某油田生產井中心管腐蝕穿孔失效分析

郭增伍 練 斌 秦立高 楊 陽 柴圓圓

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；3.中海油（天津）管道工程技術有限公司，天津 300452；4.海油來博（天津）科技股份有限公司，天津 300450）

腐蝕現象在海洋環(huán)境中十分常見，根據誘因和機理的不同，腐蝕可以分為電偶腐蝕、縫隙腐蝕、晶間腐蝕、應力腐蝕和垢下腐蝕等[1-4]。鑒于油管腐蝕頻繁發(fā)生，尋找腐蝕的原因，有針對性地提出改進措施，可以降低腐蝕發(fā)生的概率，提高生產過程的安全系數、減少安全隱患，同時節(jié)約經濟成本。針對某油田腐蝕嚴重的中心管開展研究，該管柱于2019 年3 月下入井，2023 年5 月進行打撈作業(yè)過程中發(fā)現其中心管嚴重腐蝕穿孔。

1 宏觀分析

清洗去除腐蝕油管表面的污垢后，隨機抽取1 根油管進行切割，觀察油管內、外壁宏觀形貌及腐蝕特征，如圖1 所示。

圖1 油管內、外壁宏觀形貌

由圖1 可看出：油管外壁表面存在麻點狀小腐蝕坑連成片，此處腐蝕屬于外腐蝕；外壁一側存在長條狀孔腐蝕凹坑，且平行軸線方向，接箍附近可見片狀點蝕坑。內壁一側布滿長條狀腐蝕凹坑，坑長且深，部分管段已穿孔。孔周圍表面光滑，由此判定此處穿孔由內腐蝕造成[5]，屬于典型沖刷腐蝕形貌特點，且存在單側趨勢。剖開油管后可觀察到內壁下層位置充滿泥沙。

2 材質分析

按照API SPEC 5CT 標準對N80 油管的技術要求，判斷材質合格性。利用光譜儀對油管試樣進行微區(qū)化學成分分析，檢驗結果見表1，可見油管化學成分均滿足API SPEC 5CT 標準要求。

表1 油管化學成分分析結果 單位：%

3 水質分析

3.1 結垢趨勢預測

根據生產井水質檢測報告，按照《油田水結垢趨勢預測》（SY/T 0600—2016）標準預測水質結垢情況，結果顯示此生產井中不存在CaCO3、BaSO4、CaSO4、FeCO3等的結垢趨勢。

3.2 細菌實驗分析

提取失效油管內壁腐蝕產物，并采用去離子水溶解浸泡管內腐蝕孔周圍的附著物，吸取浸泡液體進行定性的細菌測試，溫度60 ℃，7 d 后讀數，實驗結果顯示不存在硫酸鹽還原菌（Sulfate Reducing Bacteria，SRB）、鐵細菌（Iron Bacteria，FB）和腐生菌（Saprophytic Bacteria，TGB）。

4 腐蝕產物分析

從管內充滿泥沙等產物的油管內壁提取產物，由內壁表層向深層取樣，用石油醚、酒精等處理后進行微區(qū)化學分析及X 射線衍射（X-Ray Diffraction，XRD）能譜分析，結果如表2 和圖2 所示。由表2 可知，內表層的主要化學元素為Fe、C、O，含有微量的Si、Ca、Mg 等，深層微區(qū)的主要化學元素為Si、O，含有微量的C。結合XRD 掃描結果，內表層腐蝕產物主要為FeCO3、Fe3O4、CaCO3及鈣鎂鹽等，深層主要為SiO2，推測內表層主要為CO2腐蝕產物[6]。

表2 試樣微區(qū)能譜分析結果（質量分數）單位：%

圖2 XRD 掃描結果

5 腐蝕模擬試驗分析

以現場工況為依據，模擬油管的液相環(huán)境，進行室內模擬試驗。掛片選用的是現場管材N80 材質現成掛片，測定油管腐蝕速率。試驗條件：溫度90 ℃、壓強13 MPa，氣相環(huán)境為N2+1.61% CO2+34.63 mg·m-3H2S，液相環(huán)境為配水和油管內垢樣，實驗時間7 d。

試驗前，用砂紙逐級打磨以消除機加工的刀痕，再將試樣清洗、除油、冷風吹干后測量尺寸并稱重。然后，將試樣相互絕緣安裝在特制的試驗架上，放入高壓釜內的腐蝕介質中進行試驗。根據NACESP0775—2023 中對碳鋼材質生產設備及管道內腐蝕程度的劃分標準判斷腐蝕程度，如表3 所示。

表3 腐蝕程度分級標準 單位：mm·a-1

掛片宏觀形貌顯示，掛片表面均未出現點蝕坑，整體表現為均勻腐蝕。泥沙下掛片腐蝕速率為0.297 1 mm·a-1，比液相腐蝕速率為0.201 5 mm·a-1大，以均勻腐蝕速率來判定掛片腐蝕等級，液相和泥沙下的掛片腐蝕速率均屬于嚴重腐蝕。

綜合以上結果可知，在該生產井的現場工況存在油砂的情況下，液相環(huán)境整體腐蝕性很強。在泥沙下的掛片隨著液體的沖刷，腐蝕速率更大，說明泥沙的沖刷促進了腐蝕的發(fā)生。

6 失效原因分析

第一，材質方面。該生產井油管的化學成分符合API SPEC 5CT 標準要求，金相組織未見明顯異常，因此排除材質方面的原因。

第二，環(huán)境方面。自身水質不存在CaCO3、BaSO4、CaSO4、FeCO3結垢趨勢，且未發(fā)現存在細菌的情況，排除細菌腐蝕方面的原因。

第三，工況及位置方面。根據該生產井的實際工況，在純液相環(huán)境下，按照日產液270 m3計算，2-7/8″EU N80 倒角油管中流速達到0.75 m·s-1，小于臨界沖蝕速率3.885 m·s-1，可以看出僅有純液相的環(huán)境下不存在沖刷的情況。但是，結合腐蝕產物分析結果，管內提取物主要成分為SiO2、CaCO3、Ca2SiO4、Mg3(SO4)2(OH)2、FeCO3、Fe3O4。因中心管位于防砂層，推測其中SiO2、硅酸鹽及堿式硫酸鎂均來自地層中返砂。當管內液體攜帶泥沙動態(tài)流動時，泥沙不斷沖刷管壁，盡管流速不快，但沙礫的不斷沖刷會破壞油管表面的致密保護膜，致使管內壁出現長條溝槽狀凹坑。

第四，腐蝕類型方面。油管中均存在明顯的長條溝槽狀沖刷的情況，除了有泥沙等成分外，腐蝕產物分析還檢測到FeCO3、Fe3O4，因不存在FeCO3結垢趨勢，FeCO3為腐蝕產物，推測發(fā)生CO2腐蝕所產生。Fe3O4的生成存在2 種可能性：一是油管長時間暴露在空氣中，表面附著的Fe2+被空氣中的氧氣氧化成Fe3+，形成Fe3O4附著于管壁；二是FeCO3在一定溫度和壓力下分解形成，形成過程為

失效中心管段位于防砂段，管內泥沙較多，油管中泥沙堆積幾乎充滿整根油管，采出液攜帶泥沙動態(tài)流動，不斷沖刷管壁，造成管柱壁厚持續(xù)減薄，破壞了管柱表面產物膜，導致基體裸露于表面。在管柱中存在酸性氣體CO2的情況下，基體發(fā)生CO2腐蝕，使得管壁減薄加重，最終穿孔失效[7]。

7 結語

該生產井出砂較嚴重，地層中采出液含砂導致油管內壁沖蝕，底部沖刷嚴重，同時與CO2腐蝕協同作用，壁厚減薄嚴重，最終因管柱穿孔而失效。

針對管柱穿孔，提出以下建議。第一，改進防砂技術以提升防砂效果，控制采出液中含砂量。第二，僅根據該管柱研究結果，考慮CO2、沖刷的影響，建議在易發(fā)生沖刷腐蝕管段（2 344～2 348 m）選用耐蝕性能好的管材，提升油管抗沖刷的性能。第三，重點關注及跟蹤采出液中CO2質量分數的檢測，若CO2質量分數明顯增加，可采用使用化學藥劑的方式控制采出液中腐蝕性氣體的質量分數。