某油井井下油管腐蝕穿孔原因分析

張 恒 張進科 徐靖文 王小龍 夏 含 燕 萌 樊 云 楊 茜

（1. 中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安 710200；2. 陜西地礦第六地質隊有限公司，陜西 西安 710600）

0 引言

油管作為油氣生產中的生命線，在服役過程受到環境等因素的影響，難免發生油管失效的現象。油管一旦發生失效，輕則會影響正常油氣生產，重則破壞環境安全，甚至造成人身傷亡[1,2]。因此，通過對失效油管的失效原因進行分析，對于保證生產和減少事故具有重大意義。

某油井于2021年7月下入一批J55油管，該批管柱在井下服役496天后被起出。經檢查發現其中一根J55油管出現穿孔現象。為探究其穿孔失效原因，于油田現場截取失效油管進行失效分析。

1 失效分析方法

1.1 宏觀分析

通過肉眼觀察失效油管宏觀形貌，確定其腐蝕失效特征，并采用數碼相機對油管失效區域進行記錄。清除油管表面油污后，采用線切割將失效油管沿縱向對半刨開，對其腐蝕形貌進行拍照記錄。采用機械手段將油管內外表面的腐蝕產物去除并清洗油管，對清洗后的油管進行拍照記錄。

1.2 理化檢測

采用 ARL3460 型直讀光譜儀對失效油管進行化學成分分析，采用WAW-1000型電液伺服萬能試驗機進行拉伸試驗，采用DMI3000M金相顯微鏡進行油管顯微結構分析，采用Empyrean型X射線衍射儀進行腐蝕產物分析，采用 JEM-IT500 型掃描電鏡進行微觀形貌SEM和EDS分析

2 檢測結果

2.1 宏觀檢測

失效油管的宏觀形貌如圖1所示。由圖1可知，該失效油管存在一個肉眼可見的穿孔點。穿孔尺寸約9×10mm。該穿孔點靠近管柱螺紋，距螺紋300mm。

圖1 油管宏觀形貌

從待分析的失效油管上截取300mm長、包含穿孔點的管段，將其沿縱向剖開，清洗后的宏觀形貌分別如圖2所示。從圖2中可以看出，該油管外壁存在嚴重的局部腐蝕，且多個點蝕坑已經形成穿孔，腐蝕凹坑內存在深褐色腐蝕產物。從外壁局部形貌可以看出，點蝕坑分布規律，較為對稱的分布在油管兩側，且同側局部腐蝕凹坑沿管體縱向平行排布。從圖2（b）可以看出，油管外表面存在平行排列的管鉗咬傷，這些鉗印的排布與油管腐蝕凹坑的排布一致。該油管的其他部位呈均勻腐蝕，均未發現明顯的局部腐蝕。因此，可以判斷該油管嚴重局部腐蝕導致的穿孔，是在管鉗咬傷的鉗印上腐蝕發展的[3]。

圖2 油管清洗后形貌

2.2 理化檢測

為判斷該油管是否符合油管材質的標準要求，對該油管進行各項理化檢測。采用ARL3460型直讀光譜儀對從油管上加工取得的試樣進行化學成分分析，檢測結果如表1所示。由表1可知，該J55油管滿足API Spec 5CT-2018《套管和油管規范》[4]標準中對J55的化學成分要求。

表1 油管化學成分（wt.%）

依照GB/T 10561-2005、GB/T 6394-2017及GB/T 13299-2022標準[5-7]，采用DMI3000M 金相顯微鏡進行非金屬夾雜物、晶粒度及顯微組織分析，結果如圖3所示。由檢測結果可知，J55油管的金相組織為鐵素體+珠光體，晶粒度為7.0級，不存在大尺寸夾雜物。

圖3 J55油管金相分析

依據GB/T 228.1-2021[8]標準，在油管管體上取板狀拉伸試樣進行拉伸性能測試，測試結果如表2所示。由表2可知，油管的拉伸性能滿足API Spec 5CT標準中對J55鋼的要求。

表2 拉伸試驗結果

2.3 腐蝕產物檢測

為進一步分析穿孔發生的原因，從該油管穿孔位置取尺寸為15×15mm×全壁厚試樣，采用掃描電子顯微鏡對其微觀形貌和腐蝕產物化學成分進行分析，微觀形貌如圖4所示。在圖4中紅框區域進行腐蝕產物的化學成分檢測，檢測結果如表3所示。由檢測結果可知，在穿孔處的孔壁上附著較厚腐蝕產物，該腐蝕產物分為內、中、外3層，3層腐蝕產物均主要由C、O、Cl、Fe元素組成。腐蝕產物由外至內，Cl元素的含量逐漸增加，Cl-在基體附近的富集將會促進點蝕的生成與長大[9,10]。

表3 腐蝕產物EDS分析結果（wt.%）

圖4 穿孔位置微觀形貌

從外壁點蝕坑內刮取腐蝕產物進行XRD分析，結果如圖5所示。由圖5可知，外壁點蝕坑內腐蝕產物含有FeCO3、FeS和CaCO3。其中，FeCO3是由井下CO2腐蝕形成，FeS是由井下H2S腐蝕形成，CaCO3為井下Ca2+在CO2環境中形成的沉淀物附著。因此判斷該油管外壁發生的是CO2和H2S腐蝕[11]。

圖5 油管外壁點蝕坑內腐蝕產物XRD圖譜

3 分析與討論

通過對油管進行理化分析可知，該穿孔油管的化學成分、拉伸性能均滿足API Spec 5CT-2018《套管和油管規范》標準要求。

由油管宏觀形貌分析結果可知，該油管外壁存在平行排布的嚴重局部腐蝕并形成穿孔，穿孔與油管外壁受到的管鉗損傷有關。根據對局部腐蝕坑分布情況可知，局部腐蝕源于油管外壁存在管鉗形成的損傷。局部腐蝕嚴重處均位于油管外壁管鉗咬傷處，且具有與管鉗牙痕相吻合的形貌特征，可以推斷外壁機械損傷與腐蝕穿孔有直接聯系[12]。

油井管柱由大量油管通過接箍一根一根連接而成，管鉗在油管連接過程中直接與油管表面接觸，且接觸位置靠近油管螺紋端。如果油管在連接上扣過程出現扭矩過大、失誤操作等情況，會使得管鉗在油管外表面造成明顯的鉗印損傷。該損傷會破壞了油管表面的氧化層，將新鮮表面暴露在腐蝕環境中。由于新鮮表面的界面能明顯高于其他有氧化物覆蓋的區域。因此，在井下CO2和H2S腐蝕環境中，管鉗造成的鉗印區域會作為腐蝕原電池的陽極，其他區域作為腐蝕原電池的陰極。一旦形成這種小陽極、大陰極的腐蝕原電池，油管的局部腐蝕速率將大幅提升[13]；另一方面，油管表面出現明顯的鉗印，說明鉗印位置受到較大的壓應力，使得管鉗加持部位發生小范圍的塑性變形。發生塑性變形的金屬，由于形變強化和位錯塞積群的形成極大的影響了金屬的力學化學活性，這對金屬腐蝕的陽極過程和陰極過程均有促進作用[14]。因此在以上兩方面因素共同作用下，管體上有鉗印損傷的部位更容易發生局部腐蝕。

油管外壁腐蝕產物分析表明，油管外壁腐蝕產物由C、O、Fe、S、Cl、Ca元素組成，外壁腐蝕產物為FeCO3、FeS和CaCO3?？梢耘袛嘣撚途聻镃O2和H2S。

干燥的CO2、H2S氣體本身不具有腐蝕性，但它們溶解于水時，可以與水互相作用，使水的pH值降低，從而使水呈現出強的腐蝕性[15]。

腐蝕反應分別為：

并且在腐蝕產物中發現較多Cl元素的存在，該元素會阻止金屬基體表面形成保護膜或破壞保護膜，從而促進局部腐蝕。Cl-可以穿過腐蝕產物膜，基于電價平衡吸附到金屬基體上并聚集在陽極溶解區，與Fe2+發生水合作用生成FeCl2，而FeCl2又會水解生成H+，降低pH，進一步加劇點蝕部位的腐蝕[16]。該油管外壁在鉗印損傷誘導下，在CO2、H2S腐蝕環境中發生嚴重的局部腐蝕，并在Cl-的促進下導致油管穿孔。

4 結論與建議

4.1 結論

（1）油管的化學成分、硬度、拉伸性能均滿足API Spec 5CT-2018《套管和油管規范》標準要求；

（2）油管外壁因管鉗造成局部區域的機械損傷，該區域在CO2和H2S強腐蝕環境中優先腐蝕，并在Cl-的影響下加劇點蝕的生長，最終導致穿孔。

4.2 建議

（1）由于該穿孔起源于管鉗損傷，建議上卸扣時使用無傷液壓管鉗并嚴格遵循上卸扣操作規范進行作業；

（2）油管發生CO2和H2S腐蝕，建議采用高強度防腐涂層、添加緩蝕劑等技術保護油管，降低油管的腐蝕，延長油管的使用壽命。