某注水井N80油管腐蝕失效原因分析

杜曉杰，楊 陽，楊中娜，馮電穩

（1.中海油（天津）管道工程技術有限公司，天津 300452；2.天津北海油人力資源咨詢服務有限公司，天津 300452）

2020年，某油田注水井起出管柱時發現位于井下深度1 919，1 910，1 725，1 718 m的4根N80鋼級Φ8.89 mm規格油管發生腐蝕穿孔，其中1 919，1 910 m兩根油管位于1號配水器下方，1 725，1 718 m兩根油管位于3號配水器下方。該批油管服役時間為2012年5月，2020年7月發現管柱漏失。該井投產于2009年9月14日，支持多口油井，截至2020年4月5日，該注水井共計實施酸化增注作業13次，從2012年開始該井注水方式由籠統注水改為分層注水。此井注水量為996 m3/d，注入壓力6.3 MPa，注入目標1 090 m3/d，最大井口壓力6.3 MPa。目前瞬時注采比1.01，累計注采比0.79［1-4］。

采用宏觀觀察以及各種分析檢驗方法，查明失效原因，防止類似問題再次出現［5-15］。

1 宏觀分析

采用游標卡尺測量油管的內徑、外徑及腐蝕坑大小，用數碼相機記錄失效管段的外壁、內壁的腐蝕形貌及特征。1～4號油管外壁附著少量黑色垢和油泥，部分油管螺紋端部有腐蝕減薄現象。

1號油管外壁整體附著少量黑色油泥，存在明顯的腐蝕穿孔，孔尺寸約為35 mm×12 mm，其余位置未見明顯的局部腐蝕現象，如圖1（a）所示。進一步對油管進行解剖，油管內壁附著黑色油污，存在多處腐蝕坑，腐蝕坑形貌為“層狀”［1］，且腐蝕坑與腐蝕穿孔均位于油管一側方向分布，如圖1（b）所示。綜合內外壁腐蝕形貌特征，油管主要發生內腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導致油管穿孔。

2號油管外壁局部位置存在少量的垢，存在一處直徑約20 mm的圓形穿孔，穿孔位置出現腐蝕臺階，即有“層狀”腐蝕形貌，表面附著少量黑色油泥，如圖2（a）所示，且外壁多處位置存在明顯的局部腐蝕，坑內有黑色致密腐蝕產物。將油管解剖，油管內壁均勻附著黑色油泥和黃褐色腐蝕產物層，未見明顯局部腐蝕，如圖2（b）所示。對腐蝕穿孔位置的內、外壁形貌進行對比，如圖3所示，油管主要發生外腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導致油管穿孔。

圖2 2號油管外壁與內壁形貌

圖3 2號油管穿孔試樣和橫截面試樣

3號油管外壁和內壁形貌如圖4所示。3號油管外壁附著少量垢，局部存在輕微腐蝕，共計發現11處腐蝕穿孔，絕大多數穿孔位置位于油管一側方向分布，接箍縫隙處（兩油管縫隙處）有局部腐蝕穿孔，接箍螺紋端部有腐蝕。對油管進行解剖，油管內部有油泥狀堵塞物，黏性較大，局部位置存在垢下腐蝕，腐蝕坑內有油泥狀物質，3號油管腐蝕形貌特征與1號油管類似。綜合內外壁腐蝕形貌特征，油管主要發生內腐蝕，隨著腐蝕不斷加劇，最終導致油管穿孔。

圖4 3號油管外壁和內壁形貌

4號油管穿孔位置附近約0.5 m范圍存在少量垢，共計發現3處腐蝕穿孔，距離較近，且均位于油管一側方向分布，如圖5（a）所示，腐蝕孔存在臺階，附近有疏松土狀黑色腐蝕產物，去除后可見局部腐蝕坑。對油管進行解剖后，可見油管內壁附著黑色油泥和腐蝕產物層，未見明顯局部腐蝕，如圖5（b）所示。4號油管腐蝕形貌特征與2號油管類似，主要為外腐蝕穿孔。

圖5 4號油管外壁與內壁形貌

根據4根油管內外壁形貌特征可推斷：1號、3號管為1號配水器下方的兩根油管，由內腐蝕穿孔所致，從形貌上看，可能存在細菌腐蝕；2號、4號管為3號配水器下方的兩根油管，內壁保持較好，由外腐蝕穿孔所致。

2 化學成分分析

從1號失效油管上取樣，尺寸為20 mm×20 mm×5 mm，采用直讀光譜儀對油管的化學成分進行分析（表1），根據API Spec 5CT—2018《套管和油管》中對N80油管的要求可知，1號油管化學成分滿足該標準要求。

表1 1號油管化學成分（質量分數）分析結果 %

3 洛氏硬度檢測

采用R574型洛氏硬度試驗機對1號油管環形試樣進行硬度試驗，檢測位置如圖6所示，1號油管試樣洛氏硬度試驗結果分別為26.1，25.2，24.7 HRC，滿足API Spec 5CT—2018標準要求。

圖6 硬度試樣檢測位置

4 金相分析

采用ZEISS金相倒置顯微鏡觀察1號失效油管樣件的金相，發現油管基體組織為鐵素體+珠光體，未發現帶狀組織，未見明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現象。1號油管金相組織如圖7所示。

圖7 1號油管金相組織

5 拉伸性能分析

拉伸試驗檢測結果見表2，可見油管（未腐蝕）的屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率均滿足API Spec 5CT—2018標準對N80油管的要求。

表2 油管拉伸試驗結果

6 沖擊性能分析

從油管（未腐蝕）部位取樣，并加工成55 mm×10 mm×3.3 mm的V型缺口沖擊試樣，采用刀刃半徑8 mm PSW750擺錘沖擊試驗機/CST-50沖擊試樣缺口投影儀，在0℃試驗溫度下，對油管的沖擊性能進行分析，對比油管（未腐蝕）沖擊試驗結果依次為35.8，41.3，42.2 J，平均值39.8 J，滿足API Spec 5CT—2018要求。

7 腐蝕產物分析

從油管取少量腐蝕產物，采用牛津能譜儀（EDS）進行微區化學成分分析。采用石油醚、酒精溶解除油、過濾、干燥處理后進行X射線衍射（XRD）測試，掃描角度2θ為3°～80°，采樣步寬為0.02°，波長λ為1.540 56 nm。利用Search-match粉末衍射數據分析軟件并結合EDS的結果，對腐蝕產物進行成分分析以確定腐蝕產物的主要成分。

7.1 能譜分析

分別選取1號油管內壁不同部位、2號油管外壁、3號油管內壁及4號油管外壁穿孔位置的腐蝕產物進行取樣分析，腐蝕產物EDS化學成分分析結果見表3。

表3 腐蝕產物EDS化學成分（質量分數）分析結果 %

7.2 X射線衍射分析

對能譜分析中所取腐蝕產物進行分析：1號油管內壁腐蝕產物或垢樣主要為FeCO3、Fe9S11以及硅酸鹽，另外存在酸洗的殘留物MgF2；3號油管內壁及孔周圍存在FeCO3、Fe9S11以及鈣硅類的復合產物；2號油管外壁附著物存在FeCO3、硫化鐵的復合產物；4號油管外部產物為FeCO3、SiO2、Fe9S11等產物。腐蝕產物中FeCO3應與介質環境中CO2腐蝕及HCO3-有關。由于油氣中存在較多的CO2，水中較高的溶解度將形成H2CO3，電離將生成氫離子，氫離子與鐵反應從而導致腐蝕，腐蝕產物主要是FeCO3，且腐蝕形式主要是局部腐蝕［2］。Fe9S11常與硫酸鹽還原菌（SRB）或H2S環境有關［3］。硅酸鹽主要為地層物質，MgF2為酸洗殘留物。

8 失效原因分析

（1）根據分析結果可知，油管的化學成分及機械性能滿足API Spec 5CT—2018標準要求，1號油管金相組織為鐵素體+珠光體，無帶狀組織，未見明顯裂紋、非金屬夾雜物及脫碳現象。

（2）1號油管和3號油管穿孔為內腐蝕導致，腐蝕坑附近也存在明顯附著物，推測內壁腐蝕主要為細菌腐蝕，另沉積物下腐蝕、殘酸腐蝕起到加速作用。由于2015年進行分層調配作業，全開1～4號分隔器，而1號油管和3號油管屬于1號分隔器管柱最底端封閉，為典型的管柱底部滯留區，此處介質流速低，越往下液體置換越慢，容易滯留固體顆粒或懸浮物等，細菌產生的黏液會使細菌群落在此聚集進而發生細菌及沉積物腐蝕，腐蝕產物中還發現有少量F元素等，說明酸化殘留液對腐蝕也起到加速作用。

（3）2號油管和4號油管穿孔為外腐蝕所致，兩根油管位于3號分隔器管柱底部，屬于油、套環空的“死水區”，該區域容易滯留和附著結垢物、腐蝕產物、固體顆粒物在管柱外壁，發生沉積物下腐蝕，同時該環境也為細菌腐蝕提供有利條件，造成腐蝕不斷加劇，進而導致穿孔。

9 結語及建議

9.1 結 語

（1）油管化學成分及機械性能滿足API Spec 5CT—2018標準要求。

（2）1號油管和3號油管位于1號分隔器管柱最底端，油管穿孔為內腐蝕導致，主要為細菌腐蝕，另沉積物下腐蝕、殘酸腐蝕起到加速作用。

（3）2號油管和4號油管位于3號分隔器管柱底部，油管穿孔為外壁腐蝕所致，因油、套管之間形成的“死水區”存在的沉積物下腐蝕和細菌腐蝕的綜合作用而導致了腐蝕穿孔。

9.2 建 議

（1）應定期向注水系統投加殺菌劑和阻垢劑，并且藥劑要定期優化升級，防止細菌對殺菌劑產生耐藥性，還應考慮管柱特殊區域藥劑被介質中各種懸浮物、沉淀物等吸附的可能性。

（2）避免在油、套管之間形成“死水區”，減少污垢在局部區域沉積，并加強“死水區”的防腐，降低死水對油套管的腐蝕；加強“死水區”的防垢，阻止或減少垢的產生；加強“死水區”的殺菌，降低細菌腐蝕的概率。

（3）現場酸化作業后，減少酸液在管柱系統的殘留時間，盡快將酸化反排液排出管柱系統。

（4）建議在管柱底部區域選用耐蝕合金鋼以提高油管的防腐性能。