某生產井油管腐蝕穿孔的原因

童遠濤，楊陽，楊中娜，王驊鐘(.中海石油(中國)有限公司海南分公司，海南 海口 5703；.中海油(天津)管道工程技術有限公司，天津 30045)

0 引言

某生產井采用8-1/2″井眼完鉆，在7″尾管中下入4-1/2″POROMAX 300微米篩管，采用Halliburton Stack Pack防砂工具對Zone 1# ～ Zone 5#進行壓裂充填防砂完井。該井下入井下機組：工程技術中心89級BE4200電潛泵，2個540系列保護器，1節562系列電機(272HP, 2340V, 70A at 60Hz)、Zenith E7 井下傳感器。無Y-tool，泵上未安裝有單流閥。

2018年9月4日該上線，初期產液量518 m3/d，產油252 m3/d，含水51%，生產壓差1.06 MPa。2019年2月，該井泵效開始明顯下降，分析懷疑泵內結垢造成效率下降。2019年7月9日，對該井進行環空補水生產，嘗試沖洗機組電泵，提高泵效，效果不明顯。進行換大泵作業。2020年1月17日，該井吸入口壓力明顯上漲，產液量下降，多次提頻嘗試增加生產壓差，不見效，后經上提管柱作業，發現井下深度深1 476 m處油管存在1處穿孔，已知該井最大井斜深度為1 460.81 m，井斜角度為76.29°，腐蝕穿孔油管位于最大井斜位置以下，且緊鄰最大傾斜位置。

為尋找油管發生腐蝕穿孔的原因，取回腐蝕穿孔油管至陸地實驗室進行分析，通過檢測并分析出本次油管腐蝕穿孔的原因，為預防后續油管發生類似問題制定行之有效的預防或改進措施。

1 實驗方法

1.1 宏觀分析

對失效油管穿孔位置內外壁表面進行清潔，保持表面無油污，采用游標卡尺進行孔尺寸測量，對比觀察油管的內外壁宏觀腐蝕形貌及特征，并用數碼相機進行記錄。

1.2 材質分析

從失效油管管體上取樣，采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對其化學成分進行分析，采用R574洛氏硬度試驗機對油管環形試樣進行硬度試驗；采用Observer A1m金相倒置顯微鏡觀察試樣的金相顯微組織。

1.3 水質分析

從平臺進行水質取樣，返回陸地實驗室進行離子測試，檢 測 項 目 為：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的濃度；對水樣進行SRB、TGB、FB細菌測試，實驗溫度為60 ℃，實驗周期為14 d；根據水質分析結果，結合現場工況，參考SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》標準，對注入生產水進行結垢趨勢進行預測。

1.4 腐蝕產物分析

采用石油醚、酒精溶解除油、過濾、干燥處理后進行XRD測試，掃描角度2θ：3～80°，采樣步寬為0.02，波長λ=1.540 56 nm。利用Search-Match軟件并結合EDS的結果，對腐蝕產物進行成分分析。

1.5 微觀分析

采用Zeiss EVO 18掃描電鏡與Oxford能譜儀對腐蝕穿孔部位內壁與內壁其他腐蝕坑進行微區化學成分分析，與腐蝕產物的元素成分進行對比分析。

2 結果與討論

2.1 宏觀分析

對腐蝕油管外壁形貌進行觀測，外壁腐蝕特征不明顯，表面覆蓋一層油污，只存在1處穿孔，孔尺寸約為24×16 mm，孔邊緣較平整，未見明顯的其他腐蝕坑，穿孔周圍存在少量浮銹，應為井下取出后大氣環境腐蝕所致。

對油管進行縱向解剖，進一步觀測油管的內壁腐蝕特征，穿孔位置內壁沿徑向呈現減薄趨勢，孔附近區域存在明顯的黑色附著物，但孔底部無附著物，推測是由于穿孔泄漏后沖刷脫落所致，如圖1所示。

圖1 油管穿孔部位內壁宏觀圖

整體觀察油管的內壁形貌，發現內壁附著物的情況從下至上呈現差異，如圖2所示。從圖中不難看出，油管下部管段的內壁形成一層附著物，油管兩側厚度存在差異，其中一側存在較多的附著物結塊，推測為介質流動過程中的底部位置，另一側為頂部位置，未見結塊現象。油管中部管段與下部管段情況類似，但附著物層的厚度有所增加，腐蝕穿孔位置也位于油管中部管段的底部，底部其他位置也存在明顯的附著物結塊，頂部未發現結塊現象。

圖2 油管整體內壁宏觀圖

油管上部管段出現明顯垢層，使得油管流通內徑顯著縮小，該垢層比中部管段的垢層厚度增加，兩垢層之間分界線明顯，如圖2中紅色標注所示。

進一步觀察油管中部管段的附著物結塊，均位于油管底部位置，如圖3所示，清除附著物結塊后，底部存在明顯的腐蝕坑，符合垢下腐蝕特征[1]；而去除其他非結塊位置的附著物層后，只存在輕微的均勻腐蝕特征，如圖4所示。

圖3 油管中部管段內壁結塊位置宏觀圖

圖4 油管中部管段內壁非結塊位置宏觀圖

進一步觀察油管上部管段的垢層，如圖5所示，清除部分垢層后，發現底部某些位置存在明顯腐蝕坑，見圖中標注位置，符合垢下腐蝕特征。

圖5 油管上部管段內壁垢層宏觀圖

綜合以上分析，油管外壁未見明顯腐蝕，油管的上部管段與下部、中部管段之間的內壁結垢形式存在差異。下部、中部管段的內壁底部多處存在附著物結塊，結塊下明顯腐蝕坑，符合垢下腐蝕特征，上部管段垢層較厚且同樣存在垢下腐蝕，推測垢層差異可能與油管處于井斜最大位置有關，因流速存在變化，對結垢趨勢造成影響。

2.2 材質分析

從油管管體上取樣，按照API Spec 5CT標準對L80油管的技術要求，判斷材質合格性。因油管內外壁均存在一定的腐蝕，加工后的試樣會存在缺陷，導致數據不準確，所以只選取了化學、硬度和金相試樣進行試驗。

2.2.1 材質化學成分

采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對油管的化學成分進行分析，檢測標準為ASTM A751-14a Standard Test Methods,Practices, and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products，檢測結果如表1所示。可見化學成分滿足API 5CT標準要求。

表1 油管化學成分分析結果 單位：w%

2.2.2 硬度測試

采用R574洛氏硬度試驗機對油管環形試樣進行硬度試驗，檢測位置如圖6所示，檢測標準為ASTM E18-19 Standard Test Methods for Rockwell Hardness of Metallic Materials1, 2，試驗結果如表2所示，油管滿足API 5CT標準中對L80鋼的硬度要求。

圖6 硬度試樣

表2 油管試樣洛氏硬度試驗結果(HRC)

2.2.3 金相分析

采用ZEISS Observer A1m金相倒置顯微鏡對油管管體取樣進行金相分析，檢測標準為：GB/T 13298-2015金屬顯微組織檢驗方法、ASTM E45-18 Standard Test Methods for Determining the Inclusion Content of Steel。金相檢驗結果如表3所示，可見油管基體組織為回火索氏體，如圖7(a)所示，晶粒度為9.5級，無帶狀組織，存在D類厚系超尺寸夾雜物，最大直徑17.83 μm，如圖7(b)所示。

圖7 金相分析結果

表3 金相檢驗結果

2.3 水質分析

2.3.1 離子組成分析

從平臺進行水質取樣，返回陸地實驗室進行離子測試，檢測項目為：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的濃度，離子檢測結果如表4所示。

表4 離子組成分析結果

2.3.2 細菌檢測

對水樣進行細菌測試，溫度60 ℃，14 d后細菌測試結果顯示，未檢測出SRB、TGB、FB，說明本次送檢水樣細菌測試合格。

2.3.3 結垢趨勢預測

根據表4的水質分析結果，結合現場工況，參考SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》標準，對注入生產水進行結垢趨勢進行預測，結果顯示該注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結垢趨勢。

2.4 腐蝕產物分析

2.4.1 腐蝕產物取樣

選取油管穿孔位置和結塊位置的內壁腐蝕產物或垢樣進行取樣分析，腐蝕產物或垢樣信息如表5所示。

表5 腐蝕產物取樣位置一覽表

2.4.2 XRD結果

根據XRD分析圖譜，分析7組腐蝕產物或垢樣成分，結果如表6所示。

表6 腐蝕產物或垢樣成分

綜合以上數據結果進行分析，油管內壁腐蝕產物主要以FeCO3、FeS形式存在，垢層表面還存在Na2SO4，靠近管壁腐蝕產物主要為FeCO3成分，FeCO3為Fe與水中HCO3-或CO32-反應所得，FeS主要為H2S或含硫有機物腐蝕所致。

2.5 微觀分析

針對腐蝕穿孔部位內壁進行元素分析，同時選取一處腐蝕坑底部進行檢測，標注說明如表7所示，檢測位置如圖8、圖9所示。元素檢測結果顯示，穿孔位置坑內及附近腐蝕產物元素主要為C、O、Fe、Na、S，推測主要為FeCO3、FeS，可能還含有少量NaCl、Na2SO4，而內壁腐蝕坑內及附近腐蝕產物主要元素為C、O、Fe、S，推測主要為FeCO3、FeS，與穿孔位置基本吻合。

表7 檢測位置說明

圖8 腐蝕穿孔內壁局部形貌圖

圖9 內壁腐蝕坑局部形貌圖

3 腐蝕原因分析

油管的化學成分、硬度滿足API 5CT標準要求，組織內存在D類厚系超尺寸夾雜物，會使腐蝕在夾雜物的位置優先發生。

油管內介質含水率51%，油水介質采出過程中，水質結垢并優先附著沉積在油管內壁底部(本次管體中部、下部內壁固體結塊附著均存在一定的方向性，與此相吻合)。由于結垢的分布不均和致密性差異，在內壁底部某些位置優先發生了較嚴重的垢下腐蝕，最終導致腐蝕穿孔[2-3]。

本次腐蝕穿孔的油管位于最大井斜位置以下，但緊鄰最大井斜位置，可能會引起管體內介質的流速變化，進而影響結垢趨勢[4-5]，所以腐蝕穿孔油管管體上部位置的內壁結垢形式與中、下部差異較大，結垢量大幅增加，且同樣存在垢下腐蝕。

4 結語

4.1 結論

(1)油管的化學成分、硬度均滿足API 5CT標準要求；(2)腐蝕穿孔油管內壁上部比中、下部結垢形式存在差異，可能與油管緊鄰最大井斜位置有關；(3)油管內壁上部整體結垢明顯，存在垢下腐蝕，中、下部位的內壁結垢較少，但結垢會優先附著沉積在底部位置，局部附著固體結塊，發生垢下腐蝕，最終導致油管腐蝕穿孔。

4.2 建議

(1)建議管柱的選材階段，結合材料的耐蝕性實驗進行綜合評價；(2)定期向采油系統井底投加藥劑，如：殺菌劑、防垢劑，硫化氫抑制劑等，控制采出液的硫化氫含量，減少結垢量。