某井改良型13Cr特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析

杨向同，吕拴录，2，付安庆，谢俊峰，耿海龙，王　华，李　岩，赵密锋，杨双宝，徐永康

(1.塔里木油田，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学 材料科学与工程系，北京102249；3.中国石油集团 石油管工程技术研究院，西安 710077)①



某井改良型13Cr特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析

杨向同1，吕拴录1，2，付安庆3，谢俊峰1，耿海龙1，王华1，李岩1，赵密锋1，杨双宝1，徐永康1

(1.塔里木油田，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学 材料科学与工程系，北京102249；3.中国石油集团 石油管工程技术研究院，西安 710077)①

针对某天然气井油管腐蚀严重的问题，将起出的油管螺纹接头进行了宏观检查，对不同井段油管腐蚀分布规律进行了统计分析，对油管的化学成分和腐蚀产物进行了试验分析。分析认为油管接头部位腐蚀集中与接头转矩台肩部位内倒角结构尺寸、内倒角部位加工精度有关；油管外螺纹接头端面腐蚀原因与油管在井下受力状况有关；导致改良型13Cr油管腐蚀的原因不仅与天然气中CO2、凝析水等腐蚀介质有关，而且与井下温度有关。

油管；特殊螺纹接头；腐蚀

2000-07，某油田YXH23-1-22天然气井采用低合金结构钢特殊螺纹接头油管完井，2000-12正式投产，2003-08起出检查，发现部分油管严重腐蚀[1]。失效分析认为低合金结构钢特殊螺纹接头油管不适合该井的腐蚀环境。

2003-10，YXH23-1-22天然气井采用13Cr特殊螺纹接头油管完井，2007-03起出油管检查，发现部分井段13Cr油管严重腐蚀。失效分析认为13Cr特殊螺纹接头油管在该井工况条件下仍然存在腐蚀问题[2]。

为解决天然气井13Cr油管腐蚀问题，该油田又在天然气井使用了改良型13Cr特殊螺纹接头油管。2009-08-10，某天然气井改良型13Cr特殊螺纹接头油管完井管柱下深5 209.9 m。其中88.9 mm×7.34 mm 改良型13Cr110 特殊螺纹接头油管所处井段为9.01～1 949.96 m，88.9 mm×6.45 mm 改良型13Cr110 特殊螺纹接头油管所处井段为1 949.96～4 640.32 m，封隔器位置4 640.86～4 642.66 m。2015-08-12，该井因套压异常升高修井，发现多根改良型13Cr特殊螺纹接头油管腐蚀。

为了找出油管腐蚀分布规律和腐蚀原因，笔者对油管腐蚀情况进行了全面检查，对油管的腐蚀原因进行了分析。

1　油管腐蚀情况

1.1油管外螺纹接头腐蚀统计

油管外螺纹接头腐蚀情况检查结果如图1～4所示。

图1　油管外螺纹接头腐蚀统计

图2　159号油管外螺纹接头转矩台肩面及内倒角位置腐蚀形貌

图3　337号油管外螺纹接头转矩台肩面及内倒角位置腐蚀形貌

图4　105号油管外螺纹接头转矩台肩面腐蚀形貌

1.2油管外壁腐蚀和损伤检测结果

437号、438号和439号油管外壁腐蚀和损伤检测结果如表1，图5～7所示。

表1　油管外壁检测结果

图5　437号油管距外螺纹接头端面2.08 m处裂纹

图6　440号油管距接箍现场端端面端约2.67 m处外表面裂纹

图7　440号油管外表面点蚀坑

2　试验分析

2.1化学成分

油管化学成分分析结果如表2。

表2　油管化学成分分析结果　wB%

2.2腐蚀产物(如表3)

表3　油管腐蚀产物分析结果　wB%

3　分析讨论

3.1油管腐蚀规律

全井490根油管中，441根油管外螺纹接头端面腐蚀，占90%。其中，在0～4 200 m井段，所有油管外螺纹接头端面腐蚀；在4 200～4 500 m井段，9根油管外螺纹接头端面腐蚀，占32.1%；在4 500～4 869.49 m井段，油管外螺纹接头端面没有腐蚀。

全井490根油管中，315根油管外螺纹接头内倒角位置腐蚀，占64.3%。外螺纹接头内倒角位置腐蚀的油管主要集中在0～4 200 m井段，4 200～4 869.49 m井段外螺纹接头内倒角位置腐蚀的油管很少。

全井490根油管中(在管端检查)，28根油管管体内壁腐蚀，占5.7%。其中，在0～3 000 m井段，没有发现油管管体内壁腐蚀；在3 000～3 300 m井段，23根油管管体内壁腐蚀，占检测油管数量的74.2%；3 300～3 600 m井段，5根油管管体内壁腐蚀，占检测油管数量的16.1%；在3 600～4 869.49 m井段，没有发现油管管体内壁腐蚀。

3.2油管接头转矩台肩腐蚀原因

特殊螺纹接头油管上扣连接之后内外螺纹接头转矩台肩接触，且存在一定的接触压力[3-4]；如果内外螺纹接头转矩台肩接触压力足够高，腐蚀介质不会进入转矩台肩，外螺纹接头端面也就不会发生腐蚀。在0～4 200m井段，油管外螺纹接头端面腐蚀比例为100%；在4 200～4 500 m井段油管外螺纹接头端面腐蚀比例占32.1%。说明油管在井下使用过程中内外螺纹接头转矩台肩接触压力会减小，并形成缝隙，最终产生了缝隙腐蚀。油管内外螺纹接头转矩台肩接触压力减小与使用过程中油管承受的拉伸载荷有关。

3.3油管外螺纹接头内倒角腐蚀原因

相对于API油管接头，特殊螺纹接头油管具有内平的优点[5-6]。实际在特殊螺纹接头转矩台肩部位仍然存在结构变化，并非真正内平。当高压流体经过油管内壁结构变化部位必然产生紊流，很容易导致冲刷腐蚀。该井油管接头部分腐蚀集中原因既与油管接头部位的内倒角角度偏大，结构变化明显有关，也与内倒角位置加工刀痕粗有关。通过改进接头内倒角角度和倒角加工精度，已经解决了油管接头部分腐蚀集中问题[7]。

3.4油管管体腐蚀原因

油管管体腐蚀受几何形状影响较小，油管管体不存在结构突变引起的腐蚀集中。该井油管内外壁均存在腐蚀问题，说明改良型13Cr油管在该井工况条件下也会发生腐蚀。油管管体内壁腐蚀集中在3 000～3 600 m井段；在3 000 m井深位置温度为120.33 ℃，在3 600 m井深位置温度为123.10 ℃。说明油管内壁在120.33～123.10 ℃范围腐蚀最严重。

钢铁材料腐蚀与CO2、水、Cl-、温度等腐蚀介质有关，Cl-含量越高，腐蚀速率越快[8]。该井油管腐蚀是天然气中的CO2和凝析水等腐蚀介质共同作用的结果，腐蚀与温度有一定关系[9-10]。

4　结论

1)某天然气井在0～4 200 m井段，所有油管外螺纹接头端面腐蚀，大多数油管外螺纹接头内倒角位置腐蚀；在3 000～3 300 m井段油管管体腐蚀。说明改良型13Cr特殊螺纹接头油管在该井工况条件下存在腐蚀问题。

2)油管接头腐蚀集中与油管接头内倒角结构尺寸和加工精度有关。

3)油管腐蚀是天然气中的CO2和凝析水等腐蚀介质共同作用的结果，且与井下温度有关。

[1]吕拴录，赵国仙，王新虎，等.特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2005，26(4)：179-181.

[2]谢俊峰，宋文文，常泽亮，等.某天然气井13Cr油管腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2014，35(7)：754-757.

[3]张福祥，吕拴录，王振彪，等.某高压气井套压升高及特殊螺纹接头不锈钢油管腐蚀原因分析[J].中国特种设备安全，2010，26(5)：65-68.

[4]吕拴录，李元斌，王振彪，等.某高压气井13Cr油管柱泄漏和腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2010，31(11)：902-904.

[5]刘卫东，吕拴录，韩勇，等.特殊螺纹接头油、套管验收关键项目及影响因素[J].石油矿场机械，2009，38(12)：23-26.

[6]吕拴录，骆发前，相建民，等.API油管腐蚀原因分析[J].腐蚀科学与防护技术，2007，20(5)：64-66.

[7]吕拴录，宋文文，杨向同，等.某井S13Cr特殊螺纹接头油管柱腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2015，36(1)：76-83.

[8]吕祥鸿，赵国仙.油套管材质腐蚀预防[M].北京：石油工业出版社，2015.

[9]Lv Shuanlu，Xiang Jianmin，Chang Zeliang，et al.Analysis of Premium Connection Downhole Tubing Corrosion[J].Material Performance，2008(5)：66-69.

[10]吕拴录，相建民，常泽亮，等.牙哈301井油管腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2008，29(11)：706-709.

Cause Analysis on Corrosion of Modified 13Cr Tubing with Premium Connection

YANG Xiangtong1，LYU Shuanlu1，2，FU Anqing3，XIE Junfeng1，GENG Hailong1，WANG Hua1，LI Yan1，ZHAO Mifeng1，YANG Shuangbao1，XU Yongkang1

(1.Tarim Oilfield，Korla 841000，China；2.MaterialScienceandEngineeringDepartment，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249，China；3.TubularGoodsResearchInstitute，ChinaNationalPetroleumCorporation，Xi’an710077，China)

An investigation on corrosion cause of tubing string in one well is given in this paper，and the tubing connections used in the well were inspected by vision.Statistics of distribution regulation was made for tubing corrosion，and tests were done in chemical component and corrosion product.It was shown that corrosion concentration on joint is not only related to inner bevel structure dimension，but also related to roughness on inner bevel.It was proved that tubing corrosion on torque shoulder concerns with load born on tubing string.The corrosion cause of modified 13Cr tubing had a bearing on CO2，condensate water and temperature in the well.

tubing；premium connection；corrosion

1001-3482(2016)10-0078-04

2016-05-13

杨向同(1972-)，男，甘肃武山人，高级工程师，主要从事测井和试油技术研究和管理工作。

TE931.2

Bdoi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.10.019