某注水井油管穿孔原因

2022-10-18陈钦伟张继刚杨中娜冯电稳李振坤

理化检验(物理分册) 2022年9期

陈钦伟, 张继刚, 杨阳, 杨中娜, 冯电稳,4, 李振坤

[1.中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452；3.中海石油(天津)管道工程技术有限公司, 天津 300452；4.天津北海油人力资源咨询服务公司, 天津 300452]

某注水井在进行换管柱作业前日配注量为1 080 m3，井口压力为14.3 MPa，套压为8 MPa，日注水量为540 m3，注水方式为海水+生产污水混注，管柱采用88.9 mm(外径)的N80油管，油管采用的是淬火+回火处理工艺。2020年3月，该井在起出管柱过程中，发现井下深度3 341 m处油管存在穿孔现象。为查明该油管发生穿孔的原因，对该穿孔油管进行理化检验及分析，并为预防后续管柱发生类似问题制定了有效的措施。

1 理化检验

1.1 宏观观察

从现场共回收油管2根，分别标号为1#，2#，其中1#油管未发现穿孔失效，为对比样管，位于井下深度 3 350 m处；2#油管为穿孔失效管，位于井下深度3 341 m处，两根油管处于同一个注水层位。

观察1#，2#油管外壁，发现1#油管外壁无明显附着物及腐蚀缺陷[1-2]，2#油管外壁无明显附着物，除2处穿孔位置外，油管外壁其余表面均未发现明显的腐蚀缺陷，外壁穿孔部位平整(见图1)。

图1 2#油管穿孔位置外壁宏观形貌

沿轴向对1#，2#油管进行纵向解剖，观察其内壁形貌，1#，2#油管内壁形貌相似，均存在一层附着物且内壁多处有明显局部腐蚀坑，1#油管内壁某些位置虽然未发生穿孔，但局部腐蚀已非常严重，壁厚减少约90%以上[见图2a),2b)]。2#油管穿孔位置的内壁附着物明显，穿孔为局部腐蚀加深所致，附近其他位置也发现多处局部腐蚀坑[见图2c),2d)]。

图2 1#,2#油管内壁宏观形貌

1.2 化学成分分析

采用直读光谱仪对1#，2#油管进行化学成分分析，结果如表1所示。可见1#，2#油管的化学成分均满足API SPEC 5CT—2018CasingandTubing对N80钢的要求。

表1 1#，2#油管的化学成分 %

1.3 硬度测试

采用R574型洛氏硬度试验机对1#，2#油管进行硬度测试，测试位置如图3所示，测试结果如表2所示，由表2可知:1#，2#油管的硬度未见明显差异。

图3 1#，2#油管硬度测试位置示意

表2 1#，2#油管洛氏硬度测试结果 HRC

1.4 金相检验

对1#，2#油管分别取样，采用ZEISS Observer A1m型光学倒置显微镜进行金相检验，可见1#，2#油管基体组织均为回火索氏体(见图4)，其中1#油管存在B类和D类夹杂物，2#油管存在D类夹杂物，最大直径为20.37 μm(见表3和图5)。

图4 1#，2#油管显微组织形貌

表3 非金属夹杂物分析结果级

图5 1#，2#油管非金属夹杂物微观形貌

1.5 力学性能测试

采用ZWICK Z600型双立柱万能材料试验机对1#，2#油管进行拉伸试验，结果如表4所示，可见1#，2#油管的屈服强度、抗拉强度及断后伸长率均满足API SPEC 5CT—2018 对N80钢的要求。

表4 1#，2#油管拉伸试验结果

采用PSW750型摆锤冲击试验机及CST-50型冲击试样缺口投影仪对1#，2#油管进行冲击试验，冲击试样加工尺寸为55 mm×10 mm×3.3 mm(长×宽×高)，缺口类型为V型，刀刃半径为8 mm，试验温度为0 ℃，冲击试验结果如表5所示，可见1#，2#油管的冲击性能均满足API SPEC 5CT—2018对N80钢的要求。

表5 1#，2#油管冲击吸收能量测试结果 J

1.6 附着物分析

分别选取1#，2#油管内壁附着物进行成分分析。将试样经石油醚+酒精溶解、除油、过滤、干燥处理后，进行X射线衍射(XRD)测试，扫描角度2θ为3°～80°，采样步宽为0.02°，波长λ为1.540 56 nm，分析结果如图6，7所示。

图6 1#油管内壁附着物XRD分析结果

XRD分析结果表明：1#油管内壁附着物主要为FeCO3，CaCO3，CaAl2Si2O8，2#油管内壁附着物主要为FeCO3，CaSO4，CaAl2Si2O8等，推测FeCO3应为内壁腐蚀产物，CaCO3，CaSO4应为结垢物，而硅铝酸盐类物质的存在应为地层中返砂所致。

图7 2#油管内壁附着物XRD分析结果

1.7 结垢预测及细菌检测

采用SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》中的方法，对该井注入水分别开展CaCO3，CaSO4，BaSO4，SrSO4的结垢趋势预测，结果如表6所示。由表6可知：注入水存在CaCO3，CaSO4结垢趋势，该结果与XRD分析结果相符。

表6 注入水水质分析结果 mg/L

经检测，水样pH为7.8，采用SY/T0532—2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》中细菌的测试计算方法，得出该水样存在一定量的硫酸盐还原菌(SRB)、无腐生菌(TGB)与铁细菌(FB)，其中SRB的检出数量为130个/mL。

1.8 能谱分析

选取2#油管内壁某一腐蚀坑进行能谱分析，从内向外依次在油管内壁基体、内壁附着物、内壁最外层沉积物进行取点分析，分析位置如图8所示。由能谱分析结果可知：油管基体主要含有C，O，Mn，Fe等元素；内壁附着物主要含有Fe，C，O，Cl等元素，且Cl元素含量(质量分数，下同)比较高，会加剧腐蚀的发生；内壁最外层沉积物主要含有Fe，C，O，Si，Al，Ca等元素。

图8 2#油管内壁能谱分析位置

1.9 腐蚀模拟试验

为进一步研究注入水中结垢物对管材腐蚀程度的影响，设计两组腐蚀模拟试验，分别定义为A组、B组，其中A组不加入油管内壁附着物，B组加入70 g内壁附着物，试验条件为模拟井下实际使用工况条件，温度为65 ℃，压力为15 MPa，环境气体为N2，流速为1 m/s，试验时间为7 d，试验水质为注入水。

挂片试样取自油管管体，分别用320号、600号、800号和1 200号砂纸逐级打磨，将试样清洗、除油、冷风吹干后测量其尺寸和质量，再将试样相互绝缘地安装在特制的试验架上，放入高压釜内的腐蚀介质环境中。试验结束后，将试样放入由1 L稀盐酸、20 g三氧化二锑及50 g氧化亚锡配制的酸洗溶液中剧烈搅拌，直至腐蚀产物被清除。将酸洗后的试样进行冲洗、中和处理，再冲洗、脱水后，用电子天平称其质量，并进行结果计算。试样平均腐蚀速率Vcorr的计算方法为

(1)

式中：Vcorr为平均腐蚀速率；m为试验前试样质量；mt为试验后试样质量；S1为试样的总面积；t为试验时间；ρ为试样材料的密度。

最大点蚀速率Vt的计算方法为

(2)

式中：ht为试验后试样表面最大点蚀深度。

试验结果显示：A组试样表面均被一层灰黑色物质覆盖，经能谱分析可知其主要含有C，O，Fe，Ca等元素，推测其中较高含量的Ca元素来源于水质结垢，说明水质的结垢沉积速率较快。进一步观察试样表面，未见明显点蚀坑，整体呈现均匀腐蚀特征[见图9a)]。将试样酸洗并中和后，称其质量并计算其腐蚀速率，结果如表7所示。根据标准Q/HS 2064—2011《海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求》中对碳钢材料的腐蚀程度的划分，可知注入水环境下，A组试样的平均腐蚀程度为中度腐蚀。

图9 腐蚀模拟试验后试样宏观形貌(酸洗前)

表7 腐蚀速率计算结果

与A组试样相比，B组试样均呈现点蚀特征，且试样表面的附着物较多。参照GB/T 18590—2001《金属和合金的腐蚀点蚀评定方法》，采用显微镜观察试样表面点蚀分布情况并计算点蚀密度，测量点蚀深度，计算腐蚀速率，结果如表7所示。根据标准Q/HS 2064—2011要求中对碳钢材料的腐蚀程度的划分，可知结垢物存在的环境下，B组试样的最大点蚀速率均为严重腐蚀。

2 综合分析

油管的化学成分、硬度、拉伸性能、冲击性能均满足API SPEC 5CT—2018的要求，排除由于材料问题引起的腐蚀失效。根据宏观形貌来看，油管外壁光滑，无明显附着物，内壁附着有较厚的垢层，垢层下可见局部腐蚀坑，腐蚀坑为由内向外扩展，说明该油管穿孔是内腐蚀导致的，且具备垢下腐蚀特征。内壁附着物主要为FeCO3，CaCO3，CaAl2Si2O8，判断其主要来源于CO2腐蚀产物、CaCO3结垢物、地层物质。根据水质分析可知：注入水存在CaCO3，CaSO4结垢趋势，与垢样分析结果相匹配，细菌检测可见少量SRB，会对局部腐蚀产生一定的加速作用。高温、高压腐蚀模拟试验显示，当试样表面附着有结垢物时，会产生严重的点蚀，这也进一步验证了油管垢下腐蚀这一结论。该油管在长期服役过程中，受到井下工况环境与注入水介质成分的影响，油管内壁形成并附着了CaCO3，BaSO4等垢层，随着油管服役时间的延长，垢层厚度逐渐增加，最终形成了垢下腐蚀环境[3-5]。

在垢下腐蚀环境下，氧浓差电池形成，阳离子向富氧区的阴极富集，阴离子(如Cl-)向贫氧区的阳极富集，Cl-在腐蚀膜局部富集并引起点蚀，进而破坏腐蚀膜，从而加速了油管的局部敏感区域腐蚀。另外，水质中含有SRB，垢下环境有利于细菌的滋生，微生物腐蚀[6-10]也会加剧腐蚀的发生。