摘 要:在某注水井油管起出井下管柱作業(yè)過程中發(fā)現其存在穿孔。采用宏觀觀察、化學成分 分析、硬度測試、金相檢驗、力學性能測試、附著物分析、結垢預測及細菌檢測、能譜分析、腐蝕模擬 試驗等方法,分析了油管穿孔的原因。結果表明:油管受到井下工況環(huán)境與注入水介質成分的影 響,在其內壁形成并附著了 CaCO3,BaSO4 等垢層,形成了垢下腐蝕環(huán)境;在 Cl - 、還原菌的雙重作 用下,局部敏感區(qū)域的垢下腐蝕不斷加劇,最終導致該油管發(fā)生了腐蝕穿孔。
關鍵詞:井下管柱;腐蝕穿孔;腐蝕模擬試驗;垢下腐蝕
中圖分類號:TG178;TG115.5 文獻標志碼:B 文章編號:1001-4012(2022)09-0066-05
某 注 水 井 在 進 行 換 管 柱 作 業(yè) 前 日 配 注 量 為 1080m 3,井口壓力為14.3 MPa,套壓為8 MPa,日 注水量為 540 m 3,注水方式為海水 + 生產污水混 注,管柱采用88.9mm(外徑)的 N80油管,油管采 用的是淬火+回火處理工藝。2020年3月,該井在 起出管柱過程中,發(fā)現井下深度3341m 處油管存 在穿孔現象。為查明該油管發(fā)生穿孔的原因,對該 穿孔油管進行理化檢驗及分析,并為預防后續(xù)管柱 發(fā)生類似問題制定了有效的措施。
1 理化檢驗
1.1 宏觀觀察
從現場共回收油管2根,分別標號為1 # ,2 # , 其中1 # 油管未發(fā)現穿孔失效,為對比樣管,位于井 下深度 3350m 處;2 # 油管為穿孔失效管,位于井 下深度3341m 處,兩根油管處于同一個注水層位。
觀察1 # ,2 # 油管外壁,發(fā)現1 # 油管外壁無明顯 附著物及腐蝕缺陷[1-2],2 # 油管外壁無明顯附著物,除2處穿孔位置外,油管外壁其余表面均未發(fā)現明 顯的腐蝕缺陷,外壁穿孔部位平整(見圖1)。
沿軸向對 1 # ,2 # 油 管 進 行 縱 向 解 剖,觀 察 其 內壁形貌,1 # ,2 # 油管內壁形貌相似,均存在一層 附著物且內壁多處有明顯局部腐蝕坑,1 # 油管內 壁某些位置 雖 然 未 發(fā) 生 穿 孔,但 局 部 腐 蝕 已 非 常 嚴重,壁厚減少約90%以上[見圖2a),2b)]。2 # 油管穿孔位 置 的 內 壁 附 著 物 明 顯,穿 孔 為 局 部 腐 蝕加深所致,附 近 其 他 位 置 也 發(fā) 現 多 處 局 部 腐 蝕 坑[見圖2c),2d)]。
1.2 化學成分分析
采用直讀光譜儀對1 # ,2 # 油管進行化學成分 分析,結果如表1所示?？梢? # ,2 # 油管的化學成 分 均 滿 足 API SPEC 5CT—2018 Casing and Tubing 對 N80鋼的要求。
1.3 硬度測試
采用 R574型洛氏硬度試驗機對1 # ,2 # 油管進行硬度測試,測試位置如圖3所示,測試結果如表2 所示,由 表 2 可 知:1 # ,2 # 油 管 的 硬 度 未 見 明 顯 差異。
1.4 金相檢驗
對1 # ,2 # 油管分別取樣,采用 ZEISSObserver A1m 型光學倒置顯微鏡進行金相檢驗,可見1 # ,2 # 油管基體組織均為回火索氏體(見圖4),其中1 # 油 管存在 B類和 D 類夾雜物,2 # 油管存在 D 類夾雜 物,最大直徑為20.37μm(見表3和圖5)。
1.5 力學性能測試
采用ZWICKZ600 型雙立柱萬能材料試驗機 對1 # ,2 # 油管進行拉伸試驗,結果如表4所示,可 見1 # ,2 # 油管的屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率 均滿足 APISPEC5CT—2018 對 N80鋼的要求。
采用 PSW750型擺錘沖擊試驗機及 CST-50型 沖擊試樣缺口投影儀對1 # ,2 # 油管進行沖擊試驗, 沖擊試樣加工尺寸為55mm×10mm×3.3mm(長 ×寬×高),缺口類型為 V 型,刀刃半徑為8 mm,試驗溫度為0 ℃,沖擊試驗結果如表5所示,可見 1 # ,2 # 油管的沖擊性 能 均 滿 足 APISPEC5CT— 2018對 N80鋼的要求。
1.6 附著物分析
分別選取1 # ,2 # 油管內壁附著物進行成分分 析。將試樣經石油醚+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 1.54056nm,分析結果如圖6,7所示。
XRD 分析 結 果 表 明:1 # 油 管 內 壁 附 著 物 主 要為 FeCO3,CaCO3,CaAl2Si2O8,2 # 油 管 內 壁 附 著物主 要 為 FeCO3,CaSO4,CaAl2Si2O8 等,推 測 FeCO3 應 為 內 壁 腐 蝕 產 物,CaCO3,CaSO4 應 為 結垢物,而硅鋁酸鹽 類 物 質 的 存 在 應 為 地 層 中 返 砂所致。
1.7 結垢預測及細菌檢測
采用 SY/T0600—2009 《油 田 水 結 垢 趨 勢 預 測》中 的 方 法,對 該 井 注 入 水 分 別 開 展 CaCO3, CaSO4,BaSO4,SrSO4 的結垢趨勢預測,結果如表6 所示。由表6可知:注入水存在 CaCO3,CaSO4 結 垢趨勢,該結果與 XRD分析結果相符。
經 檢 測,水 樣 pH 為 7.8,采 用 SY/T0532— 2012《油田注入水細菌分析方法絕跡稀釋法》中細 菌的測試計算方法,得出該水樣存在一定量的硫酸 鹽還原菌(SRB)、無腐生菌(TGB)與鐵細菌(FB), 其中SRB的檢出數量為130個/mL。
1.8 能譜分析
選取2 # 油管內壁某一腐蝕坑進行能譜分析,從 內向外依次在油管內壁基體、內壁附著物、內壁最外 層沉積物進行取點分析,分析位置如圖8所示。由 能譜分析結果可知:油管基體主要含有 C,O,Mn, Fe等元素;內壁附著物主要含有 Fe,C,O,Cl等元 素,且 Cl元素含量(質量分數,下同)比較高,會加劇 腐蝕的發(fā)生;內壁最外層沉積物主要含有 Fe,C,O, Si,Al,Ca等元素。
1.9 腐蝕模擬試驗
為進一步研究注入水中結垢物對管材腐蝕程度 的影響,設計兩組腐蝕模擬試驗,分別定義為 A 組、B組,其中 A 組不加入油管內壁附著物,B 組加入 70g內壁附著物,試驗條件為模擬井下實際使用工 況條件,溫度為65 ℃,壓力為15 MPa,環(huán)境氣體為 N2,流速為1 m/s,試驗時間為7d,試驗水質為注 入水。
掛片試 樣 取 自 油 管 管 體,分 別 用 320 號、600 號、800號和1200號砂紙逐級打磨,將試樣清洗、除 油、冷風吹干后測量其尺寸和質量,再將試樣相互絕 緣地安裝在特制的試驗架上,放入高壓釜內的腐蝕 介質環(huán)境中。試驗結束后,將試樣放入由1L 稀鹽 酸、20g三氧化二銻及50g氧化亞錫配制的酸洗溶 液中劇烈攪拌,直至腐蝕產物被清除。將酸洗后的 試樣進行沖洗、中和處理,再沖洗、脫水后,用電子天 平稱其質量,并進行結果計算。
試樣平均腐蝕速率 Vcorr 的計算方法為
式中:Vcorr 為平均腐蝕速率;m 為試驗前試樣質量; mt 為試驗后試樣質量;S1 為試樣的總面積;t為試 驗時間;ρ為試樣材料的密度。 最大點蝕速率Vt 的計算方法為
式中:ht 為試驗后試樣表面最大點蝕深度。
試驗結果顯示:A 組試樣表面均被一層灰黑色 物質覆蓋,經能譜分析可知其主要含有 C,O,Fe,Ca 等元素,推測其中較高含量的 Ca元素來源于水質 結垢,說明水質的結垢沉積速率較快。進一步觀察 試樣表面,未見明顯點蝕坑,整體呈現均勻腐蝕特征 [見圖9a)]。將試樣酸洗并中和后,稱其質量并計 算其腐蝕速率,結果如表7所示。根據標準 Q/HS 2064—2011《海上油氣田生產工藝系統(tǒng)內腐蝕控制 及效果評價要求》中對碳鋼材料的腐蝕程度的劃分, 可知注入水環(huán)境下,A 組試樣的平均腐蝕程度為中 度腐蝕。
與 A 組試樣相比,B 組試樣均呈現點蝕特征, 且試樣 表 面 的 附 著 物 較 多。參 照 GB/T18590— 2001《金屬和合金的腐蝕 點蝕評定方法》,采用顯 微鏡觀察試樣表面點蝕分布情況并計算點蝕密度, 測量點蝕深度,計算腐蝕速率,結果如表7所示。根 據標準 Q/HS2064—2011要求中對碳鋼材料的腐 蝕程度的劃分,可知結垢物存在的環(huán)境下,B組試樣 的最大點蝕速率均為嚴重腐蝕。
2 綜合分析
油管的化學成分、硬度、拉伸性能、沖擊性能均滿 足 APISPEC5CT—2018的要求,排除由于材料問題 引起的腐蝕失效。根據宏觀形貌來看,油管外壁光 滑,無明顯附著物,內壁附著有較厚的垢層,垢層下可 見局部腐蝕坑,腐蝕坑為由內向外擴展,說明該油管 穿孔是內腐蝕導致的,且具備垢下腐蝕特征。內壁附 著物主要為 FeCO3,CaCO3,CaAl2Si2O8,判斷其主要 來源于CO2 腐蝕產物、CaCO3 結垢物、地層物質。根 據水質分析可知:注入水存在 CaCO3,CaSO4 結垢趨 勢,與垢樣分析結果相匹配,細菌檢測可見少量SRB, 會對局部腐蝕產生一定的加速作用。高溫、高壓腐蝕 模擬試驗顯示,當試樣表面附著有結垢物時,會產生 嚴重的點蝕,這也進一步驗證了油管垢下腐蝕這一結 論。該油管在長期服役過程中,受到井下工況環(huán)境與 注入水 介 質 成 分 的 影 響,油 管 內 壁 形 成 并 附 著 了CaCO3,BaSO4 等垢層,隨著油管服役時間的延長,垢 層厚度逐漸增加,最終形成了垢下腐蝕環(huán)境[3-5]。
在垢下腐蝕環(huán)境下,氧濃差電池形成,陽離子向 富氧區(qū)的陰極富集,陰離子(如 Cl - )向貧氧區(qū)的陽 極富集,Cl - 在腐蝕膜局部富集并引起點蝕,進而破 壞腐蝕膜,從而加速了油管的局部敏感區(qū)域腐蝕。 另外,水質中含有 SRB,垢下環(huán)境有利于細菌的滋 生,微生物腐蝕[6-10]也會加劇腐蝕的發(fā)生。
3 結論及建議
油管受井下工況環(huán)境與注入水介質成分的影響, 內壁形成并附著了 CaCO3,BaSO4 等垢層,形成垢下 腐蝕。在Cl - 和SRB的雙重作用下,局部敏感區(qū)域的 垢下腐蝕不斷加劇,最終導致油管發(fā)生了腐蝕穿孔。
建議 定 期 對 水 質 進 行 細 菌 檢 測,包 括 SRB, TGB,FB細菌等,若水質中細菌含量較高,可以在 注水管柱系統(tǒng)中投加化學殺菌劑。定期對油管清洗 除垢或者及時加入阻垢劑,減少沉積物環(huán)境在特殊 位置的留存時間,降低垢下腐蝕風險。建議井下管 柱特殊位置選用耐腐蝕的管材。
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