高永華, 劉 磊, 楊 陽, 楊中娜

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2.中海油(天津)管道工程技術有限公司，天津 300452)

某油田生產井于2019年2月投產，采用電潛泵生產。投產以來產液含水率迅速上升，產液量穩(wěn)定在452 m3/d，產油量穩(wěn)定在40 m3/d，含水率91%，生產穩(wěn)定。2019年12月底，該井產液量開始呈下降趨勢，流壓上升，懷疑該井存在管外竄或者套管泄漏導致產出液含水比較高。起出油井管后，發(fā)現其存在腐蝕穿孔的現象，穿孔油管位于井下939.7～1 301.19 m處。

為查找油管發(fā)生腐蝕穿孔的原因，對油管典型失效部位進行宏觀分析及測量、材質分析、介質分析、腐蝕產物分析等，為預防類似問題發(fā)生制定了行之有效的預防措施。

1 宏觀分析及測量

這次共取出9根油管，其中7根為腐蝕穿孔油管，2根為上下位置相鄰的未失效油管，作為對比試驗管。7根腐蝕穿孔油管的穿孔數量及穿孔尺寸不盡相同，見表1。腐蝕穿孔形狀呈條形或圓形，如圖1所示。油管穿孔部位的外壁平整，周圍未見明顯腐蝕坑，而且每根油管的多個腐蝕孔均位于油管同一側，沿軸向呈一條直線分布。從油管的外壁整體形貌來看，除穿孔位置外，管體其余部位均未發(fā)現明顯的腐蝕現象。

表1 油管井深及穿孔信息

圖1 油管腐蝕穿孔形貌

分別選取76號、67號、54號和44號油管進行縱向解剖，進一步觀察各油管的內壁形貌。54號油管的內壁宏觀形貌見圖2。由圖2看出，油管穿孔一側的內壁存在多處溝槽狀腐蝕坑[1-4]，某些腐蝕坑深度較大，已超過壁厚的80%，且腐蝕坑沿軸向呈線形條帶分布，穿孔位置也位于該腐蝕條帶上。另從內壁整體形貌來看，油管存在明顯的沖蝕現象，沖蝕痕跡與腐蝕條帶相吻合。腐蝕坑、穿孔位置及兩側8 mm范圍內均存在較為嚴重的腐蝕，腐蝕條帶兩側的壁厚減薄約為壁厚的20%～30%，圖3為腐蝕區(qū)域示意圖。

圖2 54號油管內壁腐蝕穿孔宏觀形貌

圖3 油管腐蝕區(qū)域示意

與油管穿孔一側相對的另一側內壁形貌見圖4。由圖4可以看出，大部分管段內壁未發(fā)現明顯的局部腐蝕，部分管段內壁表面層狀起裂，剝除后發(fā)現有腐蝕跡象[5]，但不存在溝槽狀或圓形的腐蝕坑，最大減薄約為壁厚的10%。

圖4 54號油管腐蝕內壁腐蝕形貌對比

44號、67號和76號油管內壁形貌特征與54號油管相似，其中44號與76號油管雖未發(fā)生腐蝕穿孔，但內壁腐蝕也很嚴重。對比腐蝕穿孔部位的內外壁形貌特征，油管穿孔是由內腐蝕所致。從穿孔一側與相對側的內壁形貌來看，腐蝕穿孔一側屬于油管的底部位置，穿孔部位及沖蝕部位均與油管6點鐘方向吻合，可以看出油管底部腐蝕與沖蝕有關。

2 材質分析

2.1 化學成分分析

采用光譜儀分別對54號和76號油管的化學成分進行分析，分析結果見表2。

表2 油管化學成分分析結果 w,%

由表2可以看出，54號和76號油管化學成分滿足API 5CT標準要求。

2.2 洛氏硬度檢測分析

采用洛氏硬度試驗機分別對54號和76號油管環(huán)形試樣進行硬度檢測，檢測位置見圖5，檢測結果見表3。由表3可見，兩油管的洛氏硬度值未見明顯差異。

圖5 試樣硬度檢測位置

表3 油管試樣洛氏硬度試驗結果 HRC

2.3 金相分析

分別對54號和76號油管取樣進行金相分析，金相分析結果見表4。由表4可見,兩油管的基體組織均為回火索氏體(見圖6)，均未發(fā)現非金屬夾雜物。

表4 金相檢驗結果

圖6 油管金相組織

3 結垢預測及沖蝕評估

該井水的pH值為6.68,水質分析結果見表5。依據SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》標準對平臺水質進行結垢趨勢預測，水質存在CaCO3結垢趨勢，不存在FeCO3結垢趨勢。

表5 井水水質分析結果 mg/L

根據生產平臺提供的單井計量數據，按照API RP 14E《海上生產平臺管道系統(tǒng)的設計和安裝》評估液相對油管內壁的沖蝕是否發(fā)生。結果顯示，油管內液體介質的流速為1.35 m/s，小于臨界沖蝕流速12.59 m/s，說明液相介質不會對油管內壁造成沖蝕，故本次沖蝕的形成原因應與液相中攜帶的固體顆粒有關。

4 腐蝕產物分析

分別選取54號油管穿孔位置的內壁腐蝕產物和76號油管內壁腐蝕產物進行X射線衍射(XRD)分析,分析結果見圖7。XRD分析結果表明，兩組腐蝕產物成分基本相似，油管內壁的腐蝕產物主要以FeCO3為主，且發(fā)現含有CaCO3，SiO2，CaSiO3及鈣鋁酸鹽成分。

圖7 XRD分析結果

5 失效原因分析

該井油管服役時間短，在油管底部發(fā)現明顯的腐蝕穿孔，并存在連續(xù)或間斷的深淺不一的腐蝕坑，腐蝕形態(tài)為蝕坑或溝槽狀腐蝕，典型的沖蝕形貌;且這些腐蝕坑內存在SiO2，CaSiO3，鈣鋁酸鹽及CaCO3垢。經核算，管道內液相介質在當前流量下不會造成管道內壁沖蝕，故造成沖蝕的來源應主要為地層產出物(SiO2，CaSiO3和鈣鋁酸鹽)。在流速低的情況下，油砂在重力作用下沉積于管線的底部，隨著氣液壓力的時大時小、時快時慢的脈動，采出液不停地沖刷管線的底部，形成沖刷腐蝕，從而加劇了油管的腐蝕穿孔。

該井采出液的含水率較高，大于90%，液相介質中出現游離水，油管內液體為“油包水+游離水”或“油包水+水包油”的乳化液，此時油管底部為水，中部為油包水，上部為伴生氣。油管底部直接接觸水，且水中溶解有酸性氣體，而水的pH值為6.68，底部處于酸性液相環(huán)境，造成底部腐蝕嚴重。

綜上所述，該井油管腐蝕穿孔失效是由于沖刷腐蝕與底部酸性液相腐蝕雙重作用所致。

6 結論及建議

(1)油管的化學成分滿足API 5CT標準中對N80油管的要求。

(2)油管腐蝕穿孔是由于內部腐蝕所致，油管底部同時受介質中顆粒物的沖刷腐蝕與酸性液相腐蝕雙重作用，最終導致腐蝕穿孔。

(3)油井采出液含砂粒，屬于含砂區(qū)塊，應該采取防砂措施，降低油砂對油管的沖刷腐蝕。

(4)應對油井的氣相組分進行分析，特別是CO2和H2S等腐蝕性氣體的含量，為后續(xù)管材選型提供依據。

(5)注入緩蝕劑，必要時進行藥劑評價，選擇合理的注入量，減輕油管底部水相的腐蝕。