海上某生產井油管腐蝕穿孔失效分析

李 想* 馮電穩 楊中娜 楊 陽 徐振東

（1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 2.中海油(天津)管道工程技術有限公司 3.中海石油(中國)有限公司天津分公司）

0 引言

某油田生產井于2010 年4 月18 日上線，生產層位為L58-L100，生產厚度為75.7 m，初期產液量為418 L/d，其中含水5%（質量分數，下同），生產壓差為2.75 MPa。2011 年到2017 年區間采出液含水率逐年增加，最終增至含水91%。 2019 年3 月10 日，計劃實施油井zone#1&4 分酸，通井至632 m 遇阻，懷疑有垢，啟泵反洗井，再次通井至348 m 遇阻，取消酸化作業。2019 年8 月17 日，生產關斷恢復后吸入口壓力上漲，并且井口壓力增至6.1 MPa，停井檢查油嘴發現大量垢片。2020 年11 月11 日，開始出現吸入口壓力上漲現象，由3.6 MPa 上漲至8.7 MPa,連續兩次大排量洗井無效果，井口憋壓，油壓上升緩慢，分析為管柱泄漏。2021 年1 月該井更換井下管柱，在起出管柱過程中，發現電潛泵以上附近管柱存在腐蝕穿孔。該穿孔油管位于井深1 651 m 處。已知該井井深為2 264.65 m,最大井斜深度為 986.64 m,井斜角度為 58.270°,另該油井氣相CO2體積分數為0.63%～2.02%，氣相中投產初期不含H2S，根據近一年內數據測可知，H2S 體積分數一般控制在30×10-6左右。

選取該腐蝕穿孔油管和一根附近對比(未腐蝕，位于井下1 600 m)油管帶回試驗室進行失效分析。通過宏觀分析及測量、材質分析、水質分析、腐蝕產物分析及微觀分析等試驗方法，查明沒管的失效原因，為了預防后續管柱發生類似問題制定有效的預防或改進措施。

1 宏觀分析及測量

對腐蝕油管外壁進行觀察后可知，外壁腐蝕特征不明顯，其表面覆蓋一層油污，整根管道存在 2 處穿孔，且呈長條狀，孔邊緣較平整，穿孔處附近的表面附著了一層紅褐色腐蝕產物，其他位置未見明顯腐蝕，如圖1 所示。

圖1 腐蝕穿孔油管外壁形貌圖

對油管進行縱向解剖，進一步觀測油管的內壁腐蝕特征，穿孔內壁一側存在不連續的呈黃褐色潰瘍狀腐蝕形貌，其中部分段內壁覆蓋一層較薄的黑色垢層，且有些位置表面附著一些粒徑較大的沙粒，拭去表面附著物，可以清晰地看到呈線性分布的腐蝕凹坑，腐蝕凹坑大小不一，呈點狀或者串狀分布排列，仔細觀察縱切面的邊沿，可以看到在穿孔點附近縱切面上有黑色較小的腐蝕凹坑，而其余位置的縱切面的腐蝕凹坑相對較少；另穿孔處的對側只有黑色垢層，沒有發現有點狀的腐蝕凹坑，詳見圖2。由此推斷該穿孔油管為內腐蝕[1-2]。

圖2 腐蝕穿孔油管內壁形貌圖

對比油管外壁存在一層油污，且未發現明顯的缺陷腐蝕，對該管進行縱向解剖，可見其內表面相對平整均勻，其內表面布滿黑色油污，拭去表層油污，沒有明顯的腐蝕現象。觀察縱切面，未發現明顯的腐蝕凹坑等。沿軸向觀察，整根油管有個別位置存在點狀類似泥沙的物質，未發現規律性。 未腐蝕油管內壁形貌如圖3 所示。

圖3 未腐蝕油管（對比管）內壁形貌圖

2 材質分析

2.1 化學成分分析

采用SPECTROLABLAVM11 直讀光譜儀分別對兩根油管的化學成分進行分析，檢測標準為ASTMA751-14a《鋼制品化學分析標準試驗方法、試驗操作和術語》，檢測結果可見表1。由表1 可見，化學成分均滿足API Spec5CT-2018《套管和油管規范》中對L80 材質要求。

表1 油管化學成分分析結果（質量分數） %

2.2 洛氏硬度檢測分析

采用R574 洛氏硬度試驗機分別對2 根油管環形試樣進行硬度試驗，檢測位置可見圖4，試驗結果可見表2。由結果可知，2 根油管的洛氏硬度均滿足APISpec5CT 對L80 材質要求。

表2 油管試樣洛氏硬度試驗結果（HRC）

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 Determiningthe Inclusion Content of Steel”。金相檢驗結果顯示腐蝕油管與對比油管基體組織均為回火索氏體，均未見明顯的非金屬夾雜物和帶狀組織，如圖5 所示。

圖5 油管金相組織分析結果

3 水質分析

3.1 離子組成測試分析

從平臺進行水質取樣進行水質離子測試分析，檢 測 項 目 為：Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Ba2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、I-、Br-、Sr2+、Fe2+和Fe3+，離子檢測結果如表3 所示，水質pH 為6.55。

表3 水質分析結果

3.2 細菌檢測

對水樣進行細菌測試，溫度為60 ℃，14 d 后細菌測試結果顯示存在一定量的SRB，細菌的數量為25 個/mL，未發現TGB，FB。SRB 菌的氫化酶可在油管鋼表面釋放出氫原子，并把硫酸根還原成硫離子，起到了陰極去極化作用，加速了油管鋼腐蝕進程[3]。具體如圖6 所示。

圖6 水質細菌測試結果

3.3 結垢趨勢預測

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

4 腐蝕產物分析

分別選取腐蝕穿孔油管及對比油管的內壁腐蝕產物進行成分分析。對試樣采用石油醚、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。XRD 分析結果表明，穿孔油管內壁的腐蝕產物主要為FeCO3，SiO2，FeS，Na3Al（SO4）3，而對比管內壁附著物為：FeCO3，Fe2Al2（SiO4）2，Fe，二者內壁均具有FeCO3。由于前期調研油井中氣相組分含量比較低，排除CO2的影響，腐蝕產物FeCO3應與水質中有關[4]。

5 微觀測試分析

對腐蝕穿孔部位內壁進行元素分析，并對穿孔油管內壁腐蝕凹坑處用石油醚進行清洗，除去內壁垢樣，對內壁凹坑處進行微區形貌分析和元素分析，凹坑底部球狀物聚集比較多，呈細菌腐蝕形貌，同時還有龜裂層以及微裂紋[5]。如圖7 所示，內壁元素主要為C、O、Fe、S、Na、Ca 等，且S 的占比相對較高，推測產物主要為FeCO3，FeS 等。

圖7 腐蝕坑底部微觀形貌

6 失效原因分析

油管的化學成分均符合API Spec 5CT 標準要求，且失效油管與對比油管的硬度測試、金相分析結果無差異。

根據宏觀分析可知，穿孔油管外部光滑平整，而內壁出現單側線性的連續腐蝕凹坑，在減薄嚴重處出現穿孔，且穿孔側發現薄的垢層，周圍存在斷續的腐蝕凹坑，凹坑內存在黏泥狀的物質，因此推測內壁存在細菌腐蝕[6-8]。

通過現場工況及井史，該生產井含水率高達85%，服役于2020 年2 月，2021 年 1 月更換管柱過程中發現腐蝕穿孔現象。腐蝕穿孔油管位于深度 1 651 m，其電潛泵吸入口深度為1 702.354 m，流體通過電潛泵加壓后向上進入油管，流態也逐漸趨于穩定，含砂流體在隨管柱往上采出過程中，粒徑較大且重量比較大的顆粒等懸浮沉淀物，會逐漸在油管底部沉積（最大井斜深度為986.64 m，井斜角度為58.27°），這可以通過1 651 m 穿孔油管比1 600 m未穿孔油管沉積物明顯更多這一現象來證實，也說明在當前流速（0.21～0.46 m/s）條件下，穿孔油管所在的位置更有利于泥沙等物質沉積和聚集，使得腐蝕性介質滯留，發生沉積物下腐蝕，且該沉積環境有利于SRB 細菌等微生物繁殖，SRB 菌會顯著增加陰陽極反應速率，SRB 生物膜的不均勻性導致的電偶效應也會引起局部腐蝕。另據研究表明：SRB 含有一種氫化酶,能利用在陽極區產生的氫將硫酸鹽還原成H2S,在厭氧電化學腐蝕過程中,可起到陰極去極化劑的作用,從而加速金屬腐蝕[9]。

另根據穿孔油管內部腐蝕產物的XRD 結果，并結合凹坑內EDS 分析可以看出，內壁主要有腐蝕產物為FeCO3、FeS，而未穿孔油管內壁產物未發現有FeS。FeS 為 H2S 腐蝕或細菌腐蝕的代表性腐蝕產物，而根據調研相關氣體檢測資料，H2S 氣體含量較低，推斷細菌腐蝕可能性比較大。結合前期工況及管柱結構信息，推測該油管是因沉積物下腐蝕和細菌腐蝕共同作用下造成的腐蝕穿孔。

7 結語

根據檢測結果可知：

（1）油管的化學成分滿足API 5CT 標準中對L80油管的要求；

（2）油管腐蝕穿孔是由于內腐蝕所致，油管主要是因沉積物下腐蝕和細菌腐蝕共同作用造成局部腐蝕穿孔。

綜合以上分析，針對油管防腐措施提出以下建議：

（1）對泵吸入口附近管柱內部進行定期除垢除砂，減少污垢等腐蝕性介質沉積；

（2）優化采油系統內定期投加化學藥劑，如殺菌劑、阻垢劑等，注意配伍性，并控制周邊油田注入水中的細菌含量。

（3）提高采油管柱易腐蝕區域的耐蝕性，建議在特殊部位采用耐蝕合金鋼或采用鍍層技術對油管內外表面進行化學鍍、電鍍等工藝，從而提高油管的防腐性能[10]。