某井S13Cr特殊螺紋接頭油管柱腐蝕原因

呂拴錄,宋文文,楊向同,彭建新,韓 勇,趙國仙,呂祥鴻,郭振東,聞亞星,朱亮亮

(1. 中國石油大學 材料科學與工程系，北京 102249； 2. 塔里木油田，庫爾勒 841000;3. 西安摩爾石油工程實驗室，西安 710065)

?

某井S13Cr特殊螺紋接頭油管柱腐蝕原因

呂拴錄1,2,宋文文2,楊向同2,彭建新2,韓 勇3,趙國仙3,呂祥鴻3,郭振東1,聞亞星1,朱亮亮1

(1. 中國石油大學 材料科學與工程系，北京 102249； 2. 塔里木油田，庫爾勒 841000;3. 西安摩爾石油工程實驗室，西安 710065)

為了掌握S13Cr特殊螺紋接頭油管的耐蝕性，對某井特殊螺紋接頭S13Cr油管柱腐蝕狀況進行了全面檢查,并對不同井深位置油管柱取樣進行解剖分析。從油管接頭關鍵結構尺寸和表面精度、井深、腐蝕介質等方面對腐蝕的影響進行了分析，結果表明,不同井段油管腐蝕程度不同，油管特殊螺紋接頭內倒角越小，表面精度越高，油管抗腐蝕性能越好。

油管；特殊螺紋接頭；腐蝕；接頭內倒角

1 現場情況

某完井管柱自下而上為圓頭盲堵+93.2 mm×10mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭打孔篩管47.58 m+CCS球座+93.2 mm×10 mm S13Cr直連型特殊螺紋接頭油管76.36 m+139.7 mm MHR封隔器+93.2 mm×10 mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭油管370.87 m+88.9 mm×6.45 mm S13Cr110 特殊螺紋接頭油管4 594.9 m+88.9 mm×7.34 mm S13Cr 110特殊螺紋接頭油管1 413.57 m+SP井下安全閥+88.9 mm×7.34 mm S13Cr 110特殊螺紋接頭油管68.53 m+油管掛。

2011年9月18日，該井酸化壓裂，酸化液中含有9%～12% HCl等腐蝕介質。2011年12月12日，該井系統試井關井測壓力恢復期間，油壓突然從95 MPa下降至80 MPa，與此同時套壓異常升高。2012年9月5日，對某井實施修井作業。

為了搞清完井管柱腐蝕狀況，對該井起出的油管進行了全面檢查，并每隔500 m取樣，對油管腐蝕狀況進行了解剖檢查和試驗分析。

2 油管檢測分析結果

2.1 油管外觀檢測結果

在井深0～1 502.42 m井段，油管未見腐蝕(進口88.9 mm×7.34 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)；在井深1 668.21～4 490.88 m井段(國產88.9 mm×6.45 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)，油管內壁有氧化皮且部分氧化皮脫落，外螺紋接頭內倒角處無肉眼可見腐蝕，但油管管體有點蝕；在4 490.88～6 067.36 m井段(國產88.9 mm×6.45 mm S13Cr110特殊螺紋接頭油管)，所有油管內壁附著泥漿逐漸加厚，清理泥漿后發現油管內壁有氧化皮且部分氧化皮脫落，油管外螺紋接頭內倒角及管體內壁均有點蝕；在6 067.36～6 552.88 m井段(國產93.2 mm×10 mm S13Cr110直連型特殊螺紋接頭油管)，油管內壁附著大量泥漿，內倒角及油管內壁本體均呈嚴重溝槽狀腐蝕形貌。

2.2 油管內表面泥漿附著情況

在井深0～1 502.42 m井段，進口S13Cr110油管內壁干凈，無泥漿附著；從2 500 m左右開始，國產S13Cr110出現明顯的泥漿附著，且井深越深，泥漿附著越嚴重，見圖1；國產直連型S13Cr油管泥漿附著尤為嚴重。

圖1 不同井深油管內表面泥漿附著形貌(隨著井深增加泥漿附著趨于嚴重)Fig. 1 The mud adhesion morphology on tubing inner surface at different depths(The mud adhesion was more serious with the increase of well depth)

將封隔器以上出井編號為T17～T465的國產S13Cr110油管內壁去除附著物去除之后，其內表面呈現明顯點蝕形貌；將封隔器以下出井1～8編號的S13Cr110直連型油管內壁泥漿附著物去除之后，其內表面沿軋制方向呈嚴重的腐蝕坑，見圖2。

(a) 封隔器以上 (b) 封隔器以下圖2 油管清洗后內表面宏觀形貌Fig. 2 Macro-morphology of tubing inner surface after cleaning(a) above packer (b) below packer

2.3 油管內表面氧化皮附著情況

在井深0～1 502.42 m井段，進口S13Cr110油管內壁無氧化皮附著；在井深1 502.42 m以下國產S13Cr110油管內表面均有不完整氧化皮附著，油管內表面氧化皮脫落部位優先發生腐蝕，見圖3。

圖3 井深4 501.15 m位置編號T308油管內表面氧化皮脫落部位腐蝕形貌Fig. 3 The corrosion morphology of No.T308 tubing inner surface at depth of 4501.15 m after oxide scale peeled

2.4 油管外螺紋接頭內倒角腐蝕情況

在井深0～1 502.42 m井段，進口S13Cr110油管外螺紋接頭內倒角處未出現明顯局部腐蝕；在1 668.21～4 490.88 m井段，國產S13Cr110油管外螺紋接頭內倒角處也未見明顯腐蝕；在4 501.15～6 552.88 m井段，國產S13Cr110油管外螺紋接頭內倒角處已無金屬光澤，開始出現局部腐蝕(有較為嚴重的泥漿附著)，見圖4。即油管接頭處內倒角表面光潔度的提高，在一定程度上降低了點蝕發生的趨勢。

2.5 油管腐蝕產物及腐蝕深度分析

對3根油管鋼的腐蝕產物進行EDS分析，結果見圖5。由圖5可見，對編號為T17、T447和 T465的3根油管腐蝕坑底均發現碳、氧、硫、磷等元素。說明導致腐蝕的介質主要有CO2、水、硫和磷等。

圖6為國產新油管內壁氧化皮的XRD衍射分析結果。由圖6可見，油管內表面黑色氧化皮為不 銹鋼高溫氧化形成的尖晶石型化合物FeCr2O4。在氧化皮破裂位置優先發生腐蝕見圖7，腐蝕深度達170 μm，見圖8。在井深6 117.21 m以下油管內壁腐蝕最嚴重，最大蝕坑深度高達640 μm。

(a) 井深1 994.8 m T51號 (b) 井深3 997.50 m T256號 (c) 井深6 067.36 m T459號 圖4 不同井深油管外螺紋接頭內倒角位置腐蝕形貌Fig. 4 Corrosion morphology of the tubing joint chamfering(a) at depth of 1 994.8m of No.T51 (b) at depth of 3 997.50 m of No.T256(c) at depth of 6 067.36 m of No.T459

(a) T17(井深1 668.21 m)

(b) T447(井深5 888.88 m)

(c) T465(井深6 067.36 m)圖5 3根油管腐蝕坑底能譜分析結果Fig. 5 Energy spectrum analysis results on corrosion pit bottom for 3 pipelines

圖6 國產新油管內壁氧化皮XRD分析結果Fig. 6 The oxide scale XRD analysis result of national new tubing

圖7 油管內壁氧化皮破裂部位優先腐蝕Fig. 7 The corrosion occurring first at the position of oxide scale crack on tubing inner surface

2.6 化學成分分析

表1為國產和進口油管的化學成分分析結果。由表1可見，國產和進口油管的化學成分均符合油田要求。

3 腐蝕原因分析

該井S13Cr油管在完井酸化后繼續在井筒腐 蝕介質中服役1a，期間經過多次的試采及關井，在井深1 500 m以下的油管內壁發生了腐蝕。腐蝕與井深、油管內表面質量、泥漿附著、油管接頭內倒角形狀和粗糙度等有關。下面對腐蝕原因及影響因素進行分析。

圖8 油管內壁氧化皮開裂部位腐蝕深度Fig. 8 The depth of corrosion pit at the position of oxide scale crack on tubing inner surface

3.1 腐蝕介質的影響

鋼鐵材料腐蝕與CO2、水、Cl-等腐蝕介質有關， Cl-含量越高，腐蝕速率越快[1-2]。該井投產之前進行了酸化作業，酸化液中含有9%～12% HCl等腐蝕介質。油管腐蝕是天然氣中的CO2、凝析水和酸化液中的腐蝕介質共同作用的結果。該井工況條件一旦滿足腐蝕條件，S13Cr油管會產生腐蝕。

表1 油管化學成分

3.2 井深對腐蝕的影響

在0～1 502.42 m井段，油管沒有腐蝕；在1 668.21～4 490.88 m井段，雖然油管管體已經產生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺肩內倒角并沒有腐蝕；在4 501.15～6 067.36 m井段，油管內壁內倒角及油管管體內壁均有點蝕；在6 117.21～6 552.88 m井段，油管內壁嚴重腐蝕。

溫度、壓力和CO2分壓隨井深變化見表2。由 表2可見，隨著井深增加，溫度逐漸上升，CO2分壓越高，Cl-對油管腐蝕也越來越嚴重。這說明這種材料的油管隨著溫度上升，腐蝕抗力下降，在井深大于1 502.42 m的井段使用存在腐蝕問題。

表2 溫度、壓力和CO2分壓隨井深變化

3.3 油管內壁氧化皮的影響

由于氧化皮存在一定吸濕性，加之氧化層覆蓋不完整，存在孔洞和破裂等現象，當腐蝕條件具備時，會在氧化皮位置形成典型的大陰極小陽極結構，促進局部腐蝕的發生和發展[3]。進口油管內壁經過了噴砂處理，內壁沒有氧化皮，所以沒有腐蝕。國產油管內壁沒有經過噴砂處理，內壁有氧化皮，所以腐蝕嚴重。

3.4 泥漿附著物的影響

在井深0～1 502.42 m井段，進口S13Cr110油管內壁非常清潔，無泥漿附著；從2 500 m井深以下開始出現明顯的泥漿附著，且隨井深越深，泥漿附著越嚴重；在6 117.21～6 505.03 m井段，國產S13Cr110油管泥漿附著尤為嚴重。

在井筒的酸性環境下, 油管內壁附著的泥漿會呈現出良好的吸濕性和凝固膠結性, 伴隨環境氣氛和干濕交替等, 泥漿會通過保持水分、凝聚腐蝕介質和構成有利于誘導局部腐蝕的特殊結構影響其下材料的腐蝕行為。并且隨著井深增加，井筒溫度也隨之增加，使得腐蝕加速進行[4-5]?？傊酀{附著會明顯促進點蝕的發生及發展。

3.5 油管接頭內倒角形狀和粗糙度對腐蝕的影響 油管特殊螺紋接頭是按照內平而設計的，但為了保證內外螺紋接頭的配合精度，內、外螺紋接頭扭矩臺肩部位均設計有內倒角，即螺紋接頭連接之后在該位置存在較小的結構變化，當高壓天然氣從此流過時會產生紊流，最終會導致在該部位產生腐蝕集中。接頭臺肩部位內倒角越大，內倒角表面越粗糙，該部位腐蝕集中就越嚴重[6-8]。

該油田對另外一口高壓氣井起出油管外螺紋接頭檢查分析結果表明：534.47～4 408.77 m和489.24～18.71 m井段的63根油管外螺紋接頭臺肩內倒角沒有腐蝕。在4 399.09～ 499.29 m井段，404根油管中81根油管外螺紋接頭臺肩內倒角腐蝕，見圖9，占該井段油管數量的20.0%；在2 621.79～1 625.19 m井段， 103根油管中61根油管外螺紋接頭臺肩內倒角腐蝕，占該井段油管數量的59.2%[9]。

圖9 另外一口井在井深2 967.53 m位置第172根油管外螺紋接頭臺肩內倒角腐蝕形貌Fig. 9 The corrosion morphology at male connector tubing shoulder fillet of No.172 tubing at depth of 2 967.53 m in another well

為了防止特殊螺紋接頭油管在內外螺紋接頭內倒角位置產生腐蝕集中[10-16]，該油田要求油管特殊螺紋接頭臺肩部位內倒角與軸線夾角≤5°，內倒角表面粗糙度Ra≤6.3。

該井所用油管外螺紋接頭內倒角尺寸和粗糙度符合該油田技術要求，但國產油管管體內壁粗糙，且存在折疊缺陷和氧化皮。在1 668.21～4 490.88 m井段，油管內壁有氧化皮且部分脫落，管體已經產生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺肩內倒角并沒有腐蝕見圖4(a)。這充分證明，減小特殊螺紋接頭內倒角角度，提高內倒角表面精度，均有利于減緩油管接頭內倒角位置腐蝕集中。

4 結論

(1) 在井深0～1 502.42 m井段油管經過了內壁噴砂處理，油管沒有腐蝕。

(2) 在井深1 668.21～4 490.88 m井段油管沒有經過內壁噴砂處理，雖然油管管體內壁已經產生腐蝕坑，但外螺紋接頭臺肩內倒角并沒有腐蝕。說明減小油管特殊螺紋接頭內倒角角度，提高內倒角表面精度，均有利于減緩接頭內倒角位置腐蝕集中。

(3) 在井深4 501.15～6 067.36 m井段油管沒有經過噴砂處理，油管外螺紋接頭內倒角及油管管體內壁均有垢下腐蝕；在6 117.21～6 552.88 m井段，油管內壁垢下腐蝕嚴重。說明提高油管內表面精度，也可以提高油管腐蝕抗力。

(4) 導致腐蝕的介質主要有CO2、水、硫和磷等。

(5) 該種S13Cr油管在井深大于1 500 m(87.69 ℃)的氣井使用存在腐蝕問題。

[1] Lü S L,XIANG J M,CHANG Z L,et al. Analysis of premium connection downhole tubing corrosion[J]. Material Performance,2008,5:66-69.

[2] 呂拴錄，相建民，常澤亮，等. 牙哈301井油管腐蝕原因分析[J]. 腐蝕與防護,2008，29(11)：706-709.

[3] 張華民,齊公臺. 鋼鐵表面高溫氧化皮對基體鋼腐蝕的影響[J]. 材料保護,1995,6.

[4] 畢洪運,于杰,趙鵬,等. G105鉆桿腐蝕失效分析[J]. 理化檢驗-物理分冊,2005，41(6)：304-306.

[5] 齊慧濱,杜翠薇,李曉剛，等. 濕熱環境中堿性泥漿附著下鍍鋅鋼板的腐蝕行為[J]. 金屬學報,2009，45(3)：338-344.

[6] 呂拴錄. 特殊螺紋接頭油套管選用注意事項[J]. 石油技術監督,2005,21(11):12-14.

[7] 呂拴錄，韓勇. 特殊螺紋接頭油,套管使用及展望[J]. 石油工業技術監督,2003,3:1-4.

[8] 呂拴錄，駱發前，陳飛，等. 牙哈7X-1井套管壓力升高原因分析[J]. 鉆采工藝，2008，31(1)：129-132.

[9] 呂拴錄，李元斌，王振彪，等. 某高壓氣井13Cr油管柱泄漏和腐蝕原因分析[J]. 腐蝕與防護，2010，31(11)：902-904.

[10] Lü S L，ZHANG G Z. Analysis of N80 BTC downhole tubing corrosion[J]. Material Performance,2004，43(10)：35.

[11] 呂拴錄,趙國仙,王新虎,等. 特殊螺紋接頭油管腐蝕原因分析[J]. 腐蝕與防護，2005,26(4):28.

[12] 呂拴錄，駱發前，相建民，等. API油管腐蝕原因分析[J]. 腐蝕科學與防護技術，2007,5:64-66.

[13] 呂拴錄,相建民,常澤亮,等. 牙哈301井油管腐蝕原因分析[J]. 腐蝕與防護,2008，29(11)：706-709.[14] 袁鵬斌,郭生武,呂拴錄. 低合金高強度油管應力導向氫致開裂腐蝕失效分析[J]. 腐蝕與防護，2010，31(5):407-410.

[15] 張福祥,呂拴錄,王振彪，等. 某高壓氣井套壓升高及特殊螺紋接頭不銹鋼油管腐蝕原因分析[J]. 中國特種設備安全，2010,26(5)：65-68.

[16] YUAN P B,GUO S W,Lü S L. Failure analysis of high-alloy oil well tubing coupling[J]. Material Performance,2010,49(8):68-71.

Corrosion Causes of Premium Connection S13Cr Tubing in a Well

Lü Shuan-lu1,2, SONG Wen-wen2, YANG Xiang-tong2, PENG Jian-xin2, HAN Yong3, ZHAO Guo-xian3, Lü Xiang-hong3, GUO Zhen-dong1, WEN Ya-xin1, ZHU Liang-liang1

(1. Material Science and Engineering Department, China University of Petroleum, Beijing 102249, China； 2. Tarim Oil Field, Korla 841000, China; 3. Xian Maurer petroleum Engineering Laboratory, Xi′an 710065, China)

In order to master the corrosion resistance of S13Cr, the corrosion status of premium connection S13Cr tubing in a well was checked, and the tubing specimens taken from different well depths were analyzed. Based on the analysis of the effects of main structure dimension and surface precision for the premium connection, well depth and corrosion medium, it was considered that the tubing corrosion degrees were not the same in different well depths, the less the tubing joint inner chamfer, the more the corrosion resistance; and the more the surface precision of tubing joint inner chamfer, the more the corrosion resistance.

tubing； premium connection； corrosion； joint inner chamfer

2014-03-16

呂拴錄(1957-),教授級高級工程師,學士,從事失效分析工作,13565769572,lvshuanlu@163.com

TG174

B

1005-748X(2015)01-0076-05