海上某生产井油管腐蚀穿孔失效分析

李 想* 冯电稳 杨中娜 杨 阳 徐振东

（1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 2.中海油(天津)管道工程技术有限公司 3.中海石油(中国)有限公司天津分公司）

0 引言

某油田生产井于2010 年4 月18 日上线，生产层位为L58-L100，生产厚度为75.7 m，初期产液量为418 L/d，其中含水5%（质量分数，下同），生产压差为2.75 MPa。2011 年到2017 年区间采出液含水率逐年增加，最终增至含水91%。 2019 年3 月10 日，计划实施油井zone#1&4 分酸，通井至632 m 遇阻，怀疑有垢，启泵反洗井，再次通井至348 m 遇阻，取消酸化作业。2019 年8 月17 日，生产关断恢复后吸入口压力上涨，并且井口压力增至6.1 MPa，停井检查油嘴发现大量垢片。2020 年11 月11 日，开始出现吸入口压力上涨现象，由3.6 MPa 上涨至8.7 MPa,连续两次大排量洗井无效果，井口憋压，油压上升缓慢，分析为管柱泄漏。2021 年1 月该井更换井下管柱，在起出管柱过程中，发现电潜泵以上附近管柱存在腐蚀穿孔。该穿孔油管位于井深1 651 m 处。已知该井井深为2 264.65 m,最大井斜深度为 986.64 m,井斜角度为 58.270°,另该油井气相CO2体积分数为0.63%～2.02%，气相中投产初期不含H2S，根据近一年内数据测可知，H2S 体积分数一般控制在30×10-6左右。

选取该腐蚀穿孔油管和一根附近对比(未腐蚀，位于井下1 600 m)油管带回试验室进行失效分析。通过宏观分析及测量、材质分析、水质分析、腐蚀产物分析及微观分析等试验方法，查明没管的失效原因，为了预防后续管柱发生类似问题制定有效的预防或改进措施。

1 宏观分析及测量

对腐蚀油管外壁进行观察后可知，外壁腐蚀特征不明显，其表面覆盖一层油污，整根管道存在 2 处穿孔，且呈长条状，孔边缘较平整，穿孔处附近的表面附着了一层红褐色腐蚀产物，其他位置未见明显腐蚀，如图1 所示。

图1 腐蚀穿孔油管外壁形貌图

对油管进行纵向解剖，进一步观测油管的内壁腐蚀特征，穿孔内壁一侧存在不连续的呈黄褐色溃疡状腐蚀形貌，其中部分段内壁覆盖一层较薄的黑色垢层，且有些位置表面附着一些粒径较大的沙粒，拭去表面附着物，可以清晰地看到呈线性分布的腐蚀凹坑，腐蚀凹坑大小不一，呈点状或者串状分布排列，仔细观察纵切面的边沿，可以看到在穿孔点附近纵切面上有黑色较小的腐蚀凹坑，而其余位置的纵切面的腐蚀凹坑相对较少；另穿孔处的对侧只有黑色垢层，没有发现有点状的腐蚀凹坑，详见图2。由此推断该穿孔油管为内腐蚀[1-2]。

图2 腐蚀穿孔油管内壁形貌图

对比油管外壁存在一层油污，且未发现明显的缺陷腐蚀，对该管进行纵向解剖，可见其内表面相对平整均匀，其内表面布满黑色油污，拭去表层油污，没有明显的腐蚀现象。观察纵切面，未发现明显的腐蚀凹坑等。沿轴向观察，整根油管有个别位置存在点状类似泥沙的物质，未发现规律性。 未腐蚀油管内壁形貌如图3 所示。

图3 未腐蚀油管（对比管）内壁形貌图

2 材质分析

2.1 化学成分分析

采用SPECTROLABLAVM11 直读光谱仪分别对两根油管的化学成分进行分析，检测标准为ASTMA751-14a《钢制品化学分析标准试验方法、试验操作和术语》，检测结果可见表1。由表1 可见，化学成分均满足API Spec5CT-2018《套管和油管规范》中对L80 材质要求。

表1 油管化学成分分析结果（质量分数） %

2.2 洛氏硬度检测分析

采用R574 洛氏硬度试验机分别对2 根油管环形试样进行硬度试验，检测位置可见图4，试验结果可见表2。由结果可知，2 根油管的洛氏硬度均满足APISpec5CT 对L80 材质要求。

表2 油管试样洛氏硬度试验结果（HRC）

2.3 金相分析

采用 ZEISS Observer A1m 金相倒置显微镜对油管管体取样进行金相分析，检测标准为GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》、ASTM E45-18“Standard Test Methods for Determiningthe Inclusion Content of Steel”。金相检验结果显示腐蚀油管与对比油管基体组织均为回火索氏体，均未见明显的非金属夹杂物和带状组织，如图5 所示。

图5 油管金相组织分析结果

3 水质分析

3.1 离子组成测试分析

从平台进行水质取样进行水质离子测试分析，检 测 项 目 为：Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Ba2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、I-、Br-、Sr2+、Fe2+和Fe3+，离子检测结果如表3 所示，水质pH 为6.55。

表3 水质分析结果

3.2 细菌检测

对水样进行细菌测试，温度为60 ℃，14 d 后细菌测试结果显示存在一定量的SRB，细菌的数量为25 个/mL，未发现TGB，FB。SRB 菌的氢化酶可在油管钢表面释放出氢原子，并把硫酸根还原成硫离子，起到了阴极去极化作用，加速了油管钢腐蚀进程[3]。具体如图6 所示。

图6 水质细菌测试结果

3.3 结垢趋势预测

根据表4 的水质分析结果并结合现场工况，参考SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》标准，对该生产水进行结垢趋势预测，结果显示该注入水存在CaCO3、FeCO3结垢趋势。

4 腐蚀产物分析

分别选取腐蚀穿孔油管及对比油管的内壁腐蚀产物进行成分分析。对试样采用石油醚、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。XRD 分析结果表明，穿孔油管内壁的腐蚀产物主要为FeCO3，SiO2，FeS，Na3Al（SO4）3，而对比管内壁附着物为：FeCO3，Fe2Al2（SiO4）2，Fe，二者内壁均具有FeCO3。由于前期调研油井中气相组分含量比较低，排除CO2的影响，腐蚀产物FeCO3应与水质中有关[4]。

5 微观测试分析

对腐蚀穿孔部位内壁进行元素分析，并对穿孔油管内壁腐蚀凹坑处用石油醚进行清洗，除去内壁垢样，对内壁凹坑处进行微区形貌分析和元素分析，凹坑底部球状物聚集比较多，呈细菌腐蚀形貌，同时还有龟裂层以及微裂纹[5]。如图7 所示，内壁元素主要为C、O、Fe、S、Na、Ca 等，且S 的占比相对较高，推测产物主要为FeCO3，FeS 等。

图7 腐蚀坑底部微观形貌

6 失效原因分析

油管的化学成分均符合API Spec 5CT 标准要求，且失效油管与对比油管的硬度测试、金相分析结果无差异。

根据宏观分析可知，穿孔油管外部光滑平整，而内壁出现单侧线性的连续腐蚀凹坑，在减薄严重处出现穿孔，且穿孔侧发现薄的垢层，周围存在断续的腐蚀凹坑，凹坑内存在黏泥状的物质，因此推测内壁存在细菌腐蚀[6-8]。

通过现场工况及井史，该生产井含水率高达85%，服役于2020 年2 月，2021 年 1 月更换管柱过程中发现腐蚀穿孔现象。腐蚀穿孔油管位于深度 1 651 m，其电潜泵吸入口深度为1 702.354 m，流体通过电潜泵加压后向上进入油管，流态也逐渐趋于稳定，含砂流体在随管柱往上采出过程中，粒径较大且重量比较大的颗粒等悬浮沉淀物，会逐渐在油管底部沉积（最大井斜深度为986.64 m，井斜角度为58.27°），这可以通过1 651 m 穿孔油管比1 600 m未穿孔油管沉积物明显更多这一现象来证实，也说明在当前流速（0.21～0.46 m/s）条件下，穿孔油管所在的位置更有利于泥沙等物质沉积和聚集，使得腐蚀性介质滞留，发生沉积物下腐蚀，且该沉积环境有利于SRB 细菌等微生物繁殖，SRB 菌会显著增加阴阳极反应速率，SRB 生物膜的不均匀性导致的电偶效应也会引起局部腐蚀。另据研究表明：SRB 含有一种氢化酶,能利用在阳极区产生的氢将硫酸盐还原成H2S,在厌氧电化学腐蚀过程中,可起到阴极去极化剂的作用,从而加速金属腐蚀[9]。

另根据穿孔油管内部腐蚀产物的XRD 结果，并结合凹坑内EDS 分析可以看出，内壁主要有腐蚀产物为FeCO3、FeS，而未穿孔油管内壁产物未发现有FeS。FeS 为 H2S 腐蚀或细菌腐蚀的代表性腐蚀产物，而根据调研相关气体检测资料，H2S 气体含量较低，推断细菌腐蚀可能性比较大。结合前期工况及管柱结构信息，推测该油管是因沉积物下腐蚀和细菌腐蚀共同作用下造成的腐蚀穿孔。

7 结语

根据检测结果可知：

（1）油管的化学成分满足API 5CT 标准中对L80油管的要求；

（2）油管腐蚀穿孔是由于内腐蚀所致，油管主要是因沉积物下腐蚀和细菌腐蚀共同作用造成局部腐蚀穿孔。

综合以上分析，针对油管防腐措施提出以下建议：

（1）对泵吸入口附近管柱内部进行定期除垢除砂，减少污垢等腐蚀性介质沉积；

（2）优化采油系统内定期投加化学药剂，如杀菌剂、阻垢剂等，注意配伍性，并控制周边油田注入水中的细菌含量。

（3）提高采油管柱易腐蚀区域的耐蚀性，建议在特殊部位采用耐蚀合金钢或采用镀层技术对油管内外表面进行化学镀、电镀等工艺，从而提高油管的防腐性能[10]。