某生产井油管腐蚀穿孔的原因

童远涛，杨阳，杨中娜，王骅钟(.中海石油(中国)有限公司海南分公司，海南 海口 5703；.中海油(天津)管道工程技术有限公司，天津 30045)

0 引言

某生产井采用8-1/2″井眼完钻，在7″尾管中下入4-1/2″POROMAX 300微米筛管，采用Halliburton Stack Pack防砂工具对Zone 1# ～ Zone 5#进行压裂充填防砂完井。该井下入井下机组：工程技术中心89级BE4200电潜泵，2个540系列保护器，1节562系列电机(272HP, 2340V, 70A at 60Hz)、Zenith E7 井下传感器。无Y-tool，泵上未安装有单流阀。

2018年9月4日该上线，初期产液量518 m3/d，产油252 m3/d，含水51%，生产压差1.06 MPa。2019年2月，该井泵效开始明显下降，分析怀疑泵内结垢造成效率下降。2019年7月9日，对该井进行环空补水生产，尝试冲洗机组电泵，提高泵效，效果不明显。进行换大泵作业。2020年1月17日，该井吸入口压力明显上涨，产液量下降，多次提频尝试增加生产压差，不见效，后经上提管柱作业，发现井下深度深1 476 m处油管存在1处穿孔，已知该井最大井斜深度为1 460.81 m，井斜角度为76.29°，腐蚀穿孔油管位于最大井斜位置以下，且紧邻最大倾斜位置。

为寻找油管发生腐蚀穿孔的原因，取回腐蚀穿孔油管至陆地实验室进行分析，通过检测并分析出本次油管腐蚀穿孔的原因，为预防后续油管发生类似问题制定行之有效的预防或改进措施。

1 实验方法

1.1 宏观分析

对失效油管穿孔位置内外壁表面进行清洁，保持表面无油污，采用游标卡尺进行孔尺寸测量，对比观察油管的内外壁宏观腐蚀形貌及特征，并用数码相机进行记录。

1.2 材质分析

从失效油管管体上取样，采用SPECTROLABLAVM11直读光谱仪对其化学成分进行分析，采用R574洛氏硬度试验机对油管环形试样进行硬度试验；采用Observer A1m金相倒置显微镜观察试样的金相显微组织。

1.3 水质分析

从平台进行水质取样，返回陆地实验室进行离子测试，检 测 项 目 为：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的浓度；对水样进行SRB、TGB、FB细菌测试，实验温度为60 ℃，实验周期为14 d；根据水质分析结果，结合现场工况，参考SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》标准，对注入生产水进行结垢趋势进行预测。

1.4 腐蚀产物分析

采用石油醚、酒精溶解除油、过滤、干燥处理后进行XRD测试，扫描角度2θ：3～80°，采样步宽为0.02，波长λ=1.540 56 nm。利用Search-Match软件并结合EDS的结果，对腐蚀产物进行成分分析。

1.5 微观分析

采用Zeiss EVO 18扫描电镜与Oxford能谱仪对腐蚀穿孔部位内壁与内壁其他腐蚀坑进行微区化学成分分析，与腐蚀产物的元素成分进行对比分析。

2 结果与讨论

2.1 宏观分析

对腐蚀油管外壁形貌进行观测，外壁腐蚀特征不明显，表面覆盖一层油污，只存在1处穿孔，孔尺寸约为24×16 mm，孔边缘较平整，未见明显的其他腐蚀坑，穿孔周围存在少量浮锈，应为井下取出后大气环境腐蚀所致。

对油管进行纵向解剖，进一步观测油管的内壁腐蚀特征，穿孔位置内壁沿径向呈现减薄趋势，孔附近区域存在明显的黑色附着物，但孔底部无附着物，推测是由于穿孔泄漏后冲刷脱落所致，如图1所示。

图1 油管穿孔部位内壁宏观图

整体观察油管的内壁形貌，发现内壁附着物的情况从下至上呈现差异，如图2所示。从图中不难看出，油管下部管段的内壁形成一层附着物，油管两侧厚度存在差异，其中一侧存在较多的附着物结块，推测为介质流动过程中的底部位置，另一侧为顶部位置，未见结块现象。油管中部管段与下部管段情况类似，但附着物层的厚度有所增加，腐蚀穿孔位置也位于油管中部管段的底部，底部其他位置也存在明显的附着物结块，顶部未发现结块现象。

图2 油管整体内壁宏观图

油管上部管段出现明显垢层，使得油管流通内径显著缩小，该垢层比中部管段的垢层厚度增加，两垢层之间分界线明显，如图2中红色标注所示。

进一步观察油管中部管段的附着物结块，均位于油管底部位置，如图3所示，清除附着物结块后，底部存在明显的腐蚀坑，符合垢下腐蚀特征[1]；而去除其他非结块位置的附着物层后，只存在轻微的均匀腐蚀特征，如图4所示。

图3 油管中部管段内壁结块位置宏观图

图4 油管中部管段内壁非结块位置宏观图

进一步观察油管上部管段的垢层，如图5所示，清除部分垢层后，发现底部某些位置存在明显腐蚀坑，见图中标注位置，符合垢下腐蚀特征。

图5 油管上部管段内壁垢层宏观图

综合以上分析，油管外壁未见明显腐蚀，油管的上部管段与下部、中部管段之间的内壁结垢形式存在差异。下部、中部管段的内壁底部多处存在附着物结块，结块下明显腐蚀坑，符合垢下腐蚀特征，上部管段垢层较厚且同样存在垢下腐蚀，推测垢层差异可能与油管处于井斜最大位置有关，因流速存在变化，对结垢趋势造成影响。

2.2 材质分析

从油管管体上取样，按照API Spec 5CT标准对L80油管的技术要求，判断材质合格性。因油管内外壁均存在一定的腐蚀，加工后的试样会存在缺陷，导致数据不准确，所以只选取了化学、硬度和金相试样进行试验。

2.2.1 材质化学成分

采用SPECTROLABLAVM11直读光谱仪对油管的化学成分进行分析，检测标准为ASTM A751-14a Standard Test Methods,Practices, and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products，检测结果如表1所示。可见化学成分满足API 5CT标准要求。

表1 油管化学成分分析结果 单位：w%

2.2.2 硬度测试

采用R574洛氏硬度试验机对油管环形试样进行硬度试验，检测位置如图6所示，检测标准为ASTM E18-19 Standard Test Methods for Rockwell Hardness of Metallic Materials1, 2，试验结果如表2所示，油管满足API 5CT标准中对L80钢的硬度要求。

图6 硬度试样

表2 油管试样洛氏硬度试验结果(HRC)

2.2.3 金相分析

采用ZEISS Observer A1m金相倒置显微镜对油管管体取样进行金相分析，检测标准为：GB/T 13298-2015金属显微组织检验方法、ASTM E45-18 Standard Test Methods for Determining the Inclusion Content of Steel。金相检验结果如表3所示，可见油管基体组织为回火索氏体，如图7(a)所示，晶粒度为9.5级，无带状组织，存在D类厚系超尺寸夹杂物，最大直径17.83 μm，如图7(b)所示。

图7 金相分析结果

表3 金相检验结果

2.3 水质分析

2.3.1 离子组成分析

从平台进行水质取样，返回陆地实验室进行离子测试，检测项目为：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的浓度，离子检测结果如表4所示。

表4 离子组成分析结果

2.3.2 细菌检测

对水样进行细菌测试，温度60 ℃，14 d后细菌测试结果显示，未检测出SRB、TGB、FB，说明本次送检水样细菌测试合格。

2.3.3 结垢趋势预测

根据表4的水质分析结果，结合现场工况，参考SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》标准，对注入生产水进行结垢趋势进行预测，结果显示该注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3结垢趋势。

2.4 腐蚀产物分析

2.4.1 腐蚀产物取样

选取油管穿孔位置和结块位置的内壁腐蚀产物或垢样进行取样分析，腐蚀产物或垢样信息如表5所示。

表5 腐蚀产物取样位置一览表

2.4.2 XRD结果

根据XRD分析图谱，分析7组腐蚀产物或垢样成分，结果如表6所示。

表6 腐蚀产物或垢样成分

综合以上数据结果进行分析，油管内壁腐蚀产物主要以FeCO3、FeS形式存在，垢层表面还存在Na2SO4，靠近管壁腐蚀产物主要为FeCO3成分，FeCO3为Fe与水中HCO3-或CO32-反应所得，FeS主要为H2S或含硫有机物腐蚀所致。

2.5 微观分析

针对腐蚀穿孔部位内壁进行元素分析，同时选取一处腐蚀坑底部进行检测，标注说明如表7所示，检测位置如图8、图9所示。元素检测结果显示，穿孔位置坑内及附近腐蚀产物元素主要为C、O、Fe、Na、S，推测主要为FeCO3、FeS，可能还含有少量NaCl、Na2SO4，而内壁腐蚀坑内及附近腐蚀产物主要元素为C、O、Fe、S，推测主要为FeCO3、FeS，与穿孔位置基本吻合。

表7 检测位置说明

图8 腐蚀穿孔内壁局部形貌图

图9 内壁腐蚀坑局部形貌图

3 腐蚀原因分析

油管的化学成分、硬度满足API 5CT标准要求，组织内存在D类厚系超尺寸夹杂物，会使腐蚀在夹杂物的位置优先发生。

油管内介质含水率51%，油水介质采出过程中，水质结垢并优先附着沉积在油管内壁底部(本次管体中部、下部内壁固体结块附着均存在一定的方向性，与此相吻合)。由于结垢的分布不均和致密性差异，在内壁底部某些位置优先发生了较严重的垢下腐蚀，最终导致腐蚀穿孔[2-3]。

本次腐蚀穿孔的油管位于最大井斜位置以下，但紧邻最大井斜位置，可能会引起管体内介质的流速变化，进而影响结垢趋势[4-5]，所以腐蚀穿孔油管管体上部位置的内壁结垢形式与中、下部差异较大，结垢量大幅增加，且同样存在垢下腐蚀。

4 结语

4.1 结论

(1)油管的化学成分、硬度均满足API 5CT标准要求；(2)腐蚀穿孔油管内壁上部比中、下部结垢形式存在差异，可能与油管紧邻最大井斜位置有关；(3)油管内壁上部整体结垢明显，存在垢下腐蚀，中、下部位的内壁结垢较少，但结垢会优先附着沉积在底部位置，局部附着固体结块，发生垢下腐蚀，最终导致油管腐蚀穿孔。

4.2 建议

(1)建议管柱的选材阶段，结合材料的耐蚀性实验进行综合评价；(2)定期向采油系统井底投加药剂，如：杀菌剂、防垢剂，硫化氢抑制剂等，控制采出液的硫化氢含量，减少结垢量。