付安慶，耿麗媛，李 廣，蔡 銳，李廣山，林冠發(fā)，白真權(quán)

（1.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，西安710065；2.中國(guó)石油西部管道分公司，烏魯木齊830012；3.中國(guó)石油西部管道烏魯木齊輸油氣分公司，烏魯木齊830012）

近年來(lái)，隨著西部油田大力開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，油氣田開(kāi)發(fā)環(huán)境變得越來(lái)越苛刻，出現(xiàn)了“超深、超高溫、超高壓”的“三超”特征，加之綜合含水的上升和油井管柱服役年限的增加，腐蝕失效問(wèn)題變得越來(lái)越突出。油井管的失效影響了油氣田的正常生產(chǎn)，并且造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失，油井管的腐蝕失效不僅與管柱的設(shè)計(jì)有關(guān)，而且與酸化工藝密切相關(guān)。本工作研究了由于多次酸化引起的油管外壁嚴(yán)重點(diǎn)蝕問(wèn)題，分析了油管管體和結(jié)箍腐蝕差異性的原因。

1 油管工況

某井于2011年03月04日完井，該井于5月13日至6月1日分別進(jìn)行了6次分級(jí)酸化，酸液主要成分為15%HCl＋1.5%HF＋3%HAc，還有緩蝕劑和其他有機(jī)物成分，酸化井段主要在5 831～6 165m，該管段壓力為90MPa，溫度為120℃。6月15日起出油管發(fā)現(xiàn)封隔器下的酸化井段油管外表面發(fā)生嚴(yán)重坑蝕，如圖1所示，以點(diǎn)蝕為主，最大腐蝕坑深度約2mm，寬度最大約為15mm。接箍外表面腐蝕相對(duì)較輕，有可見(jiàn)的微小腐蝕坑。圖1（a）為剛起出時(shí)的油管，圖1（b）和圖1（c）是起出的油管在空氣中放置了一段時(shí)間后的宏觀(guān)形貌，從顏色可以判斷紅色的腐蝕產(chǎn)物主要是Fe2O3，主要是因?yàn)樵诳諝庵斜┞读艘欢螘r(shí)間腐蝕產(chǎn)物發(fā)生了氧化變成紅色的Fe2O3。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)記錄確認(rèn)該油管材質(zhì)為P110鋼，該批油管為原井隊(duì)作業(yè)后的舊油管，根據(jù)油管生產(chǎn)廠(chǎng)家人員現(xiàn)場(chǎng)檢驗(yàn)甩出的油管，特別是從現(xiàn)場(chǎng)尚未使用的油管標(biāo)識(shí)判斷，該批油管為非原出廠(chǎng)油管，主要表現(xiàn)在接箍上的標(biāo)識(shí)與廠(chǎng)家的標(biāo)準(zhǔn)出場(chǎng)標(biāo)識(shí)不一致，且接箍部位有處理的痕跡。本工作主要研究油管管體外壁發(fā)生嚴(yán)重點(diǎn)蝕的原因以及油管管體和接箍腐蝕的差異性。

圖1 油管管體及接箍外壁宏觀(guān)腐蝕形貌

2 失效管段測(cè)試分析

2.1 化學(xué)成分分析

依據(jù)ASTM A751-2008，采用ARL 4460直讀光譜儀對(duì)油管管體和接箍的化學(xué)成分進(jìn)行取樣分析，結(jié)果見(jiàn)表1。從分析結(jié)果可以看出管樣化學(xué)成分符合API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.2 金相組織分析

對(duì)油管和接箍取樣，依據(jù)GB／T 13298-1991，ASTM E45-2005和ASTM E112-1996進(jìn)行金相組織、晶粒度、非金屬夾雜物檢驗(yàn)，檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表2。從分析結(jié)果可見(jiàn)，管體組織均勻且無(wú)異常、晶粒細(xì)小，無(wú)超尺寸夾雜物，組織為回火索氏體，如圖2（a）所示；接箍組織均勻且無(wú)異常、晶粒比油管管體更為細(xì)小，無(wú)超尺寸夾雜物，組織為珠光體和鐵素體，如圖2（b）所示。

2.3 硬度檢測(cè)

依據(jù)ASTM E18-2008對(duì)油管管體和接箍試樣進(jìn)行硬度檢測(cè)，結(jié)果見(jiàn)表3。

2.4 腐蝕形貌及腐蝕產(chǎn)物成分分析

對(duì)油管管體及接箍腐蝕嚴(yán)重部位進(jìn)行局部取樣，采用掃描電鏡和能譜分析儀對(duì)腐蝕表面進(jìn)行微觀(guān)形貌觀(guān)察和成分分析。圖3為油管管體的微觀(guān)腐蝕形貌，可以看出，試樣表面有明顯的腐蝕坑。表4為油管管體試樣腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果，由分析結(jié)果可見(jiàn)，腐蝕產(chǎn)物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素，含有少量的錳元素。圖4為油管接箍的微觀(guān)腐蝕形貌，表5為油管接箍試樣表面腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果，腐蝕產(chǎn)物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素。

表1 油管管體和接箍化學(xué)成分分析結(jié)果 %

表2 油管管體和接箍金相組織檢測(cè)分析結(jié)果

圖2 油管管體及接箍金相組織

表3 油管管體和接箍硬度檢測(cè)結(jié)果

2.5 電化學(xué)測(cè)試分析

分別在油管管體和接箍失效管樣上取樣制備電化學(xué)試樣，采用美國(guó)PerkinElmer公司M273型恒電位儀在15%HCl＋1.5%HF＋3%HAc溶液中進(jìn)行開(kāi)路電位、動(dòng)電位掃描（掃描速率為0.5mV·s-1）和電化學(xué)阻抗譜測(cè)試（頻率范圍：10kHz～0.01Hz）。測(cè)試工作電極為失效管體和接箍（電極尺寸為1cm×1cm），對(duì)電極為石墨電極，參比電極為飽和甘汞電極（SCE），測(cè)試結(jié)果如圖5、圖6和圖7所示。結(jié)果表明，在測(cè)試條件下，油管管體的開(kāi)路電位明顯負(fù)于接箍的開(kāi)路電位，電位差在-65mV左右，根據(jù)電偶腐蝕發(fā)生的電位條件（電位差＞50mV）可以判斷，從熱力學(xué)角度來(lái)講該油管和接箍存在發(fā)生電偶腐蝕的可能性。從圖5的極化曲線(xiàn)形狀可以判斷，油管管體和接箍在鹽酸溶液中受活化極化控制，從表6中的極化曲線(xiàn)擬合結(jié)果可以看出油管管體的腐蝕速率是接箍腐蝕速率的2.5倍。圖6為油管管體和接箍的交流阻抗測(cè)試結(jié)果，根據(jù)擬合結(jié)果可以算出接箍的腐蝕電阻是管體的4.7倍。

圖3 油管管體表面微觀(guān)腐蝕形貌及能譜分析結(jié)果

表4 油管管體腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果

圖4 接箍表面微觀(guān)腐蝕形貌及能譜分析結(jié)果

表5 接箍腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果

表6 失效油管管體和接箍腐蝕電化學(xué)參數(shù)

3 腐蝕原因綜合分析

按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)該井P110油管失效管段進(jìn)行檢測(cè)分析的結(jié)果表明，油管及接箍的化學(xué)成分符合API Spec 5CT相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求，油管和接箍的化學(xué)成分、金相組織、硬度和電化學(xué)腐蝕性能均有一定的差異。油管管體和接箍的宏觀(guān)形貌、微觀(guān)形貌及金相分析的結(jié)果表明，失效管樣以外壁腐蝕為主，腐蝕特征為點(diǎn)（坑）蝕。能譜分析結(jié)果表明，油管管體和接箍表面腐蝕產(chǎn)物主要含有鐵、碳、氧、硫等元素，只是微量元素的含量有一定差異。

表7為該井地層水以及H2S、CO2成分含量表，從表中可以看出井下地層水的礦化度及高濃度氯離子，天然氣中含有一定量的CO2和H2S。結(jié)合油管表面的腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果可以判斷，油管腐蝕過(guò)程發(fā)生了CO2和H2S電化學(xué)腐蝕，腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3和FeS［1-4］。

表7 井下地層水及腐蝕性氣體成分含量表

該井油管在下井一個(gè)多月后發(fā)生嚴(yán)重的外壁腐蝕，結(jié)合其生產(chǎn)工藝，可以判斷油管外壁嚴(yán)重腐蝕主要是由于多次酸化求產(chǎn)過(guò)程中殘酸腐蝕造成的。殘酸相對(duì)于鮮酸濃度有所降低，但其腐蝕性卻是鮮酸幾倍甚至數(shù)十倍，主要是因?yàn)楹芯徫g劑的鮮酸在擠入地層后，緩蝕劑被巖層礦物吸附［5］。綜合分析，井下油管管體外壁發(fā)生嚴(yán)重坑蝕主要因素是酸化過(guò)程殘酸反排階段的殘酸液和地層水中的高濃度氯離子，其次CO2和H2S也促進(jìn)了腐蝕發(fā)生。

油管和接箍的外表面處于相同的工況環(huán)境，理論上兩者的腐蝕特征應(yīng)當(dāng)比較接近，但是從現(xiàn)場(chǎng)失效的管樣可以看出差異較大。從油管生產(chǎn)廠(chǎng)家對(duì)現(xiàn)場(chǎng)油管接箍的標(biāo)識(shí)判別，結(jié)合實(shí)驗(yàn)室油管和接箍的化學(xué)成分、金相組織、硬度和電化學(xué)性能的差異，可以判定使用的舊油管管體和接箍材質(zhì)不匹配。

4 結(jié)論及建議

4.1 結(jié)論

（1）檢測(cè)分析結(jié)果表明，油管管體及接箍的化學(xué)成分符合API Spec 5CT相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求，油管和接箍的化學(xué)成分、金相組織、硬度和電化學(xué)性能都存在一定的差異。

（2）油管管樣以外腐蝕為主，腐蝕特征為點(diǎn)（坑）蝕，嚴(yán)重坑蝕主要因?yàn)樗峄^(guò)程殘酸反排階段的殘酸液和地層水中的高濃度氯離子，其次CO2和H2S也促進(jìn)了腐蝕發(fā)生。

4.2 建議

（1）該油管的外壁嚴(yán)重腐蝕可能是由于酸化工藝所致，建議嚴(yán)格控制酸化次數(shù)及酸化作業(yè)時(shí)間，避免酸液停留時(shí)間過(guò)長(zhǎng)導(dǎo)致油管發(fā)生腐蝕。

（2）在完井作業(yè)中，建議使用生產(chǎn)廠(chǎng)家的原裝油管，對(duì)于計(jì)劃使用修復(fù)后的舊油管，應(yīng)當(dāng)在使用前對(duì)修復(fù)的舊油管進(jìn)行抽檢性能測(cè)試，包括力學(xué)性能、密封性能和耐腐蝕性能等。

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