童遠(yuǎn)濤，楊陽(yáng)，楊中娜，王驊鐘(.中海石油(中國(guó))有限公司海南分公司，海南 ?？?5703；.中海油(天津)管道工程技術(shù)有限公司，天津 30045)

0 引言

某生產(chǎn)井采用8-1/2″井眼完鉆，在7″尾管中下入4-1/2″POROMAX 300微米篩管，采用Halliburton Stack Pack防砂工具對(duì)Zone 1# ～ Zone 5#進(jìn)行壓裂充填防砂完井。該井下入井下機(jī)組：工程技術(shù)中心89級(jí)BE4200電潛泵，2個(gè)540系列保護(hù)器，1節(jié)562系列電機(jī)(272HP, 2340V, 70A at 60Hz)、Zenith E7 井下傳感器。無(wú)Y-tool，泵上未安裝有單流閥。

2018年9月4日該上線，初期產(chǎn)液量518 m3/d，產(chǎn)油252 m3/d，含水51%，生產(chǎn)壓差1.06 MPa。2019年2月，該井泵效開始明顯下降，分析懷疑泵內(nèi)結(jié)垢造成效率下降。2019年7月9日，對(duì)該井進(jìn)行環(huán)空補(bǔ)水生產(chǎn)，嘗試沖洗機(jī)組電泵，提高泵效，效果不明顯。進(jìn)行換大泵作業(yè)。2020年1月17日，該井吸入口壓力明顯上漲，產(chǎn)液量下降，多次提頻嘗試增加生產(chǎn)壓差，不見效，后經(jīng)上提管柱作業(yè)，發(fā)現(xiàn)井下深度深1 476 m處油管存在1處穿孔，已知該井最大井斜深度為1 460.81 m，井斜角度為76.29°，腐蝕穿孔油管位于最大井斜位置以下，且緊鄰最大傾斜位置。

為尋找油管發(fā)生腐蝕穿孔的原因，取回腐蝕穿孔油管至陸地實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行分析，通過(guò)檢測(cè)并分析出本次油管腐蝕穿孔的原因，為預(yù)防后續(xù)油管發(fā)生類似問(wèn)題制定行之有效的預(yù)防或改進(jìn)措施。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 宏觀分析

對(duì)失效油管穿孔位置內(nèi)外壁表面進(jìn)行清潔，保持表面無(wú)油污，采用游標(biāo)卡尺進(jìn)行孔尺寸測(cè)量，對(duì)比觀察油管的內(nèi)外壁宏觀腐蝕形貌及特征，并用數(shù)碼相機(jī)進(jìn)行記錄。

1.2 材質(zhì)分析

從失效油管管體上取樣，采用SPECTROLABLAVM11直讀光譜儀對(duì)其化學(xué)成分進(jìn)行分析，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)；采用Observer A1m金相倒置顯微鏡觀察試樣的金相顯微組織。

1.3 水質(zhì)分析

從平臺(tái)進(jìn)行水質(zhì)取樣，返回陸地實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行離子測(cè)試，檢 測(cè) 項(xiàng) 目 為：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的濃度；對(duì)水樣進(jìn)行SRB、TGB、FB細(xì)菌測(cè)試，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，實(shí)驗(yàn)周期為14 d；根據(jù)水質(zhì)分析結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況，參考SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)注入生產(chǎn)水進(jìn)行結(jié)垢趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

1.4 腐蝕產(chǎn)物分析

采用石油醚、酒精溶解除油、過(guò)濾、干燥處理后進(jìn)行XRD測(cè)試，掃描角度2θ：3～80°，采樣步寬為0.02，波長(zhǎng)λ=1.540 56 nm。利用Search-Match軟件并結(jié)合EDS的結(jié)果，對(duì)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行成分分析。

1.5 微觀分析

采用Zeiss EVO 18掃描電鏡與Oxford能譜儀對(duì)腐蝕穿孔部位內(nèi)壁與內(nèi)壁其他腐蝕坑進(jìn)行微區(qū)化學(xué)成分分析，與腐蝕產(chǎn)物的元素成分進(jìn)行對(duì)比分析。

2 結(jié)果與討論

2.1 宏觀分析

對(duì)腐蝕油管外壁形貌進(jìn)行觀測(cè)，外壁腐蝕特征不明顯，表面覆蓋一層油污，只存在1處穿孔，孔尺寸約為24×16 mm，孔邊緣較平整，未見明顯的其他腐蝕坑，穿孔周圍存在少量浮銹，應(yīng)為井下取出后大氣環(huán)境腐蝕所致。

對(duì)油管進(jìn)行縱向解剖，進(jìn)一步觀測(cè)油管的內(nèi)壁腐蝕特征，穿孔位置內(nèi)壁沿徑向呈現(xiàn)減薄趨勢(shì)，孔附近區(qū)域存在明顯的黑色附著物，但孔底部無(wú)附著物，推測(cè)是由于穿孔泄漏后沖刷脫落所致，如圖1所示。

圖1 油管穿孔部位內(nèi)壁宏觀圖

整體觀察油管的內(nèi)壁形貌，發(fā)現(xiàn)內(nèi)壁附著物的情況從下至上呈現(xiàn)差異，如圖2所示。從圖中不難看出，油管下部管段的內(nèi)壁形成一層附著物，油管兩側(cè)厚度存在差異，其中一側(cè)存在較多的附著物結(jié)塊，推測(cè)為介質(zhì)流動(dòng)過(guò)程中的底部位置，另一側(cè)為頂部位置，未見結(jié)塊現(xiàn)象。油管中部管段與下部管段情況類似，但附著物層的厚度有所增加，腐蝕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顯的附著物結(jié)塊，頂部未發(fā)現(xiàn)結(jié)塊現(xiàn)象。

圖2 油管整體內(nèi)壁宏觀圖

油管上部管段出現(xiàn)明顯垢層，使得油管流通內(nèi)徑顯著縮小，該垢層比中部管段的垢層厚度增加，兩垢層之間分界線明顯，如圖2中紅色標(biāo)注所示。

進(jìn)一步觀察油管中部管段的附著物結(jié)塊，均位于油管底部位置，如圖3所示，清除附著物結(jié)塊后，底部存在明顯的腐蝕坑，符合垢下腐蝕特征[1]；而去除其他非結(jié)塊位置的附著物層后，只存在輕微的均勻腐蝕特征，如圖4所示。

圖3 油管中部管段內(nèi)壁結(jié)塊位置宏觀圖

圖4 油管中部管段內(nèi)壁非結(jié)塊位置宏觀圖

進(jìn)一步觀察油管上部管段的垢層，如圖5所示，清除部分垢層后，發(fā)現(xiàn)底部某些位置存在明顯腐蝕坑，見圖中標(biāo)注位置，符合垢下腐蝕特征。

圖5 油管上部管段內(nèi)壁垢層宏觀圖

綜合以上分析，油管外壁未見明顯腐蝕，油管的上部管段與下部、中部管段之間的內(nèi)壁結(jié)垢形式存在差異。下部、中部管段的內(nèi)壁底部多處存在附著物結(jié)塊，結(jié)塊下明顯腐蝕坑，符合垢下腐蝕特征，上部管段垢層較厚且同樣存在垢下腐蝕，推測(cè)垢層差異可能與油管處于井斜最大位置有關(guān)，因流速存在變化，對(duì)結(jié)垢趨勢(shì)造成影響。

2.2 材質(zhì)分析

從油管管體上取樣，按照API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)對(duì)L80油管的技術(shù)要求，判斷材質(zhì)合格性。因油管內(nèi)外壁均存在一定的腐蝕，加工后的試樣會(huì)存在缺陷，導(dǎo)致數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確，所以只選取了化學(xué)、硬度和金相試樣進(jìn)行試驗(yàn)。

2.2.1 材質(zhì)化學(xué)成分

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 A751-14a Standard Test Methods,Practices, and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products，檢測(cè)結(jié)果如表1所示?？梢娀瘜W(xué)成分滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 油管化學(xué)成分分析結(jié)果 單位：w%

2.2.2 硬度測(cè)試

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)位置如圖6所示，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為ASTM E18-19 Standard Test Methods for Rockwell Hardness of Metallic Materials1, 2，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示，油管滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)L80鋼的硬度要求。

圖6 硬度試樣

表2 油管試樣洛氏硬度試驗(yàn)結(jié)果(HRC)

2.2.3 金相分析

采用ZEISS Observer A1m金相倒置顯微鏡對(duì)油管管體取樣進(jìn)行金相分析，檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)為：GB/T 13298-2015金屬顯微組織檢驗(yàn)方法、ASTM E45-18 Standard Test Methods for Determining the Inclusion Content of Steel。金相檢驗(yàn)結(jié)果如表3所示，可見油管基體組織為回火索氏體，如圖7(a)所示，晶粒度為9.5級(jí)，無(wú)帶狀組織，存在D類厚系超尺寸夾雜物，最大直徑17.83 μm，如圖7(b)所示。

圖7 金相分析結(jié)果

表3 金相檢驗(yàn)結(jié)果

2.3 水質(zhì)分析

2.3.1 離子組成分析

從平臺(tái)進(jìn)行水質(zhì)取樣，返回陸地實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行離子測(cè)試，檢測(cè)項(xiàng)目為：Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Ba2+、Sr2+、Fe2+和Fe3+的濃度，離子檢測(cè)結(jié)果如表4所示。

表4 離子組成分析結(jié)果

2.3.2 細(xì)菌檢測(cè)

對(duì)水樣進(jìn)行細(xì)菌測(cè)試，溫度60 ℃，14 d后細(xì)菌測(cè)試結(jié)果顯示，未檢測(cè)出SRB、TGB、FB，說(shuō)明本次送檢水樣細(xì)菌測(cè)試合格。

2.3.3 結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

根據(jù)表4的水質(zhì)分析結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況，參考SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)注入生產(chǎn)水進(jìn)行結(jié)垢趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)，結(jié)果顯示該注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3結(jié)垢趨勢(shì)。

2.4 腐蝕產(chǎn)物分析

2.4.1 腐蝕產(chǎn)物取樣

選取油管穿孔位置和結(jié)塊位置的內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物或垢樣進(jìn)行取樣分析，腐蝕產(chǎn)物或垢樣信息如表5所示。

表5 腐蝕產(chǎn)物取樣位置一覽表

2.4.2 XRD結(jié)果

根據(jù)XRD分析圖譜，分析7組腐蝕產(chǎn)物或垢樣成分，結(jié)果如表6所示。

表6 腐蝕產(chǎn)物或垢樣成分

綜合以上數(shù)據(jù)結(jié)果進(jìn)行分析，油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要以FeCO3、FeS形式存在，垢層表面還存在Na2SO4，靠近管壁腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3成分，F(xiàn)eCO3為Fe與水中HCO3-或CO32-反應(yīng)所得，F(xiàn)eS主要為H2S或含硫有機(jī)物腐蝕所致。

2.5 微觀分析

針對(duì)腐蝕穿孔部位內(nèi)壁進(jìn)行元素分析，同時(shí)選取一處腐蝕坑底部進(jìn)行檢測(cè)，標(biāo)注說(shuō)明如表7所示，檢測(cè)位置如圖8、圖9所示。元素檢測(cè)結(jié)果顯示，穿孔位置坑內(nèi)及附近腐蝕產(chǎn)物元素主要為C、O、Fe、Na、S，推測(cè)主要為FeCO3、FeS，可能還含有少量NaCl、Na2SO4，而內(nèi)壁腐蝕坑內(nèi)及附近腐蝕產(chǎn)物主要元素為C、O、Fe、S，推測(cè)主要為FeCO3、FeS，與穿孔位置基本吻合。

表7 檢測(cè)位置說(shuō)明

圖8 腐蝕穿孔內(nèi)壁局部形貌圖

圖9 內(nèi)壁腐蝕坑局部形貌圖

3 腐蝕原因分析

油管的化學(xué)成分、硬度滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求，組織內(nèi)存在D類厚系超尺寸夾雜物，會(huì)使腐蝕在夾雜物的位置優(yōu)先發(fā)生。

油管內(nèi)介質(zhì)含水率51%，油水介質(zhì)采出過(guò)程中，水質(zhì)結(jié)垢并優(yōu)先附著沉積在油管內(nèi)壁底部(本次管體中部、下部?jī)?nèi)壁固體結(jié)塊附著均存在一定的方向性，與此相吻合)。由于結(jié)垢的分布不均和致密性差異，在內(nèi)壁底部某些位置優(yōu)先發(fā)生了較嚴(yán)重的垢下腐蝕，最終導(dǎo)致腐蝕穿孔[2-3]。

本次腐蝕穿孔的油管位于最大井斜位置以下，但緊鄰最大井斜位置，可能會(huì)引起管體內(nèi)介質(zhì)的流速變化，進(jìn)而影響結(jié)垢趨勢(shì)[4-5]，所以腐蝕穿孔油管管體上部位置的內(nèi)壁結(jié)垢形式與中、下部差異較大，結(jié)垢量大幅增加，且同樣存在垢下腐蝕。

4 結(jié)語(yǔ)

4.1 結(jié)論

(1)油管的化學(xué)成分、硬度均滿足API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求；(2)腐蝕穿孔油管內(nèi)壁上部比中、下部結(jié)垢形式存在差異，可能與油管緊鄰最大井斜位置有關(guān)；(3)油管內(nèi)壁上部整體結(jié)垢明顯，存在垢下腐蝕，中、下部位的內(nèi)壁結(jié)垢較少，但結(jié)垢會(huì)優(yōu)先附著沉積在底部位置，局部附著固體結(jié)塊，發(fā)生垢下腐蝕，最終導(dǎo)致油管腐蝕穿孔。

4.2 建議

(1)建議管柱的選材階段，結(jié)合材料的耐蝕性實(shí)驗(yàn)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)；(2)定期向采油系統(tǒng)井底投加藥劑，如：殺菌劑、防垢劑，硫化氫抑制劑等，控制采出液的硫化氫含量，減少結(jié)垢量。