楊 琦,張志猛,袁少鋒,王 剛,石 林,石元寶,白天驕

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司,國家市場監(jiān)管重點實驗室(石油管及裝備質量安全) 陜西 西安 710077;2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠 甘肅 慶陽 745000;3. 中石油煤層氣有限責任公司 北京 100028; 4.山西天然氣有限公司 山西 太原 030000;5.中石油煤層氣有限責任公司臨汾采氣管理區(qū) 山西 臨汾 042300;6.中石油煤層氣有限責任公司工程技術研究院 陜西 西安 710082)

0 引 言

氣井在正常生產(chǎn)過程中,因高礦化度地層水的浸泡[1-2]和含有腐蝕性氣體[3-5]而產(chǎn)生的油管和套管腐蝕問題不可忽視[6-7]。油管腐蝕是受諸多因素影響的復雜過程[8]。為了保證油管螺紋連接部位的承載能力,油管管端加厚工藝被廣泛應用于油管的生產(chǎn)[9-10]。如果油管制造工藝參數(shù)設計不合理,或者生產(chǎn)時制造工藝不符合要求,容易造成油管出現(xiàn)凸棱、結疤、管端飛邊、內表面凹坑、組織不均勻和殘余應力等缺陷[11-12]。雖然國內外廣泛采用防腐涂層和陰極保護相結合的方法來提高油管使用壽命,但在氣井服役環(huán)境中,油管加厚端出現(xiàn)組織不均勻、殘余應力等缺陷仍然會加速局部腐蝕的發(fā)生[13]。

某氣井生產(chǎn)用油管在服役過程中發(fā)生腐蝕穿孔,本文對該腐蝕穿孔失效油管進行了失效原因分析,并提出了改進建議。

1 油管腐蝕穿孔失效情況

某氣井完鉆井深為4 100 m,水泥返深為527.40 m,最大井斜為32.57°,于2021年11月投產(chǎn),動態(tài)評價屬Ⅰ類井,產(chǎn)氣量為2.5×104m3/d,產(chǎn)水量為14.4 m3/d,油管壓力約為2.29～5.06 MPa,套管壓力為12.9 MPa。2022年5月12日,該井壓降速率由0.01 MPa/d上升至0.20 MPa/d,瞬時流量由700 m3/h上升至1 400 m3/h,初步判斷為井下節(jié)流器失效導致瞬時流量突然上升。更換節(jié)流器時發(fā)現(xiàn)節(jié)流器沒有損壞,于是進行了提出油管作業(yè)。提出油管后,發(fā)現(xiàn)第169根(在井下1 635 m處)油管發(fā)生了腐蝕穿孔,油管穿孔宏觀形貌如圖1所示。該油管為Φ73.02 mm×5.51 mm R2 N80-1 EUE油管,累計服役時間為186 d。

圖1 腐蝕油管宏觀形貌

2 腐蝕穿孔形貌分析

失效油管外表面和螺紋表面發(fā)生了輕微腐蝕,在該油管外表面還發(fā)現(xiàn)了較淺的管鉗夾痕。油管內壁腐蝕形貌呈局部腐蝕特征,內壁有大量的腐蝕坑,如圖2所示。

圖2 失效油管內壁腐蝕形貌

圖2中紅色圓圈內較深的腐蝕坑為油管穿孔后,由于套管壓力高于油管壓力,油套環(huán)空內液體高速沖進油管,長時間沖刷油管內壁形成了光滑沖蝕形貌。

油管穿孔處距離管端約為18 cm,穿孔位于油管的加厚端過渡區(qū),穿孔尺寸約為11 mm×6 mm,如圖3所示。從圖3可見,在穿孔區(qū)附近的腐蝕坑沿油管軸向呈帶狀分布,油管穿孔處處于加厚端到加厚消失處之間的過渡區(qū)域。此過渡區(qū)域經(jīng)過加厚成型工藝,該過渡區(qū)容易存在微觀組織不均勻和應力集中等缺陷。在油管的穿孔處沿著軸向有液體浸泡的痕跡,如圖4所示。由于油管斜度角約為28.8°,地層水會在油管底部聚集,此處的浸泡痕跡判斷為當?shù)貙铀好嫔仙龝r,地層水沉積在油管的底部。

圖3 失效油管內壁穿孔處宏觀形貌

圖4 失效油管浸泡痕跡

用TESCAN VEGA II掃描電鏡分析油管穿孔處的微觀形貌,如圖5所示。穿孔附近存在連續(xù)的腐蝕坑,沿著油管軸線方向呈帶狀分布。經(jīng)過分析對比,油管的外壁穿孔尺寸小于內壁穿孔尺寸,由此可以推斷,腐蝕坑首先在內壁形成,然后隨著腐蝕的進行,腐蝕坑由小到大、由淺到深,從內壁向外壁逐漸擴展。

圖5 油管穿孔處微觀形貌

對帶狀腐蝕坑附近的A處形貌進行掃描,結果如圖6所示。

圖6 A處腐蝕微觀形貌

該腐蝕坑內壁未發(fā)現(xiàn)大片完整的腐蝕產(chǎn)物膜。從圖6可見,A處腐蝕坑由一個大腐蝕坑和兩個小腐蝕坑組成,同時在這三個腐蝕坑周圍布滿了細小的腐蝕點。腐蝕過程是一個從量變到質變的過程。在外界腐蝕環(huán)境和材料自身的化學成分、顯微組織、應力分布等因素的共同作用下,材料表面萌生腐蝕點。隨著腐蝕的進行,腐蝕點由少到多、由小到大,同時相鄰小腐蝕點會合并成大的腐蝕坑,隨著腐蝕點的合并擴大,最終導致了穿孔的發(fā)生。

3 理化性能分析

3.1 化學成分分析

在失效的油管上取樣依據(jù)GB/T 4336—2016標準進行化學成分分析,結果見表1。從表1可見,失效油管材料的化學成分符合API Spec 5CT標準的要求。

表1 失效油管化學成分試驗結果(質量分數(shù)) %

表2 地層水化學成分

在失效油管內壁收集腐蝕產(chǎn)物,用研缽將腐蝕產(chǎn)物研磨成均勻細膩的粉末,用Shimadzu XRD-6100依據(jù)SY/T 5163—2018標準進行腐蝕產(chǎn)物的物相分析,結果如圖7所示。從圖7可見,油管內壁的腐蝕產(chǎn)物主要物相為FeCO3和FeOOH,含有少量BaSO4。

圖7 失效油管物相分析

用EDS能譜分析對油管腐蝕穿孔處的表面進行化學成分分析,結果如圖8所示,化學成分含量見表3。從圖8和表3可見,穿孔表面主要元素為C、O、Fe和Mn,含有少量Cl和Si元素。根據(jù)XRD分析結果,表面物質主要為FeCO3以及Fe的氧化物。

表3 穿孔處表面化學成分 %

圖8 穿孔處EDS分析

3.2 金相分析

在失效油管上切取金相試樣,依據(jù)GB/T 13298—2015、GB/T 10561—2016和GB/T 6394—2017標準,用MeF2A金相顯微鏡進行金相組織、非金屬夾雜評級和晶粒度等分析。失效油管為N80-1油管,油管的金相組織為多邊形鐵素體+珠光體+少量貝氏體,如圖9所示。金相組織晶粒度為10.0級,非金屬夾雜物等級為D細系0.5,鐵素體的自腐蝕電位低于珠光體,發(fā)生腐蝕的可能性大于珠光體[14]。

圖9 失效油管的金相組織

4 腐蝕穿孔失效原因綜合分析

油管的腐蝕形貌呈局部腐蝕特征,可以觀察到油管內壁表面分布有明顯的點蝕坑,該井地層水Cl-含量為23 063 mg/L。高濃度的Cl-會使油管發(fā)生嚴重的局部腐蝕。Cl-具有極強的穿透性,更容易進入腐蝕產(chǎn)物,附著在金屬表面,形成電偶電池的陽極,而其它未吸附Cl-的部分則成為陰極。電偶電池作用的結果是在金屬的表面形成點蝕核,在Cl-的自催化作用下腐蝕坑的深度逐漸增加,最后穿透油管管壁形成穿孔。隨著Cl-濃度的增大,溶液的導電性增大,加速了電極反應,進而導致腐蝕速率加快。在油管的穿孔處表面發(fā)現(xiàn)Cl-富集,就是Cl-穿過腐蝕產(chǎn)物膜向金屬基體滲透的過程中吸附在腐蝕產(chǎn)物膜上。油管的穿孔附近有沿著油管軸向分布的帶狀腐蝕坑,其形貌的形成和油管長期被地層水浸泡以及油管的斜度角有關。油管的斜度角約為28.8°,在重力的作用下,地層水在油管的底部聚集,地層水液膜厚度在油管底部較厚,在油管頂部較薄。因此,在底部的腐蝕性離子含量大,腐蝕最嚴重,底部出現(xiàn)了腐蝕深坑。即腐蝕介質的差異性導致了帶狀腐蝕坑的形成。

研究表明[15-17],帶狀組織會加劇點蝕等局部腐蝕的發(fā)生。帶狀組織等級越高,局部腐蝕傾向越大,帶狀組織等級越低,均勻腐蝕傾向越大。該油管穿孔附近存在連續(xù)的腐蝕坑呈帶狀分布,主要組織為珠光體與鐵素體。由于加厚成型工藝,既存在油管塑性變形導致的宏觀殘余應力,又存在組織不均勻導致的微觀殘余應力,熱處理參數(shù)不合理,殘余應力難以消除,帶狀的流線發(fā)生彎曲。加厚端在成型過程產(chǎn)生的殘余應力、組織不均勻和油管中存在非金屬夾雜都會導致發(fā)生腐蝕。在腐蝕環(huán)境和這些因素的共同作用下,腐蝕會優(yōu)先在油管的加厚端過渡區(qū)萌生,其腐蝕的主要部位在油管加厚端過渡區(qū)的底部。

綜合以上分析,導致油管發(fā)生腐蝕穿孔的主要原因是存在高Cl-和高礦化度的地層水腐蝕環(huán)境,次要原因是非金屬夾雜物、油管在加厚端的成型過程產(chǎn)生的殘余應力和組織不均勻等缺陷。

5 結論與建議

1)腐蝕穿孔失效油管的化學成分符合API Spec 5CT標準對N80油管的要求,地層水d的PH值為6.5,油管加厚端組織不均勻,存在非金屬夾雜物。

2)高Cl-和高礦化度的弱酸性地層水腐蝕環(huán)境是導致油管腐蝕穿孔的主要原因,油管的非金屬夾雜、油管加厚端成型時導致殘余應力和組織不均勻是油管腐蝕穿孔的次要原因。

3)建議定期在油管及井筒中加入緩蝕劑,及時排出井筒積液,采用合理的熱處理工藝使油管加厚過渡區(qū)的組織均勻,消除油管的宏觀和微觀殘余應力。