南海西部某油井13Cr油管失效分析

張煒強，鄭華安，李勇懷

（1．中海油常州涂料化工研究院有限公司，江蘇 常州213016；2．中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部某油井13Cr油管失效分析

張煒強1，鄭華安2，李勇懷1

（1．中海油常州涂料化工研究院有限公司，江蘇 常州213016；2．中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部某油田井下13Cr油管服役僅1個月就出現管體腐蝕穿孔。針對目前A20H1井油管的失效狀況，利用理化分析、宏觀分析、微觀分析以及失效機理分析等手段，對13Cr油管失效原因進行了研究。結果表明：13Cr油管化學成分、力學性能及微觀結構均符合要求；管材失效形式為內壁腐蝕穿孔；材質中存在磷化物夾雜誘發了小孔腐蝕形核；介質中高質量濃度的Cl－加速了小孔腐蝕形核和發展，而小孔腐蝕形成閉塞區導致局部酸度過大；金屬基體上產生氫致開裂加速了腐蝕穿孔。提出了加強管材夾雜物檢驗及嚴格控制油管表面狀況避免各種機械損傷等建議。

13Cr油管 腐蝕失效 穿孔 CO2腐蝕

1 腐蝕情況

南海西部某油田生產周期超過15 a。隨著開采深入進行，產出液中含水率不斷上升，生產過程中腐蝕問題日益嚴重。其中，A20H1井油管腐蝕嚴重，主要表現為局部腐蝕穿孔。失效油管材質為13Cr鋼，服役期僅1個月。井口溫度81℃，穿孔失效部位為1 002．4 m井深處，采出液中水的質量分數64%，氣油比41．87%，介質流速0．79 m／s，CO2分壓 0．33 MPa，無 H2S。穿孔油管宏觀形貌見圖1。

圖1 A20H1井油管穿孔客觀形貌

2 試驗步驟及方法

2．1 失效分析步驟

針對A20H1井13Cr油管腐蝕穿孔失效原因，分析步驟如下：①失效管段化學成分分析、力學性能測試和金相分析；②失效部位宏觀和微觀分析；③失效機理深入分析。

2．2 失效分析試驗方法

化學成分分析采用全譜直讀光譜儀，設備型號：FOUNDRY-MASTER PRO。樣品在A20H1井油管上直接取樣，試樣尺寸為62．0 mm×0．5 mm×4．1 mm。

采用布氏硬度儀進行硬度測試（SEMIBRINELL HARDNESSTESTER HB-62．5），硬質合金球直徑為2．5 mm，試驗加載為612．9 N，保持時間為10 s。

力學性能測試包括沖擊試驗和拉伸試驗。沖擊試驗試樣尺寸為55 mm×5 mm×2．5 mm，V型缺口，試樣橫向放置。試驗儀器為JB-300B半自動沖擊試驗機，沖擊能量為300 J大錘，沖擊速度5．2 m／s，擺錘預揚角150°；拉伸試驗采用WDW-30微機控制電子萬能試驗機進行，最大載荷30 kN，試樣尺寸為70 mm×12．5 mm×2 mm，原始標距為28．25 mm，平行長度的原始橫截面積為25 mm2。

金相組織分析采用日本OLYMPUS BX51M進行，腐蝕劑為25%硝酸加75%鹽酸溶液。

掃描電鏡（SEM）和能譜分析（EDX）采用EVO MA 15（Zeiss Nano Techno．）進行。X射線衍射分析（XRD）采用X’Pert PRO進行。

3 結果與討論

3．1 失效管件理化檢驗

該失效管材為L80鋼級13Cr鋼，化學成分分析結果見表1。失效油管材料成分組成符合出廠檢驗的數據，也符合API SPECIFICATION 5CT—2011《套管和油管規范》（第9版）標準。

各項力學性能測試表明，失效油管管件的力學性能達到了標準要求。沖擊試驗結果顯示，該油管鋼沖擊吸收功達到39．23 J，滿足API標準規定的大于27 J的要求；硬度試驗結果顯示，失效管材硬度平均值為235．72 N／mm2（最大值241 N／mm2）；拉伸試驗結果表明，斷裂伸長率為18．38% （標準值最小12%），抗拉強度758．45 MPa（標準值最小 655 MPa），屈服強度 646．82 MPa（標準值 552～655 MPa），各項指標均符合要求。

表1 13Cr油管化學成分 w，%

金相觀測結果見圖2。由圖2可以看出，失效油管為鐵素體和彌散分布于其中的細粒狀碳化物（回火索氏體組織）。與出廠要求及API標準要求的組織結構一致。

圖2 失效管件金相組織

3．2 宏觀和微觀分析

失效管件的宏觀形貌見圖3。

由圖3可見，油管中部存在一處2 mm左右的局部腐蝕穿孔，穿孔部位外壁光滑，沒有明顯腐蝕產物沉積，外表面其他部位無明顯腐蝕特征或機械破壞造成的劃痕。將孔蝕區域切割后發現，孔蝕是由油管內部向外發展而成。穿孔處內部顯示出開放性孔口，孔徑約為7 mm，遠大于外壁2 mm的孔徑。表明孔蝕是由內部開始形核，并向外部縱深發展。此外，穿孔內表面周圍區域由于腐蝕而凹凸不平，內壁遠離小孔的其他區域則較為光滑，沒有觀察到明顯機械劃痕，管內其余部位腐蝕較為均勻。

失效部位腐蝕產物的XRD分析結果見圖4。

圖4 油管內表面腐蝕產物XRD分析

由圖4可以看出，腐蝕產物主要是FeCO3和Fe的氧化物以及Cr的氧化物。Fe2O3及Cr3O4的形成與不銹鋼在介質中的鈍化有關。而其他鐵氧化物的形成與失效構件在空氣中較長時間暴露有關。腐蝕產物中的FeCO3則是由于CO2介質腐蝕13Cr鋼材中的Fe而形成。

穿孔區域的SEM微觀分析結果見圖5。由圖5可知，腐蝕產物膜與基體結合不良，基體金屬與腐蝕產物膜之間有明顯的裂紋。高礦化度CO2介質中管材腐蝕產物膜的性能與溫度、壓力（總壓及CO2分壓）、流速、材質及介質狀況等多種因素有關［1-4］。油管失效部位的腐蝕產物膜明顯有疏松區域，失效構件在該條件下形成的腐蝕產物膜不足以保護金屬基體，反而容易形成局部閉塞區，加速局部區域孔蝕向縱深發展。

圖5 基體與腐蝕產物的SEM形貌

失效13Cr油管內表面穿孔區域截面的小孔腐蝕形貌及EDX結果見圖6和表2。由圖6和表2可知，小孔腐蝕的閉塞區形成于腐蝕產物垢下環境中［5-7］。EDX顯示，腐蝕產物主要為碳酸鹽化合物。縱深方向發展的孔內部閉塞腐蝕區域Cr的質量分數為47．84%，遠高于基體中的9．45%，另有少量S元素。圖6（c）中的元素線掃描同樣證實了孔蝕閉塞區腐蝕產物成分與外部腐蝕產物成分的不同。S元素的存在證明局部閉塞區有硫化物夾雜，夾雜誘發孔蝕形核，同時Fe元素腐蝕溶解后Fe2＋向孔口擴散遷移形成FeCO3，造成局部區域Cr元素富集，從而導致其含量上升。

3．3 穿孔腐蝕機理分析

A20H1井13Cr油管在井下介質條件中的內壁腐蝕穿孔行為可以分成兩個階段：孔的形核及孔的發展，形核是小孔腐蝕發生的最初階段。其主要原因是金屬表面微區的物理化學不均勻性導致微觀腐蝕原電池產生，從而形成微陽極活性區域，造成極小區域金屬的活性溶解。針對目標井下管柱，這種物理化學不均勻性可能是微觀成分不均勻（夾雜物）、裂紋及溝槽（螺紋或機械劃傷）等原因造成［8-10］。

圖6 失效油管表面形貌及EDX測試

表2 不同表面區域EDX結果

為全面了解小孔形核及發展規律，將失效后構件表面腐蝕產物進行清洗（10%HCl＋0．8%烏洛托品，超聲波作用下清洗15 min），清洗后失效穿孔部位基體形貌見圖7。從圖7（a）可以看到，腐蝕后金屬基體表面凹凸不平，表面有明顯腐蝕痕跡。通常這種表面不平整現象是由于局部區域活性溶解而形成的。

此外，在腐蝕失效金屬基體上可以觀測到明顯的小孔和裂紋，裂紋長度約幾十微米，而小孔尺寸通常小于10μm。結合前面腐蝕產物研究表明，微觀裂紋產生于腐蝕產物下的金屬基體表面，這種裂紋是金屬基體在局部酸度過大的閉塞區域產生氫去極化反應而導致的氫致開裂（HIC）。這種微觀HIC裂紋會增大閉塞區域的體積，并在裂紋深處形成新的活性陽極區域，加速金屬腐蝕向縱深方向發展。

由圖7（b）可以看出，金屬基體表面分布有大量不同直徑的小孔，這些小孔均呈開放性分布，是由于金屬基體表面多次孔蝕形核和生長而形成的。部分孔內部有明顯夾雜物，這些夾雜物尺寸大約幾十微米，EDX分析顯示，夾雜物中含有O，P和Cl等元素，見表3。硫化物及氧化物夾雜的存在促使了金屬表面孔蝕的形核［12］。

圖7 穿孔部位除膜后的形貌

表3 失效基體表面EDX結果

通過以上分析表明，失效構件材質中夾雜物的存在誘發了小孔形核，介質中高質量濃度的Cl－加速了小孔腐蝕的形核和發展，而小孔腐蝕形成的閉塞區導致局部酸度過大，金屬基體上產生氫致開裂裂紋，進一步加速了金屬基體的腐蝕穿孔。

13Cr管材腐蝕失效的原理見圖8。Cr含量高的不銹鋼材質在電解質溶液中耐蝕性很強，其原因是Cr元素在金屬表面形成γ-Fe2O3加Cr2O3復合膜。這種復合膜非常致密，對金屬基體具有保護作用。然而，金屬表面往往存在物理化學不均勻性，對于13Cr不銹鋼，這種不均勻性往往表現為裂紋和夾雜物等。這些缺陷處微區容易形成電勢差異，出現陽極區和陰極區，從而形成微觀腐蝕原電池。金屬表面的硫化物、磷化物以及氧化物等夾雜物本身電極電位較高，而周圍基體金屬電極電位更負，因而導致夾雜物周圍金屬成為陽極，發生活性溶解而被腐蝕，形成腐蝕孔。腐蝕孔的繼續發展形成閉塞區，介質溶液中的Cl－往往優先吸附在活性陽極處，Cl－的優先吸附造成閉塞區形成HCl介質，局部酸度過大導致腐蝕孔繼續縱深發展。在此高酸度環境下，金屬基體腐蝕溶解過程中將出現析氫，氫原子向金屬基體滲透造成HIC，裂紋的出現導致新的金屬基體暴露于閉塞區的酸性介質中，新的活性溶解不斷深入發展。這種局部區域的自催化效應加速了縱深方向的腐蝕破壞，最終導致油管穿孔。

圖8 13Cr管材腐蝕失效機理

4 結論及建議

（1）理化檢驗表明，A20H1井13Cr油管各項力學性能符合標準要求。

（2）13Cr管材失效形式為內壁腐蝕穿孔。除穿孔處外，內外壁周圍區域腐蝕輕微，主要為管材在空氣中氧化所致，且未發現明顯機械損傷痕跡。

（3）微觀分析表明，穿孔失效處金屬基體表面覆蓋了較厚的腐蝕產物膜，腐蝕產物膜由FeCO3，Fe2O3和Cr3O4構成，該腐蝕產物膜不夠致密，且與基體結合較差，導致形成垢下局部閉塞區。

（4）機理研究和分析表明，失效構件材質中存在磷化物夾雜誘發了小孔腐蝕形核，介質中高質量濃度的Cl－加速了小孔腐蝕形核和發展，而小孔腐蝕形成閉塞區導致局部酸度過大，金屬基體上產生氫致開裂裂紋，進一步加速了金屬基體腐蝕穿孔。

（5）夾雜物是不銹鋼孔蝕失效的主要誘因，盡管一些管材S和P含量符合標準，但局部區域較大尺寸的夾雜物在材質復檢過程中往往較難發現。加強管材夾雜物檢驗和開展相關研究工作可以一定程度上發現和控制缺陷。

（6）井下作業及酸化等過程可能對管材造成機械損傷和氫致開裂，加大材料發生局部腐蝕的風險。建議嚴格控制油管表面狀況，盡可能避免各種機械損傷。

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Failure Analysis of 13Cr Tubing in an Oil Well in the West Area of South China Sea

Zhang Weiqiang，Zheng Hua’an，Li Yonghuai
（1．CNOOC Changzhou EP Coating Co．，Ltd．，Changzhou 213016，China；2．CNOOC China Co．，Ltd．，Zhanjiang branch，Zhanjiang 524057，China）

Corrosion perforation appeared on 13Cr tubing utilized in an oil well in the west region of South China Sea after only 1 month’s service．Methods of physico-chemical analysis，macroscopic and microscopic analysis and failure mechanism analysis were used to determine the cause of the tubing corrosion．The results showed that chemical composition，mechanical properties and microstructure of the 13Cr tubing all met the requirements；corrosion perforation at the inner wall was the corrosion mode；impurities of phosphide triggered the nucleation of pitting corrosion and high concentration of chloride ion accelerated the nucleation and propagation of pitting corrosion．The occluded zone caused by pitting corrosion led to the increase of local acidity，furthermore，the hydrogen，generated in occluded zone，also triggered the hydrogen induced cracking（HIC），which promoted the perforation of the tubing．Some reasonable suggestions were put forward，such as strengthening the examination of tubing inclusion，strictly controlling the surface condition of tubing to avoid mechanical damage，etc．

13Cr tubing，corrosion failure，perforation，carbon dioxide corrosion

2017-07-17；修改稿收到日期：2017-07-25。

張煒強（1985—），工程師，2007年畢業于中國石油大學（華東）材料物理專業，現從事腐蝕與防護工作。E-mail：zwqsunshine＠163．com

（編輯 寇岱清）