某井S13Cr特殊螺紋接頭油管柱腐蝕原因

呂拴錄,宋文文,楊向同,彭建新,韓 勇,趙國(guó)仙,呂祥鴻,郭振東,聞亞星,朱亮亮

(1. 中國(guó)石油大學(xué) 材料科學(xué)與工程系，北京 102249； 2. 塔里木油田，庫(kù)爾勒 841000;3. 西安摩爾石油工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710065)

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某井S13Cr特殊螺紋接頭油管柱腐蝕原因

呂拴錄1,2,宋文文2,楊向同2,彭建新2,韓 勇3,趙國(guó)仙3,呂祥鴻3,郭振東1,聞亞星1,朱亮亮1

(1. 中國(guó)石油大學(xué) 材料科學(xué)與工程系，北京 102249； 2. 塔里木油田，庫(kù)爾勒 841000;3. 西安摩爾石油工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710065)

為了掌握S13Cr特殊螺紋接頭油管的耐蝕性，對(duì)某井特殊螺紋接頭S13Cr油管柱腐蝕狀況進(jìn)行了全面檢查,并對(duì)不同井深位置油管柱取樣進(jìn)行解剖分析。從油管接頭關(guān)鍵結(jié)構(gòu)尺寸和表面精度、井深、腐蝕介質(zhì)等方面對(duì)腐蝕的影響進(jìn)行了分析，結(jié)果表明,不同井段油管腐蝕程度不同，油管特殊螺紋接頭內(nèi)倒角越小，表面精度越高，油管抗腐蝕性能越好。

油管；特殊螺紋接頭；腐蝕；接頭內(nèi)倒角

1 現(xiàn)場(chǎng)情況

某完井管柱自下而上為圓頭盲堵+93.2 mm×10mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭打孔篩管47.58 m+CCS球座+93.2 mm×10 mm S13Cr直連型特殊螺紋接頭油管76.36 m+139.7 mm MHR封隔器+93.2 mm×10 mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭油管370.87 m+88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管4 594.9 m+88.9 mm×7.34 mm S13Cr 110特殊螺紋接頭油管1 413.57 m+SP井下安全閥+88.9 mm×7.34 mm S13Cr 110特殊螺紋接頭油管68.53 m+油管掛。

2011年9月18日，該井酸化壓裂，酸化液中含有9%～12% HCl等腐蝕介質(zhì)。2011年12月12日，該井系統(tǒng)試井關(guān)井測(cè)壓力恢復(fù)期間，油壓突然從95 MPa下降至80 MPa，與此同時(shí)套壓異常升高。2012年9月5日，對(duì)某井實(shí)施修井作業(yè)。

為了搞清完井管柱腐蝕狀況，對(duì)該井起出的油管進(jìn)行了全面檢查，并每隔500 m取樣，對(duì)油管腐蝕狀況進(jìn)行了解剖檢查和試驗(yàn)分析。

2 油管檢測(cè)分析結(jié)果

2.1 油管外觀檢測(cè)結(jié)果

在井深0～1 502.42 m井段，油管未見(jiàn)腐蝕(進(jìn)口88.9 mm×7.34 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)；在井深1 668.21～4 490.88 m井段(國(guó)產(chǎn)88.9 mm×6.45 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)，油管內(nèi)壁有氧化皮且部分氧化皮脫落，外螺紋接頭內(nèi)倒角處無(wú)肉眼可見(jiàn)腐蝕，但油管管體有點(diǎn)蝕；在4 490.88～6 067.36 m井段(國(guó)產(chǎn)88.9 mm×6.45 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)，所有油管內(nèi)壁附著泥漿逐漸加厚，清理泥漿后發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁有氧化皮且部分氧化皮脫落，油管外螺紋接頭內(nèi)倒角及管體內(nèi)壁均有點(diǎn)蝕；在6 067.36～6 552.88 m井段(國(guó)產(chǎn)93.2 mm×10 mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭油管)，油管內(nèi)壁附著大量泥漿，內(nèi)倒角及油管內(nèi)壁本體均呈嚴(yán)重溝槽狀腐蝕形貌。

2.2 油管內(nèi)表面泥漿附著情況

在井深0～1 502.42 m井段，進(jìn)口S13Cr110油管內(nèi)壁干凈，無(wú)泥漿附著；從2 500 m左右開(kāi)始，國(guó)產(chǎn)S13Cr110出現(xiàn)明顯的泥漿附著，且井深越深，泥漿附著越嚴(yán)重，見(jiàn)圖1；國(guó)產(chǎn)直連型S13Cr油管泥漿附著尤為嚴(yán)重。

圖1 不同井深油管內(nèi)表面泥漿附著形貌(隨著井深增加泥漿附著趨于嚴(yán)重)Fig. 1 The mud adhesion morphology on tubing inner surface at different depths(The mud adhesion was more serious with the increase of well depth)

將封隔器以上出井編號(hào)為T(mén)17～T465的國(guó)產(chǎn)S13Cr110油管內(nèi)壁去除附著物去除之后，其內(nèi)表面呈現(xiàn)明顯點(diǎn)蝕形貌；將封隔器以下出井1～8編號(hào)的S13Cr110直連型油管內(nèi)壁泥漿附著物去除之后，其內(nèi)表面沿軋制方向呈嚴(yán)重的腐蝕坑，見(jiàn)圖2。

(a) 封隔器以上 (b) 封隔器以下圖2 油管清洗后內(nèi)表面宏觀形貌Fig. 2 Macro-morphology of tubing inner surface after cleaning(a) above packer (b) below packer

2.3 油管內(nèi)表面氧化皮附著情況

在井深0～1 502.42 m井段，進(jìn)口S13Cr110油管內(nèi)壁無(wú)氧化皮附著；在井深1 502.42 m以下國(guó)產(chǎn)S13Cr110油管內(nèi)表面均有不完整氧化皮附著，油管內(nèi)表面氧化皮脫落部位優(yōu)先發(fā)生腐蝕，見(jiàn)圖3。

圖3 井深4 501.15 m位置編號(hào)T308油管內(nèi)表面氧化皮脫落部位腐蝕形貌Fig. 3 The corrosion morphology of No.T308 tubing inner surface at depth of 4501.15 m after oxide scale peeled

2.4 油管外螺紋接頭內(nèi)倒角腐蝕情況

在井深0～1 502.42 m井段，進(jìn)口S13Cr110油管外螺紋接頭內(nèi)倒角處未出現(xiàn)明顯局部腐蝕；在1 668.21～4 490.88 m井段，國(guó)產(chǎn)S13Cr110油管外螺紋接頭內(nèi)倒角處也未見(jiàn)明顯腐蝕；在4 501.15～6 552.88 m井段，國(guó)產(chǎn)S13Cr110油管外螺紋接頭內(nèi)倒角處已無(wú)金屬光澤，開(kāi)始出現(xiàn)局部腐蝕(有較為嚴(yán)重的泥漿附著)，見(jiàn)圖4。即油管接頭處內(nèi)倒角表面光潔度的提高，在一定程度上降低了點(diǎn)蝕發(fā)生的趨勢(shì)。

2.5 油管腐蝕產(chǎn)物及腐蝕深度分析

對(duì)3根油管鋼的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行EDS分析，結(jié)果見(jiàn)圖5。由圖5可見(jiàn)，對(duì)編號(hào)為T(mén)17、T447和 T465的3根油管腐蝕坑底均發(fā)現(xiàn)碳、氧、硫、磷等元素。說(shuō)明導(dǎo)致腐蝕的介質(zhì)主要有CO2、水、硫和磷等。

圖6為國(guó)產(chǎn)新油管內(nèi)壁氧化皮的XRD衍射分析結(jié)果。由圖6可見(jiàn)，油管內(nèi)表面黑色氧化皮為不 銹鋼高溫氧化形成的尖晶石型化合物FeCr2O4。在氧化皮破裂位置優(yōu)先發(fā)生腐蝕見(jiàn)圖7，腐蝕深度達(dá)170 μm，見(jiàn)圖8。在井深6 117.21 m以下油管內(nèi)壁腐蝕最嚴(yán)重，最大蝕坑深度高達(dá)640 μm。

(a) 井深1 994.8 m T51號(hào) (b) 井深3 997.50 m T256號(hào) (c) 井深6 067.36 m T459號(hào) 圖4 不同井深油管外螺紋接頭內(nèi)倒角位置腐蝕形貌Fig. 4 Corrosion morphology of the tubing joint chamfering(a) at depth of 1 994.8m of No.T51 (b) at depth of 3 997.50 m of No.T256(c) at depth of 6 067.36 m of No.T459

(a) T17(井深1 668.21 m)

(b) T447(井深5 888.88 m)

(c) T465(井深6 067.36 m)圖5 3根油管腐蝕坑底能譜分析結(jié)果Fig. 5 Energy spectrum analysis results on corrosion pit bottom for 3 pipelines

圖6 國(guó)產(chǎn)新油管內(nèi)壁氧化皮XRD分析結(jié)果Fig. 6 The oxide scale XRD analysis result of national new tubing

圖7 油管內(nèi)壁氧化皮破裂部位優(yōu)先腐蝕Fig. 7 The corrosion occurring first at the position of oxide scale crack on tubing inner surface

2.6 化學(xué)成分分析

表1為國(guó)產(chǎn)和進(jìn)口油管的化學(xué)成分分析結(jié)果。由表1可見(jiàn)，國(guó)產(chǎn)和進(jìn)口油管的化學(xué)成分均符合油田要求。

3 腐蝕原因分析

該井S13Cr油管在完井酸化后繼續(xù)在井筒腐 蝕介質(zhì)中服役1a，期間經(jīng)過(guò)多次的試采及關(guān)井，在井深1 500 m以下的油管內(nèi)壁發(fā)生了腐蝕。腐蝕與井深、油管內(nèi)表面質(zhì)量、泥漿附著、油管接頭內(nèi)倒角形狀和粗糙度等有關(guān)。下面對(duì)腐蝕原因及影響因素進(jìn)行分析。

圖8 油管內(nèi)壁氧化皮開(kāi)裂部位腐蝕深度Fig. 8 The depth of corrosion pit at the position of oxide scale crack on tubing inner surface

3.1 腐蝕介質(zhì)的影響

鋼鐵材料腐蝕與CO2、水、Cl-等腐蝕介質(zhì)有關(guān)， Cl-含量越高，腐蝕速率越快[1-2]。該井投產(chǎn)之前進(jìn)行了酸化作業(yè)，酸化液中含有9%～12% HCl等腐蝕介質(zhì)。油管腐蝕是天然氣中的CO2、凝析水和酸化液中的腐蝕介質(zhì)共同作用的結(jié)果。該井工況條件一旦滿(mǎn)足腐蝕條件，S13Cr油管會(huì)產(chǎn)生腐蝕。

表1 油管化學(xué)成分

3.2 井深對(duì)腐蝕的影響

在0～1 502.42 m井段，油管沒(méi)有腐蝕；在1 668.21～4 490.88 m井段，雖然油管管體已經(jīng)產(chǎn)生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角并沒(méi)有腐蝕；在4 501.15～6 067.36 m井段，油管內(nèi)壁內(nèi)倒角及油管管體內(nèi)壁均有點(diǎn)蝕；在6 117.21～6 552.88 m井段，油管內(nèi)壁嚴(yán)重腐蝕。

溫度、壓力和CO2分壓隨井深變化見(jiàn)表2。由 表2可見(jiàn)，隨著井深增加，溫度逐漸上升，CO2分壓越高，Cl-對(duì)油管腐蝕也越來(lái)越嚴(yán)重。這說(shuō)明這種材料的油管隨著溫度上升，腐蝕抗力下降，在井深大于1 502.42 m的井段使用存在腐蝕問(wèn)題。

表2 溫度、壓力和CO2分壓隨井深變化

3.3 油管內(nèi)壁氧化皮的影響

由于氧化皮存在一定吸濕性，加之氧化層覆蓋不完整，存在孔洞和破裂等現(xiàn)象，當(dāng)腐蝕條件具備時(shí)，會(huì)在氧化皮位置形成典型的大陰極小陽(yáng)極結(jié)構(gòu)，促進(jìn)局部腐蝕的發(fā)生和發(fā)展[3]。進(jìn)口油管內(nèi)壁經(jīng)過(guò)了噴砂處理，內(nèi)壁沒(méi)有氧化皮，所以沒(méi)有腐蝕。國(guó)產(chǎn)油管內(nèi)壁沒(méi)有經(jīng)過(guò)噴砂處理，內(nèi)壁有氧化皮，所以腐蝕嚴(yán)重。

3.4 泥漿附著物的影響

在井深0～1 502.42 m井段，進(jìn)口S13Cr110油管內(nèi)壁非常清潔，無(wú)泥漿附著；從2 500 m井深以下開(kāi)始出現(xiàn)明顯的泥漿附著，且隨井深越深，泥漿附著越嚴(yán)重；在6 117.21～6 505.03 m井段，國(guó)產(chǎn)S13Cr110油管泥漿附著尤為嚴(yán)重。

在井筒的酸性環(huán)境下, 油管內(nèi)壁附著的泥漿會(huì)呈現(xiàn)出良好的吸濕性和凝固膠結(jié)性, 伴隨環(huán)境氣氛和干濕交替等, 泥漿會(huì)通過(guò)保持水分、凝聚腐蝕介質(zhì)和構(gòu)成有利于誘導(dǎo)局部腐蝕的特殊結(jié)構(gòu)影響其下材料的腐蝕行為。并且隨著井深增加，井筒溫度也隨之增加，使得腐蝕加速進(jìn)行[4-5]。總之，泥漿附著會(huì)明顯促進(jìn)點(diǎn)蝕的發(fā)生及發(fā)展。

3.5 油管接頭內(nèi)倒角形狀和粗糙度對(duì)腐蝕的影響 油管特殊螺紋接頭是按照內(nèi)平而設(shè)計(jì)的，但為了保證內(nèi)外螺紋接頭的配合精度，內(nèi)、外螺紋接頭扭矩臺(tái)肩部位均設(shè)計(jì)有內(nèi)倒角，即螺紋接頭連接之后在該位置存在較小的結(jié)構(gòu)變化，當(dāng)高壓天然氣從此流過(guò)時(shí)會(huì)產(chǎn)生紊流，最終會(huì)導(dǎo)致在該部位產(chǎn)生腐蝕集中。接頭臺(tái)肩部位內(nèi)倒角越大，內(nèi)倒角表面越粗糙，該部位腐蝕集中就越嚴(yán)重[6-8]。

該油田對(duì)另外一口高壓氣井起出油管外螺紋接頭檢查分析結(jié)果表明：534.47～4 408.77 m和489.24～18.71 m井段的63根油管外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角沒(méi)有腐蝕。在4 399.09～ 499.29 m井段，404根油管中81根油管外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角腐蝕，見(jiàn)圖9，占該井段油管數(shù)量的20.0%；在2 621.79～1 625.19 m井段， 103根油管中61根油管外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角腐蝕，占該井段油管數(shù)量的59.2%[9]。

圖9 另外一口井在井深2 967.53 m位置第172根油管外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角腐蝕形貌Fig. 9 The corrosion morphology at male connector tubing shoulder fillet of No.172 tubing at depth of 2 967.53 m in another well

為了防止特殊螺紋接頭油管在內(nèi)外螺紋接頭內(nèi)倒角位置產(chǎn)生腐蝕集中[10-16]，該油田要求油管特殊螺紋接頭臺(tái)肩部位內(nèi)倒角與軸線(xiàn)夾角≤5°，內(nèi)倒角表面粗糙度Ra≤6.3。

該井所用油管外螺紋接頭內(nèi)倒角尺寸和粗糙度符合該油田技術(shù)要求，但國(guó)產(chǎn)油管管體內(nèi)壁粗糙，且存在折疊缺陷和氧化皮。在1 668.21～4 490.88 m井段，油管內(nèi)壁有氧化皮且部分脫落，管體已經(jīng)產(chǎn)生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角并沒(méi)有腐蝕見(jiàn)圖4(a)。這充分證明，減小特殊螺紋接頭內(nèi)倒角角度，提高內(nèi)倒角表面精度，均有利于減緩油管接頭內(nèi)倒角位置腐蝕集中。

4 結(jié)論

(1) 在井深0～1 502.42 m井段油管經(jīng)過(guò)了內(nèi)壁噴砂處理，油管沒(méi)有腐蝕。

(2) 在井深1 668.21～4 490.88 m井段油管沒(méi)有經(jīng)過(guò)內(nèi)壁噴砂處理，雖然油管管體內(nèi)壁已經(jīng)產(chǎn)生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺(tái)肩內(nèi)倒角并沒(méi)有腐蝕。說(shuō)明減小油管特殊螺紋接頭內(nèi)倒角角度，提高內(nèi)倒角表面精度，均有利于減緩接頭內(nèi)倒角位置腐蝕集中。

(3) 在井深4 501.15～6 067.36 m井段油管沒(méi)有經(jīng)過(guò)噴砂處理，油管外螺紋接頭內(nèi)倒角及油管管體內(nèi)壁均有垢下腐蝕；在6 117.21～6 552.88 m井段，油管內(nèi)壁垢下腐蝕嚴(yán)重。說(shuō)明提高油管內(nèi)表面精度，也可以提高油管腐蝕抗力。

(4) 導(dǎo)致腐蝕的介質(zhì)主要有CO2、水、硫和磷等。

(5) 該種S13Cr油管在井深大于1 500 m(87.69 ℃)的氣井使用存在腐蝕問(wèn)題。

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Corrosion Causes of Premium Connection S13Cr Tubing in a Well

Lü Shuan-lu1,2, SONG Wen-wen2, YANG Xiang-tong2, PENG Jian-xin2, HAN Yong3, ZHAO Guo-xian3, Lü Xiang-hong3, GUO Zhen-dong1, WEN Ya-xin1, ZHU Liang-liang1

(1. Material Science and Engineering Department, China University of Petroleum, Beijing 102249, China； 2. Tarim Oil Field, Korla 841000, China; 3. Xian Maurer petroleum Engineering Laboratory, Xi′an 710065, China)

In order to master the corrosion resistance of S13Cr, the corrosion status of premium connection S13Cr tubing in a well was checked, and the tubing specimens taken from different well depths were analyzed. Based on the analysis of the effects of main structure dimension and surface precision for the premium connection, well depth and corrosion medium, it was considered that the tubing corrosion degrees were not the same in different well depths, the less the tubing joint inner chamfer, the more the corrosion resistance; and the more the surface precision of tubing joint inner chamfer, the more the corrosion resistance.

tubing； premium connection； corrosion； joint inner chamfer

2014-03-16

呂拴錄(1957-),教授級(jí)高級(jí)工程師,學(xué)士,從事失效分析工作,13565769572,lvshuanlu@163.com

TG174

B

1005-748X(2015)01-0076-05