙，表明此區(qū)域管材與腐蝕液接觸較充分，推斷螺紋端面處聚集有積液殘留而對螺紋臺肩進(jìn)一步腐蝕，如圖14所示。送檢接箍為普通圓螺紋，接箍內(nèi)部在工廠端和現(xiàn)場端連接后中間部位存在空腔，因此管柱服役期間空腔處不可避免有殘留積液，因此在螺紋端面的空腔槽中，易形成局部的閉塞腐蝕，促進(jìn)管柱端面腐蝕加劇[2]。對臺肩腐蝕形成的溝槽處的產(chǎn)物進(jìn)行能譜分析，除了含C、O、Fe元素外，還含有Cl-、Ca2+及Mg2+等離子，表明溝槽處有采出流體殘留。

圖14 送檢失效樣品螺紋端部腐蝕形貌

2.3 微觀形貌及能譜分析

掃描電鏡觀察第216根油管穿孔形貌，圖15為穿孔處外壁點(diǎn)蝕形貌及腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果。從圖15的能譜分析結(jié)果可見，腐蝕產(chǎn)物主要由C、O、Fe組成。圖16(a)和圖16(b)為穿孔處邊緣內(nèi)壁處形貌，顯示孔邊緣呈臺階狀、內(nèi)大外小特征，能譜分析可見腐蝕產(chǎn)物主要由C、O、Fe組成，腐蝕產(chǎn)物分析結(jié)果如圖16(c)所示。由于該井是油管和套管同時注入介質(zhì)，服役介質(zhì)相同，因此腐蝕穿孔主要由CO2腐蝕導(dǎo)致[3]。提取管壁腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行XRD物相分析，可見腐蝕產(chǎn)物主要由碳酸亞鐵組成，如圖16(d)所示。

圖15 外壁點(diǎn)蝕形貌及能譜

圖16 內(nèi)壁穿孔附近腐蝕形貌及產(chǎn)物組成分析

3 失效原因綜合分析

失效油管的力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果表明，第69根油管抗拉強(qiáng)度低于API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求，而第276根油管材料抗拉強(qiáng)度符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求。失效油管材料的化學(xué)成分試驗(yàn)結(jié)果符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求。金相組織為回火索氏體，晶粒度為9.5，含有一定量的夾雜物。

壁厚減薄測試結(jié)果顯示發(fā)現(xiàn)第69根管子一側(cè)壁厚低于規(guī)格要求(5.51 mm)，參照API Spec 5CT—2012對油管壁厚公差要求為：管子任何部位的壁厚應(yīng)不小于規(guī)定壁厚t減去壁厚的-12.5%的允許偏差的下限，因此該油管壁厚下限為t-t×12.5%=4.82 mm。結(jié)合測量尺寸，管壁厚度在公差范圍內(nèi)。第69根油管處于井筒上段，承受管柱自重拉力、流體系統(tǒng)的浮力等交變載荷[4]。第69根油管管柱服役溫度約為40 ℃，其服役溫度較低，CO2環(huán)境內(nèi)壁腐蝕不明顯。第216根油管服役溫度應(yīng)約為80 ℃，油管內(nèi)壁點(diǎn)蝕坑較嚴(yán)重，并發(fā)生腐蝕穿孔。根據(jù)碳鋼材料的腐蝕規(guī)律，在80 ℃的服役溫度下碳鋼材料容易發(fā)生較嚴(yán)重的腐蝕。穿孔形貌分析主要由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致，穿孔周圍外壁存在嚴(yán)重點(diǎn)、坑腐蝕，由此特征推斷外壁有附著物引起的縫隙腐蝕或閉塞腐蝕。第276根油管服役溫度約為100 ℃，其服役溫度較高，根據(jù)碳鋼腐蝕規(guī)律[4-6]，該溫度下管材腐蝕產(chǎn)物膜致密，與80 ℃的腐蝕程度相比呈下降趨勢。油管內(nèi)壁為光滑形態(tài)，螺紋端內(nèi)壁局部有片狀腐蝕坑，由此推斷此處有污垢附著，螺紋端面空腔槽殘留的液體腐蝕介質(zhì)在附著物下侵蝕形成了片狀局部腐蝕。

4 結(jié)論與建議

1)在井深約600 m處(40 ℃)和約2 500 m(100 ℃)的油管內(nèi)外壁腐蝕不嚴(yán)重；位于井深約1 900 m(80 ℃)的油管內(nèi)壁和外壁腐蝕較嚴(yán)重，管體腐蝕穿孔主要由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致。

2)采出流體介質(zhì)殘留在管柱連接處狹小槽內(nèi)引起的閉塞腐蝕是導(dǎo)致油管外螺紋端面腐蝕損傷的主要原因。

3)腐蝕產(chǎn)物主要為碳酸亞鐵化合物。

4)第216根油管外壁穿孔處周圍約200 mm區(qū)域內(nèi)的麻點(diǎn)狀腐蝕較嚴(yán)重，建議現(xiàn)場操作要避免管壁有局部異物接觸或污垢粘附等情況。

5)進(jìn)一步驗(yàn)證是否存在殘留酸液和采出介質(zhì)疊加效應(yīng)對管柱螺紋端面造成嚴(yán)重的腐蝕損傷。