据统计，MIC对金属和建筑材料的腐蚀约占金属和建筑材料腐蚀总量的20％。在天然气工业，有15％~30％的管线腐蚀与MIC相关。

某注水井在套管射孔完井期间曾进行过酸洗调驱作业，注水第8年(a)，实施分层调配作业，通井至深度为2174m处遇阻，经捞样确认出砂及四次酸化处理后，再次通井，又在深度为2174m处遇阻。注水第10a，采用物理方法解堵后，注水量较作业前有所下降，下入捞砂工具串并起出工具串后，发现捞砂筒内都是细砂，恢复注水后注水量下降，再次通井，遇阻深度为1987m。在后期修井过程中，发现井下N80钢油管发生了严重的腐蚀穿孔。

为查明该油管发生腐蚀穿孔的原因，笔者对其进行了检验和分析。

理化检验

1 宏观观察

图1 失效油管的宏观形貌

宏观观察发现，油管失效管段在井下深度为2175m处，位于配水器水嘴下方，油管有一个腐蚀孔，油管内充满油砂，如图1所示。

图2 失效油管内壁的宏观形貌

清除油管内油砂后，由图2观察到油管内壁表层的油泥和砂分布不均，砂层下油管内壁无腐蚀现象。在油泥覆盖的油管内壁有尺寸不一的腐蚀坑，腐蚀坑周围管壁质地坚硬，无明显腐蚀产物，腐蚀坑内有黑色粘稠状物质，初步判断为油泥、砂及腐蚀产物的混合物。

2 化学成分分析

在失效油管的未腐蚀部位取样，采用SPECTRO LABLAVM11型直读光谱仪进行化学成分分析。

表1 失效油管的化学成分(质量分数) ％

由表1可以看出，油管的化学成分符合API SPEC 5CT－2012 Specification for Casing and Tubing标准对N80钢的技术要求。

3 金相检验

根据GB/T 13298－2015?金属显微组织检验方法?，在油管未腐蚀部位截取试样。试样经镶嵌、研磨和抛光，用体积分数为4％的硝酸酒精溶液浸蚀后，采用ZEISS Observer.A1m型金相倒置显微镜观察显微组织。

图3 失效油管的显微组织形貌

从图3可以看出，油管的显微组织为回火索氏体(铁素体＋细小颗粒碳化物)，油管组织正常。

4 腐蚀产物分析

图4 油管1，2号试样的能谱分析结果

对油管腐蚀坑和腐蚀孔处的腐蚀产物取样，试样分别编号为1，2号，对试样清洗、研磨后，采用OXRORD X-MaxN型能谱仪(EDS)对1，2号试样进行能谱分析，结果如图4所示，可见1，2号试样中含有一定量的硫元素。

图5 油管1，2号试样的XRD分析结果

采用D/max-rA型X射线衍射仪对1，2号试样进行X射线衍射(XRD)分析，结果如图5所示，可见1号试样组分为Fe3C、FeS、FeOHSO4和Fe(OH)3，2号试样组分为Fe3C、FeCO3、FeSO4、FeO和FeS。

5 力学性能测试

按照GB/T 228.1－2010?金属材料拉伸试验第1部分：室温试验方法?，在油管未腐蚀区截取拉伸试样，采用ZWICK Z600型双立柱万能材料试验机进行室温拉伸试验，试验结果如表2所示。

表2 失效油管室温拉伸试验结果

可见油管的屈服强度、抗拉强度和断后伸长率均符合API SPEC 5CT(2018)Casing and Tubing标准的对N80钢的要求。

根据API 5CT(2018)Casing and Tubing，在油管径向未腐蚀部位截取尺寸为55mm×10mm×5mm的冲击试样，采用PSW750型摆锤冲击试验机和2302385 CST-50型冲击试样缺口投影仪测试油管在0℃下的冲击吸收能量，得到油管的冲击吸收能量实测值分别为25.0，23.5，26.1J，平均值为24.9J，符合API SPEC 5CT(2018)对N80钢的技术要求(大于11J)。

6 细菌培养试验

对油管穿孔部位的腐蚀产物取样，将试样置于灭菌的研钵中，在无菌条件下研磨，加无菌水配置成饱和悬浮液，分别配制硫酸盐还原菌(SRB)培养基、铁细菌(FB)培养基和腐生菌(TGB)培养基。采用绝种稀释法，将配制好的悬浮液分别用无菌注射器逐级注射到测试瓶中进行接种稀释。将上述测试瓶放入恒温培养箱中进行培养，培养温度为28℃，培养时间为14d(天)。

图6 TGB测试瓶中试样试验结果

图7 SRB测试瓶中试样试验结果

由图6和图7可见，TGB测试瓶中培养液由红色变为橘黄色，SRB测试瓶中培养液由无色透明变为淡黄色，说明内壁油砂中含有SRB和TGB。

图8 FB测试瓶中试样试验结果

由图8可见，FB测试瓶中培养液颜色未发生变化，未检测出FB。

分析与讨论

由化学成分分析、金相检验和力学性能测试结果可知，油管材料符合API 5CT(2018)的要求，油管材质无问题。由腐蚀产物的EDS和XRD分析结果可知，腐蚀产物主要成分为FeCO3、FeS和Fe3C。由细菌培养试验结果可知，腐蚀介质中存在SRB和TGB。

表3 注水井的水质成分(物质的量分数)   ％

表3为2017年和2018年该注水井的水质的成分，可见注水中Cl-、、含量较高。当培养基中硫酸根离子质量分数较低时，其含量的增加会加速SRB诱导的腐蚀，当硫酸根离子的质量分数达到1.0％时，油管的腐蚀速率达到最大。SRB腐蚀机理主要包括阴极氢去极化理论、代谢产物腐蚀、浓差电池的形成以及腐蚀产物腐蚀理论。TGB普遍存在于石油、化工等工业领域的水循环系统中，其繁殖时产生的黏液极易因产生氧浓差而引起电化学腐蚀，并会促进SRB等厌氧微生物的生长和繁殖，有恶化水质、增加水体黏度、破坏油层和腐蚀设备等多重副效反应。

失效油管内部充满油泥和砂，所以管内介质无法流动，属于厌氧环境，油管内部具备细菌生长的条件。由宏观观察结果可知，油管的腐蚀均为局部腐蚀，且腐蚀坑内有黑色黏稠状物质，这与细菌腐蚀形貌一致。由腐蚀产物分析结果可知，腐蚀产物中有FeS，结合水质中检测出SRB和TGB，可以推断腐蚀穿孔是由于垢下细菌腐蚀造成的。

SRB和TGB的存在使溶液中被还原成H2S，H2S的存在引发了管壁的腐蚀，造成了严重的局部腐蚀———腐蚀坑或腐蚀孔。由于井底压力较大，油砂沉积在油管内壁，使介质在油管内壁流动和电介质扩散受到限制，形成了不同尺寸的闭塞空间，细菌在闭塞空间内发生反应，使空间内介质的化学成分与整体介质的有很大差别，空间内介质pH值发生较大变化，形成闭塞电池腐蚀，尖端的电极电位下降，造成电池腐蚀。阻塞电池形成的腐蚀区域很小，腐蚀区域体系内的电介质难以与外界的介质进行对流和扩散，在闭塞电池内部氢在阴极逸出，因而SRB的作用是将氢原子从金属表面除去从而使腐蚀过程继续进行。油管中MnS等夹杂物、表面缺陷、轧制氧化皮和表面附着物(特别是疏松的硫化物)、静止的介质、介质中的Cl-及较高的温度都将促进阻塞电池的形成和发展。

结论及建议

SRB和TGB的存在使溶液中被还原成H2S进而引发油管管壁的腐蚀，从而造成了油管的腐蚀穿孔。油管的腐蚀类型为垢下微生物腐蚀。建议严格控制注水中的微生物含量，如有条件，应在关闭部分注水层前对该层水质进行必要杀菌处理。做好油田防砂固砂工作，避免油井出砂造成油管堵塞，进而引发垢下腐蚀。