西部油田某井油管腐蝕失效分析

付安慶，耿麗媛，李 廣，蔡 銳，李廣山，林冠發，白真權

（1.中國石油集團石油管工程技術研究院，西安710065；2.中國石油西部管道分公司，烏魯木齊830012；3.中國石油西部管道烏魯木齊輸油氣分公司，烏魯木齊830012）

近年來，隨著西部油田大力開發的進行，油氣田開發環境變得越來越苛刻，出現了“超深、超高溫、超高壓”的“三超”特征，加之綜合含水的上升和油井管柱服役年限的增加，腐蝕失效問題變得越來越突出。油井管的失效影響了油氣田的正常生產，并且造成了巨大的經濟損失，油井管的腐蝕失效不僅與管柱的設計有關，而且與酸化工藝密切相關。本工作研究了由于多次酸化引起的油管外壁嚴重點蝕問題，分析了油管管體和結箍腐蝕差異性的原因。

1 油管工況

某井于2011年03月04日完井，該井于5月13日至6月1日分別進行了6次分級酸化，酸液主要成分為15%HCl＋1.5%HF＋3%HAc，還有緩蝕劑和其他有機物成分，酸化井段主要在5 831～6 165m，該管段壓力為90MPa，溫度為120℃。6月15日起出油管發現封隔器下的酸化井段油管外表面發生嚴重坑蝕，如圖1所示，以點蝕為主，最大腐蝕坑深度約2mm，寬度最大約為15mm。接箍外表面腐蝕相對較輕，有可見的微小腐蝕坑。圖1（a）為剛起出時的油管，圖1（b）和圖1（c）是起出的油管在空氣中放置了一段時間后的宏觀形貌，從顏色可以判斷紅色的腐蝕產物主要是Fe2O3，主要是因為在空氣中暴露了一段時間腐蝕產物發生了氧化變成紅色的Fe2O3。經現場記錄確認該油管材質為P110鋼，該批油管為原井隊作業后的舊油管，根據油管生產廠家人員現場檢驗甩出的油管，特別是從現場尚未使用的油管標識判斷，該批油管為非原出廠油管，主要表現在接箍上的標識與廠家的標準出場標識不一致，且接箍部位有處理的痕跡。本工作主要研究油管管體外壁發生嚴重點蝕的原因以及油管管體和接箍腐蝕的差異性。

圖1 油管管體及接箍外壁宏觀腐蝕形貌

2 失效管段測試分析

2.1 化學成分分析

依據ASTM A751-2008，采用ARL 4460直讀光譜儀對油管管體和接箍的化學成分進行取樣分析，結果見表1。從分析結果可以看出管樣化學成分符合API SPEC 5CT標準要求。

2.2 金相組織分析

對油管和接箍取樣，依據GB／T 13298-1991，ASTM E45-2005和ASTM E112-1996進行金相組織、晶粒度、非金屬夾雜物檢驗，檢測結果見表2。從分析結果可見，管體組織均勻且無異常、晶粒細小，無超尺寸夾雜物，組織為回火索氏體，如圖2（a）所示；接箍組織均勻且無異常、晶粒比油管管體更為細小，無超尺寸夾雜物，組織為珠光體和鐵素體，如圖2（b）所示。

2.3 硬度檢測

依據ASTM E18-2008對油管管體和接箍試樣進行硬度檢測，結果見表3。

2.4 腐蝕形貌及腐蝕產物成分分析

對油管管體及接箍腐蝕嚴重部位進行局部取樣，采用掃描電鏡和能譜分析儀對腐蝕表面進行微觀形貌觀察和成分分析。圖3為油管管體的微觀腐蝕形貌，可以看出，試樣表面有明顯的腐蝕坑。表4為油管管體試樣腐蝕產物能譜分析結果，由分析結果可見，腐蝕產物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素，含有少量的錳元素。圖4為油管接箍的微觀腐蝕形貌，表5為油管接箍試樣表面腐蝕產物能譜分析結果，腐蝕產物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素。

表1 油管管體和接箍化學成分分析結果 %

表2 油管管體和接箍金相組織檢測分析結果

圖2 油管管體及接箍金相組織

表3 油管管體和接箍硬度檢測結果

2.5 電化學測試分析

分別在油管管體和接箍失效管樣上取樣制備電化學試樣，采用美國PerkinElmer公司M273型恒電位儀在15%HCl＋1.5%HF＋3%HAc溶液中進行開路電位、動電位掃描（掃描速率為0.5mV·s-1）和電化學阻抗譜測試（頻率范圍：10kHz～0.01Hz）。測試工作電極為失效管體和接箍（電極尺寸為1cm×1cm），對電極為石墨電極，參比電極為飽和甘汞電極（SCE），測試結果如圖5、圖6和圖7所示。結果表明，在測試條件下，油管管體的開路電位明顯負于接箍的開路電位，電位差在-65mV左右，根據電偶腐蝕發生的電位條件（電位差＞50mV）可以判斷，從熱力學角度來講該油管和接箍存在發生電偶腐蝕的可能性。從圖5的極化曲線形狀可以判斷，油管管體和接箍在鹽酸溶液中受活化極化控制，從表6中的極化曲線擬合結果可以看出油管管體的腐蝕速率是接箍腐蝕速率的2.5倍。圖6為油管管體和接箍的交流阻抗測試結果，根據擬合結果可以算出接箍的腐蝕電阻是管體的4.7倍。

圖3 油管管體表面微觀腐蝕形貌及能譜分析結果

表4 油管管體腐蝕產物能譜分析結果

圖4 接箍表面微觀腐蝕形貌及能譜分析結果

表5 接箍腐蝕產物能譜分析結果

表6 失效油管管體和接箍腐蝕電化學參數

3 腐蝕原因綜合分析

按照相關標準對該井P110油管失效管段進行檢測分析的結果表明，油管及接箍的化學成分符合API Spec 5CT相關技術標準要求，油管和接箍的化學成分、金相組織、硬度和電化學腐蝕性能均有一定的差異。油管管體和接箍的宏觀形貌、微觀形貌及金相分析的結果表明，失效管樣以外壁腐蝕為主，腐蝕特征為點（坑）蝕。能譜分析結果表明，油管管體和接箍表面腐蝕產物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素，只是微量元素的含量有一定差異。

表7為該井地層水以及H2S、CO2成分含量表，從表中可以看出井下地層水的礦化度及高濃度氯離子，天然氣中含有一定量的CO2和H2S。結合油管表面的腐蝕產物能譜分析結果可以判斷，油管腐蝕過程發生了CO2和H2S電化學腐蝕，腐蝕產物主要是FeCO3和FeS［1-4］。

表7 井下地層水及腐蝕性氣體成分含量表

該井油管在下井一個多月后發生嚴重的外壁腐蝕，結合其生產工藝，可以判斷油管外壁嚴重腐蝕主要是由于多次酸化求產過程中殘酸腐蝕造成的。殘酸相對于鮮酸濃度有所降低，但其腐蝕性卻是鮮酸幾倍甚至數十倍，主要是因為含有緩蝕劑的鮮酸在擠入地層后，緩蝕劑被巖層礦物吸附［5］。綜合分析，井下油管管體外壁發生嚴重坑蝕主要因素是酸化過程殘酸反排階段的殘酸液和地層水中的高濃度氯離子，其次CO2和H2S也促進了腐蝕發生。

油管和接箍的外表面處于相同的工況環境，理論上兩者的腐蝕特征應當比較接近，但是從現場失效的管樣可以看出差異較大。從油管生產廠家對現場油管接箍的標識判別，結合實驗室油管和接箍的化學成分、金相組織、硬度和電化學性能的差異，可以判定使用的舊油管管體和接箍材質不匹配。

4 結論及建議

4.1 結論

（1）檢測分析結果表明，油管管體及接箍的化學成分符合API Spec 5CT相關技術標準要求，油管和接箍的化學成分、金相組織、硬度和電化學性能都存在一定的差異。

（2）油管管樣以外腐蝕為主，腐蝕特征為點（坑）蝕，嚴重坑蝕主要因為酸化過程殘酸反排階段的殘酸液和地層水中的高濃度氯離子，其次CO2和H2S也促進了腐蝕發生。

4.2 建議

（1）該油管的外壁嚴重腐蝕可能是由于酸化工藝所致，建議嚴格控制酸化次數及酸化作業時間，避免酸液停留時間過長導致油管發生腐蝕。

（2）在完井作業中，建議使用生產廠家的原裝油管，對于計劃使用修復后的舊油管，應當在使用前對修復的舊油管進行抽檢性能測試，包括力學性能、密封性能和耐腐蝕性能等。

［1］Zhu S D，Wei J F，Cai R，et al.Corosion failure analysis of high grade super 13Cr-110tubing string［J］.Engineering Failure Analysis，2011，18（8）：2222-2231.

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［3］韓燕，宋文文，田偉，等.某井P110EU油管接箍開裂失效分析［J］.腐蝕與防護，2012，33（3）：265-268.

［4］王俊良，臧晗宇，張亞明，等.油管及油管接箍腐蝕失效分析［J］.腐蝕與防護，2010，31（8）：662-664.

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