王金霞 楊中娜

摘要：本文主要是針對(duì)某油田平臺(tái)出井油管腐蝕失效的問(wèn)題，采用了力學(xué)性能分析、化學(xué)成分分析、宏觀分析等技術(shù)手段，并結(jié)合該出井油管的實(shí)際工況，對(duì)其失效的原因進(jìn)行了研究分析。根據(jù)理化性能分析，出井油管材質(zhì)合格，根據(jù)宏觀形貌分析和歷年分析報(bào)告，油管外壁存在均勻的CO2腐蝕，并覆蓋有單質(zhì)硫S8，局部位置可能因接觸電纜導(dǎo)致電偶腐蝕，產(chǎn)生了點(diǎn)蝕坑。

關(guān)鍵詞：CO2腐蝕 失效分析 低硫原油 S8

Study on Corrosion Failure of Well Tubing

WANG Jinxia YANG Zhongna

（CNOOC （Tianjin） Pipeline Engineering Technology Limited Company，

Tianjin， 300450 China）

Abstract： This paper is mainly aimed at the failure analysis of corrosion perforation of stainless steel liquid control line of an offshore platform. By means of macro analysis， chemical composition analysis， metallographic analysis， and combined with the actual working conditions of the stainless steel liquid control pipeline， the failure causes are analyzed. According to the analysis of physical and chemical properties， the material of well tubing is qualified. According to the analysis of macro-morphology and local composition， CO2 corrosion was uniform on the outer wall of the tubing and covered with elemental sulfur S8.

Key Words： CO2 corrosion; Failure analysis; Stainless steel; S8

1現(xiàn)場(chǎng)工況

某油田某井檢泵作業(yè)，發(fā)現(xiàn)一根出井油管腐蝕嚴(yán)重，深度位于192 ～202m，現(xiàn)場(chǎng)照片如圖1所示。同時(shí)本井電泵控制電纜外鎧皮也腐蝕較嚴(yán)重，出井電纜鎧皮，用手即可碾碎。

此井開(kāi)發(fā)完井層段L20-L100，采用壓裂充填完井方式。該井下入井下機(jī)組：77級(jí)TE4200電潛泵;1個(gè)538系列MAGS3氣體分離器;2節(jié)513系列保護(hù)器;1節(jié)E56-09 （250HP，2355V，64A）電機(jī);Zenith E7 MK2井下傳感器。

該井于2015年7月30日上線，上線后日產(chǎn)油79.5m3/d，含水10%。

2019年12月18日此井于21∶23故障停井，經(jīng)電氣人員檢查VFD報(bào)警為馬達(dá)阻轉(zhuǎn)，電氣人員測(cè)得三相直阻分別為3.7/3.7/3.7Ω，絕緣為0;轉(zhuǎn)矩設(shè)定值為0.6，調(diào)整相序嘗試反轉(zhuǎn)啟泵。22∶08反轉(zhuǎn)啟泵，啟泵失敗，VFD報(bào)警為DC LINK OC HW（中性點(diǎn)過(guò)電流故障），對(duì)變頻器進(jìn)行門(mén)極測(cè)試和參數(shù)檢查，無(wú)異常，電氣人員將轉(zhuǎn)矩設(shè)定值改為0.8，調(diào)整相序?yàn)檎D(zhuǎn)。對(duì)該井進(jìn)行環(huán)空打水沖洗19m3/h。22∶38正轉(zhuǎn)啟泵，啟泵失敗，VFD報(bào)警仍為DC LINK OC HW（中性點(diǎn)過(guò)電流故障），電氣人員測(cè)得三相直阻分別為9.6/6.4/1.5Ω，三相直阻不平衡，絕緣為0。

2 內(nèi)外壁宏觀分析

觀測(cè)腐蝕穿孔油管的外壁形貌特征，多處明顯存在大小不一的腐蝕坑，且發(fā)現(xiàn)多處明顯的類似于附著物的疙瘩腐蝕物，清除腐蝕產(chǎn)物后，覆蓋位置出現(xiàn)了明顯的非均勻腐蝕坑，符合垢下腐蝕的特征[1];縱向解剖油管后，進(jìn)一步觀測(cè)此油管的內(nèi)壁腐蝕特征[2]，從圖2中不難看出，油管內(nèi)壁未發(fā)現(xiàn)明顯的固體附著物。綜合以上分析，得出油管只存在外壁腐蝕。

3 材質(zhì)分析

按照API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ） Casing and Tubing標(biāo)準(zhǔn)中L80鋼的要求，開(kāi)展材料理化性能分析[3]。

3.1 化學(xué)成分分析

采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對(duì)油管的化學(xué)成分進(jìn)行分析，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTM A751-20《Standard Test Methods， Practices， and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products》，化學(xué)成分的檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表1。得出此油管的化學(xué)成分均滿足API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ）標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.2沖擊性能檢測(cè)

采用PSW-750擺錘沖擊試驗(yàn)機(jī)對(duì)油管進(jìn)行沖擊試驗(yàn)，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTM A370-20 《Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products》，檢測(cè)結(jié)果為74J，API 5CT-中L80要求是不小于14J。由此可得，油管的沖擊性能滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.3洛氏硬度檢測(cè)

采用R574洛氏硬度試驗(yàn)機(jī)對(duì)油管環(huán)形試樣進(jìn)行硬度試驗(yàn)，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTM E18-20 Standard Test Methods for Rockwell Hardness of Metallic Materials1，檢測(cè)結(jié)果為21.0，API 5CT中L80要求是不大于23.0。由此可得，油管硬度滿足API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ）標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.4 拉伸性能

采用ZWICK Z600雙立柱萬(wàn)能材料試驗(yàn)機(jī)對(duì)油管進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，試樣為板狀，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTM A370-20，檢測(cè)結(jié)果為屈服強(qiáng)度630MPa，抗拉強(qiáng)度740MPa，伸長(zhǎng)率24%，API 5CT中L80要求是屈服強(qiáng)度552～655MPa，抗拉強(qiáng)度不小于655MPa，伸長(zhǎng)率不小于15%[4]?？梢?jiàn)油管的屈服強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度及斷后伸長(zhǎng)率均滿足API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ）標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.5 金相分析

采用ZEISS Observer A1m金相倒置顯微鏡對(duì)油管腐蝕坑附近和遠(yuǎn)離腐蝕坑處進(jìn)行金相檢測(cè)分析，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為：GB/T 13298-2015金屬顯微組織檢驗(yàn)方法、ASTM E45-18a Standard Test Methods for Determining the Inclusion Content of Steel。金相檢驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

綜上，油管的化學(xué)成分、硬度、沖擊韌性、拉伸性能均滿足API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ）標(biāo)準(zhǔn)要求，材質(zhì)合格。油管的金相組織為回火索氏體，腐蝕坑底部未見(jiàn)明顯裂紋及脫碳現(xiàn)象。

4 失效原因分析

根據(jù)理化性能分析結(jié)果可知，此井腐蝕油管的化學(xué)成分、硬度、沖擊韌性、拉伸性能均滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求，材質(zhì)合格，排除材質(zhì)原因。

根據(jù)宏觀形貌觀察，油管外壁多處位置存在局部點(diǎn)蝕坑，坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物或垢不多。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)提供的工況信息分析如下。

（1）該平臺(tái)2016-2019年度的氣相分析報(bào)告顯示：① 油井主要腐蝕性氣體為CO2。② 隨著開(kāi)采年限增加，H2S測(cè)試含量逐漸升高，2019年部分井的H2S含量已高達(dá)200 000 mg/m3，可見(jiàn)部分采油井隨井底細(xì)菌的大量繁殖導(dǎo)致次生H2S也日益增多[5]。③ 歷年來(lái)該井的H2S含量均為0mg/m3。

（2）該平臺(tái)2016—2019年度的原油分析報(bào)告顯示：2019年，石油中硫含量為0.31%;

2017年，石油中硫含量為0.29%;2016年，石油中硫含量為0.3%。

可見(jiàn)該平臺(tái)近幾年原油中硫含量較穩(wěn)定，在0.3%左右，屬于低硫原油。原油中所含有硫化物和硫的總量稱之為原油的硫含量，其中硫化物主要是有機(jī)硫化物，少量的單質(zhì)硫和H2S。可以和金屬直接反應(yīng)生產(chǎn)硫化物叫活性硫，如單質(zhì)硫、H2S和硫醇。油管外壁附著物中存在的FeCO3為CO2的腐蝕產(chǎn)物，S8可能來(lái)源于開(kāi)采的原油，而腐蝕坑內(nèi)主要為FeCO3，坑底腐蝕產(chǎn)物中發(fā)現(xiàn)有少量Cu元素，推測(cè)局部腐蝕坑的形成可能與搭接外界金屬有關(guān)，根據(jù)日?qǐng)?bào)中提到“電纜鎧皮自井下深度30m，有多處破損”，根據(jù)管柱圖，腐蝕油管可能剛好處于該區(qū)域，因此，推測(cè)油管外壁受到均勻的CO2腐蝕[6]，并覆蓋有單質(zhì)硫S8，局部位置可能因接觸電纜導(dǎo)致了局部點(diǎn)蝕，接觸方式為點(diǎn)接觸[7]。

在電解質(zhì)溶液中，電化學(xué)性質(zhì)不同的兩種不同金屬連接后，電極電位較負(fù)的為陽(yáng)極，腐蝕速率會(huì)增大，另一個(gè)電極電位較正的金屬則是陰極，腐蝕速率會(huì)降低，導(dǎo)致電偶腐蝕[8]。因此，若電位較負(fù)的油管金屬與電位較正的電纜金屬接觸后，一旦通過(guò)電解質(zhì)（如介質(zhì)中的水）導(dǎo)通，很容易在接觸位置發(fā)生電偶腐蝕。

5結(jié)論及建議

5.1結(jié)論

（1）該井腐蝕油管的化學(xué)成分、硬度、沖擊韌性、拉伸性能均滿足API Spec 5CT-2018 （10th EDITION ）標(biāo)準(zhǔn)要求，材質(zhì)合格，排除材質(zhì)原因。

（2）油管外壁存在均勻的CO2腐蝕，并覆蓋有單質(zhì)硫S8，局部位置可能因接觸電纜導(dǎo)致電偶腐蝕，產(chǎn)生了點(diǎn)蝕坑。

5.2建議

（1）在現(xiàn)場(chǎng)操作過(guò)程中，避免電纜變形、擠壓等問(wèn)題。

（2）在服役過(guò)程中，避免電纜過(guò)負(fù)荷運(yùn)行使其過(guò)熱，導(dǎo)致絕緣老化而損壞。

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