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首页 YouTube 作者：coolfensi 2022年12月11日热度：53 评论：0

时间：2022-12-11 2:50 热度：53°

原标题：分享：某注水井油管穿孔原因

摘要:在某注水井油管起出井下管柱作业过程中发现其存在穿孔。采用宏观观察、化学成分分析、硬度测试、金相检验、力学性能测试、附着物分析、结垢预测及细菌检测、能谱分析、腐蚀模拟试验等方法,分析了油管穿孔的原因。结果表明:油管受到井下工况环境与注入水介质成分的影响,在其内壁形成并附着了 CaCO3,BaSO4 等垢层,形成了垢下腐蚀环境;在 Cl - 、还原菌的双重作用下,局部敏感区域的垢下腐蚀不断加剧,最终导致该油管发生了腐蚀穿孔。

关键词:井下管柱;腐蚀穿孔;腐蚀模拟试验;垢下腐蚀

中图分类号:TG178;TG115.5 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)09-0066-05

某注水井在进行换管柱作业前日配注量为 1080m 3,井口压力为14.3 MPa,套压为8 MPa,日注水量为 540 m 3,注水方式为海水 + 生产污水混注,管柱采用88.9mm(外径)的 N80油管,油管采用的是淬火+回火处理工艺。2020年3月,该井在起出管柱过程中,发现井下深度3341m 处油管存在穿孔现象。为查明该油管发生穿孔的原因,对该穿孔油管进行理化检验及分析,并为预防后续管柱发生类似问题制定了有效的措施。

1 理化检验

1.1 宏观观察

从现场共回收油管2根,分别标号为1 ,2 , 其中1 油管未发现穿孔失效,为对比样管,位于井下深度 3350m 处;2 油管为穿孔失效管,位于井下深度3341m 处,两根油管处于同一个注水层位。

观察1 ,2 油管外壁,发现1 油管外壁无明显附着物及腐蚀缺陷[1-2],2 油管外壁无明显附着物,除2处穿孔位置外,油管外壁其余表面均未发现明显的腐蚀缺陷,外壁穿孔部位平整(见图1)。

沿轴向对 1 ,2 油管进行纵向解剖,观察其内壁形貌,1 ,2 油管内壁形貌相似,均存在一层附着物且内壁多处有明显局部腐蚀坑,1 油管内壁某些位置虽然未发生穿孔,但局部腐蚀已非常严重,壁厚减少约90%以上[见图2a),2b)]。2 油管穿孔位置的内壁附着物明显,穿孔为局部腐蚀加深所致,附近其他位置也发现多处局部腐蚀坑[见图2c),2d)]。

1.2 化学成分分析

采用直读光谱仪对1 ,2 油管进行化学成分分析,结果如表1所示。可见1 ,2 油管的化学成分均满足 API SPEC 5CT—2018 Casing and Tubing 对 N80钢的要求。

1.3 硬度测试

采用 R574型洛氏硬度试验机对1 ,2 油管进行硬度测试,测试位置如图3所示,测试结果如表2 所示,由表 2 可知:1 ,2 油管的硬度未见明显差异。

1.4 金相检验

对1 ,2 油管分别取样,采用 ZEISSObserver A1m 型光学倒置显微镜进行金相检验,可见1 ,2 油管基体组织均为回火索氏体(见图4),其中1 油管存在 B类和 D 类夹杂物,2 油管存在 D 类夹杂物,最大直径为20.37μm(见表3和图5)。

1.5 力学性能测试

采用ZWICKZ600 型双立柱万能材料试验机对1 ,2 油管进行拉伸试验,结果如表4所示,可见1 ,2 油管的屈服强度、抗拉强度及断后伸长率均满足 APISPEC5CT—2018 对 N80钢的要求。

采用 PSW750型摆锤冲击试验机及 CST-50型冲击试样缺口投影仪对1 ,2 油管进行冲击试验, 冲击试样加工尺寸为55mm×10mm×3.3mm(长 ×宽×高),缺口类型为 V 型,刀刃半径为8 mm,试验温度为0 ℃,冲击试验结果如表5所示,可见 1 ,2 油管的冲击性能均满足 APISPEC5CT— 2018对 N80钢的要求。

1.6 附着物分析

分别选取1 ,2 油管内壁附着物进行成分分析。将试样经石油醚+酒精溶解、除油、过滤、干燥处理后,进行 X射线衍射(XRD)测试,扫描角度2θ 为 3° ~ 80°,采样步宽为 0.02°,波长 λ 为 1.54056nm,分析结果如图6,7所示。

XRD 分析结果表明:1 油管内壁附着物主要为 FeCO3,CaCO3,CaAl2Si2O8,2 油管内壁附着物主要为 FeCO3,CaSO4,CaAl2Si2O8 等,推测 FeCO3 应为内壁腐蚀产物,CaCO3,CaSO4 应为结垢物,而硅铝酸盐类物质的存在应为地层中返砂所致。

1.7 结垢预测及细菌检测

采用 SY/T0600—2009 《油田水结垢趋势预测》中的方法,对该井注入水分别开展 CaCO3, CaSO4,BaSO4,SrSO4 的结垢趋势预测,结果如表6 所示。由表6可知:注入水存在 CaCO3,CaSO4 结垢趋势,该结果与 XRD分析结果相符。

经检测,水样 pH 为 7.8,采用 SY/T0532— 2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》中细菌的测试计算方法,得出该水样存在一定量的硫酸盐还原菌(SRB)、无腐生菌(TGB)与铁细菌(FB), 其中SRB的检出数量为130个/mL。

1.8 能谱分析

选取2 油管内壁某一腐蚀坑进行能谱分析,从内向外依次在油管内壁基体、内壁附着物、内壁最外层沉积物进行取点分析,分析位置如图8所示。由能谱分析结果可知:油管基体主要含有 C,O,Mn, Fe等元素;内壁附着物主要含有 Fe,C,O,Cl等元素,且 Cl元素含量(质量分数,下同)比较高,会加剧腐蚀的发生;内壁最外层沉积物主要含有 Fe,C,O, Si,Al,Ca等元素。

1.9 腐蚀模拟试验

为进一步研究注入水中结垢物对管材腐蚀程度的影响,设计两组腐蚀模拟试验,分别定义为 A 组、B组,其中 A 组不加入油管内壁附着物,B 组加入 70g内壁附着物,试验条件为模拟井下实际使用工况条件,温度为65 ℃,压力为15 MPa,环境气体为 N2,流速为1 m/s,试验时间为7d,试验水质为注入水。

挂片试样取自油管管体,分别用 320 号、600 号、800号和1200号砂纸逐级打磨,将试样清洗、除油、冷风吹干后测量其尺寸和质量,再将试样相互绝缘地安装在特制的试验架上,放入高压釜内的腐蚀介质环境中。试验结束后,将试样放入由1L 稀盐酸、20g三氧化二锑及50g氧化亚锡配制的酸洗溶液中剧烈搅拌,直至腐蚀产物被清除。将酸洗后的试样进行冲洗、中和处理,再冲洗、脱水后,用电子天平称其质量,并进行结果计算。

试样平均腐蚀速率 Vcorr 的计算方法为

式中:Vcorr 为平均腐蚀速率;m 为试验前试样质量; mt 为试验后试样质量;S1 为试样的总面积;t为试验时间;ρ为试样材料的密度。最大点蚀速率Vt 的计算方法为

式中:ht 为试验后试样表面最大点蚀深度。

与 A 组试样相比,B 组试样均呈现点蚀特征, 且试样表面的附着物较多。参照 GB/T18590— 2001《金属和合金的腐蚀点蚀评定方法》,采用显微镜观察试样表面点蚀分布情况并计算点蚀密度, 测量点蚀深度,计算腐蚀速率,结果如表7所示。根据标准 Q/HS2064—2011要求中对碳钢材料的腐蚀程度的划分,可知结垢物存在的环境下,B组试样的最大点蚀速率均为严重腐蚀。

2 综合分析

在垢下腐蚀环境下,氧浓差电池形成,阳离子向富氧区的阴极富集,阴离子(如 Cl - )向贫氧区的阳极富集,Cl - 在腐蚀膜局部富集并引起点蚀,进而破坏腐蚀膜,从而加速了油管的局部敏感区域腐蚀。另外,水质中含有 SRB,垢下环境有利于细菌的滋生,微生物腐蚀[6-10]也会加剧腐蚀的发生。

3 结论及建议

油管受井下工况环境与注入水介质成分的影响, 内壁形成并附着了 CaCO3,BaSO4 等垢层,形成垢下腐蚀。在Cl - 和SRB的双重作用下,局部敏感区域的垢下腐蚀不断加剧,最终导致油管发生了腐蚀穿孔。

建议定期对水质进行细菌检测,包括 SRB, TGB,FB细菌等,若水质中细菌含量较高,可以在注水管柱系统中投加化学杀菌剂。定期对油管清洗除垢或者及时加入阻垢剂,减少沉积物环境在特殊位置的留存时间,降低垢下腐蚀风险。建议井下管柱特殊位置选用耐腐蚀的管材。

参考文献:

[1] 钟彬,陈义庆,孟凡磊,等.N80油管穿孔失效原因分析[J].腐蚀与防护,2018,39(8):647-650.

[2] 张帅,杨阳,金磊,等.某油田注水井油管腐蚀失效分析[J].石油化工腐蚀与防护,2020,37(3):58-61.

[3] 吕洪亮.油田注水管线腐蚀结垢成因的药剂控制技术 [J].化学工程与装备,2020,283(8):101-102.

[4] 胥尚湘.国外油田污水的处理 [J].石油与天然气化工,1984,13(5):54-57.

[5] 李荣强.胜利油田注水管柱腐蚀机理与防治技术[J]. 石油钻探技术,2008,36(4):64-66.

[6] 刘宏芳,许立铭,郑家燊.SRB生物膜与碳钢腐蚀的关系[J].中国腐蚀与防护学报,2000,20(1):41-46.