海上某油田井下支管的腐蚀原因

李力，蒋满军，李家峰，王宏

（1.中国海油（中国）有限公司湛江分公司，湛江524057；2.上海环境工程技术分公司，湛江524057）

海上某油田井下支管的腐蚀原因

李力1，蒋满军2，李家峰2，王宏2

（1.中国海油（中国）有限公司湛江分公司，湛江524057；2.上海环境工程技术分公司，湛江524057）

海上某油田井下支管发生腐蚀穿孔，结合腐蚀环境、管柱结构、腐蚀产物分析以及电化学测试等，综合分析了支管腐蚀穿孔原因，并对其腐蚀机理做了推断。结果表明：导致井下支管腐蚀的原因为支管和套管间缝隙的缝隙腐蚀。最后有针对性地提出了解决措施，以期为解决油田类似腐蚀问题提供借鉴。

生产管柱；腐蚀失效；井下腐蚀

在海上油气田开采过程中大量采用Y形生产管柱，这种管柱包括电潜泵总成和支管，两者大致呈一个Y形，具有不动管柱实现生产、测试和分层采油等多种功能，既能满足自喷生产与停喷后的电潜泵生产要求，又能及时获得生产井的各种动态工作参数。

海上某油田在修井时，发现井下支管有一段出现严重腐蚀穿孔，而相同支管其他部位却没有严重腐蚀。为了弄清油田支管的腐蚀原因，本工作综合分析了腐蚀环境、腐蚀工况、腐蚀特征、生产管柱结构以腐蚀产物等，探究了腐蚀原因，并提出了解决方案，以期对后续油田类似问题的解决提供参考。

1 Y形生产管柱的股役环境

本油井井深2 013 m，为水平井，最大井斜为91.17°／1 855.32 m，地温梯度为4.5℃／100 m，地层温度为75℃，底层压力为9.21 MPa。井内H2S质量浓度为20 000 mg／L，产出液Cl－质量浓度约19 560 mg／L，矿化度为29 253 mg／L。产出液含水率约94％（质量分数，下同），从支管下井到起出时间约5 a，支管具体腐蚀穿孔时间不详。

根据管柱结构图，支管与电潜泵工具串并联在Y接头下部。支管由2.56″R工作筒+3-1／2″NUB ×2-7／8″UTP变扣接头+3根2-7／8″UT N80油管+钢丝引鞋组成，长18.67 m，钢丝引鞋下深位置为826.12 m。电潜泵外径为2-7／8″，电潜泵工具串下深位置为816.60 m。支管串底部比电潜泵工具串工作位置底部深9.52 m。

根据井身结构图和井斜数据（见图1和表1），支管所处井段为807.85～826.12 m，该井段井斜为48.3°～50.8°，为井身倾斜段，支管材质为N80碳钢，该井段所用套管为7″K55套管。

2 Y形生产管柱的腐蚀分析

2.1 腐蚀形貌分析

油井支管由3根油管和引鞋组成，从上到下，第1根油管上部腐蚀轻微，穿孔从第1根2-7／8″UTN80油管下部1／4段开始出现，腐蚀穿孔主要集中在第2根油管，第3根油管从上到下腐蚀逐渐减轻，所有穿孔集中于支管一侧。腐蚀形貌见图2和图3。

由图2，3可见，严重局部腐蚀都发生在油管外壁，腐蚀集中于支管单侧1／6圆周范围，腐蚀区域存在穿孔和壁厚减薄，其他区域腐蚀减薄不明显，穿孔部位外壁呈喇叭形状。样品内壁有一层黑色油泥，内表面未发现明显的局部腐蚀；腐蚀穿孔部位和壁厚严重减薄位置成线性分布，长度方向与支管轴向平行；腐蚀区域均包裹有较厚的黑色坚硬结垢层，厚度为2～3 mm。

由支管腐蚀特征推测，腐蚀穿孔是由支管外壁开始，然后向内腐蚀，最终导致腐蚀穿孔。

2.2 腐蚀产物分析

在支管内外壁具有代表的位置取样并对腐蚀产物进行X射线衍射（XRD）分析，结果见表2。由表2可见，支管内壁腐蚀产物以铁的硫化物为主，外壁以铁的氢氧化物和氧化物为主，其中FeO（OH）为不稳定物质，在空气中暴露后易生成铁的氧化物，因此，支管外壁实际腐蚀产物为铁的氢氧化物。检测的两根油管内外壁的腐蚀产物结果规律相同。结合油套管结构分析，油管内外壁腐蚀产物成分不同的原因是两者的腐蚀机理不同，内壁发生电化学腐蚀，为均匀腐蚀，外壁发生缝隙腐蚀。第一根和第二根油管内外壁腐蚀产物基本相同，但腐蚀程度却不同，这与取样位置有关，相同取样位置的腐蚀机理一致，故腐蚀产物相同。

表1 井斜数据表Tab.1 The data table of the well deviation

表2 腐蚀产物XRD结果（质量分数）Tab.2 The XRD results of the corrosion sample（mass）

2.3 电化学腐蚀测试

分别把支管的N80材料和套管的K55材料，加工成ø15 mm×3 mm圆片试样，研磨表面并清洗后，进行电化学测试。测试设备为普林斯顿273A型电化学工作站。试验采用三电极体系，饱和甘汞电极（SCE）为参比电极，碳棒为辅助电极。试验溶液为油田产出水，试样的有效面积为1.0 cm2。测得N80和K55两种试样的自腐蚀电位分别为－703 m V和－711 m V，电位差仅为8 m V，发生电偶腐蚀的可能性较小。

2.4 环境腐蚀影响分析

资料［1］表明：在硫化氢水溶液中，随着温度升高，碳钢腐蚀速率先升高后降低，温度在55～84℃时，腐蚀速率升高，约在84℃附近时达到最大值。Mey-er［2］等研究表明，硫化氢溶液体系中NaCl的存在使铁的腐蚀速率上升，同时，阻止了致密的FeS2和Fe（1－x）S的生成，加速腐蚀。李东霞等［3］研究表明：硫化氢的存在对腐蚀有很大的影响，随着硫化氢含量的增加腐蚀速率先升高后降低，腐蚀速率的变化与腐蚀产物中铁的硫化物的形态和厚度有关。本油田中，除H2S因腐蚀复杂不确定其作用外，其他各因素（如温度，Cl－含量，矿化度等）对腐蚀都起到促进作用。而油管内外壁（腐蚀穿孔部位除外）实际腐蚀情况不严重，且多为均匀腐蚀，由此推测，H2S起到一定缓蚀作用。

2.5 Y形生产管柱的腐蚀原因

测压支管的3根2-7／8″UT N80油管外壁单侧发生严重腐蚀穿孔，从结构上看，穿孔部位处在井斜区域。

油管腐蚀主要集中在第2根油管且发生在有油管一侧，测压支管的腐蚀破坏主要集中第1根2-7／8″UT N80油管下部和第2根、第3根2-7／8″UT N80油管的单侧1／6圆周处。这表明井下特定的环境影响导致这些区域腐蚀严重。由于电潜泵与支管下深不同，测压油管位置较电潜泵深9.52 m，且两者相距一定距离，因此可以排除电潜泵接触而形成电偶腐蚀的影响。

电化学分析结果显示，N80测压支管材料与K55套管材料在服役环境中的电位差仅为8 mV，因此，排除两种材料接触发生电偶腐蚀的可能性。

支管所在井段为倾斜井段，存在48.3°～50.8°井斜。根据井下结构判断，N80支管依靠在K55套管上，两者之间存在很小的缝隙，这种情况是存在的。而油田井下为含水率高、硫化氢含量高、氯离子含量高且温度适宜的严酷腐蚀环境，这种环境容易引起油管腐蚀（从油管腐蚀特征显示为均匀腐蚀）。油套管间的缝隙内，容易引起缝隙腐蚀。缝隙腐蚀形成过程和机理如下：油套管结构安装不合理，致使油管和套管间紧靠在一起，之间形成缝隙，缝隙内介质滞留在内，开始时，由于环境硫化氢含量高，硫化氢的溶解电离出H+，使溶液p H降低，再加上适宜的地层温度（75℃）和较恶劣的腐蚀环境，缝隙内外发生均匀腐蚀，形成铁的硫化物，铁的硫化物和油泥（实际测厚约2～3mm）对缝隙形成密封，构成密闭腐蚀环境，随着腐蚀的发生，密闭的缝隙内部去极化离子H+消耗无法得到满足，H+还原反应快速停止，而外部环境H+能够快速补充，H+还原反应继续，这时缝隙内、外形成宏观浓差电池，缝隙内部为阳极、外部为阴极，在电位差的推动下，缝隙内的阳极反应继续，金属不断溶解，且内外形成小阳极和大阴极，加速缝隙内部阳极反应和铁的溶解，随着反应的继续，缝隙内部积累了大量的过剩的阳离子Fe2+，促使环境中Cl－不断进入缝隙内保持电荷平衡，金属氯化物的水解使缝隙内介质酸化，从而加速金属阳极的溶解，阳极溶解后阳离子增加，又促使更多的Cl－进入缝隙内部，如此反复反应形成自催化加速反应，最后使油管腐蚀穿孔，而金属氯化物水解后形成铁的氢氧化物或氧化物，由于原溶液中有硫化氢存在，内部也会形成一定的铁的硫化物。而缝隙外部和油管内部不存在缝隙腐蚀，仅为单纯的硫化氢环境中的电化学腐蚀，所以主要腐蚀产物为铁的硫化物。缝隙腐蚀内外部腐蚀产物的主要成分从XRD腐蚀产物得到了印证，而其他非接触区域不会形成此缝隙腐蚀，因此腐蚀相对较轻，这也是支管腐蚀都发生在一侧，其他区域腐蚀情况相对较轻的原因。以此推断：与支管接触的套管内壁也会发生较严重的局部腐蚀，油田进行工程测井时需予以关注。

3 结论

油田Y接头下油管腐蚀穿孔反映了油田井下腐蚀问题，油田溶液介质含水率高、硫化氢含量高、氯离子含量高，总体环境具有很强的腐蚀倾向，这是油管腐蚀穿孔的重要环境因素，而井下油套管安装不合理，使油套管出现缝隙腐蚀，这是油管腐蚀穿孔的主要因素。为防止类似的腐蚀失效事件在油管上再发生，在井斜角度较小的区段安装扶正器，以消除缝隙腐蚀的形成。

［1］ 赵平，安成强.H2S腐蚀的影响因素［J］.全面腐蚀控制，2004，16（2）：5-6.

［2］ 李东霞.油气田开采过程中H2S腐蚀影响因素研究［J］.石油钻探技术，2010，38（1）：94-95.

［3］ 魏宝明.金属腐蚀理论与应用［M］.北京：化学工业出版社，1984：154-155.

Corrosion Reasons of an Oil Field Downhole Pipeline

LI Li1，JIANG Man-jun2，LI Jia-feng2，WANG Hong2
（1.CNOOC Ltd Zhanjiang Branch Company，Zhanjiang 524057，China；2.Shanghai Environment Project Technology Branch Company，Zhanjiang 524057，China）

The downhole pipe of a sea oilfield has corrosion perforation.In combination with the analysis of corrosion environment，pipe string structure，corrosion product，and electrochemical testing，the reasons and mechanision of the branch pipe corrosion perforation were analyzed.The results showed that the cause of the downbole pipe corrosion was the crevice corrosion between branch pipe and casing gap.Finally，the the solving measures to provide the reference for similar oilfield corrosion problems were put forward.

production string；corrosion failure；downhole corrosion

TG172

：B

：1005-748X（2016）11-0943-04

10.11973／fsyfh-201611020

2016-01-22

蒋满军（1982－），工程师，从事腐蚀与防护的相关工作，15767398485，jiangmj＠cnooc.com.cn