塔河油田某注采井生产油管腐蚀失效分析
2019-09-18 10:57:32 作者:姚彬1 , 郭玉洁1 , 曾文广1 , 张江江1 , 曾凤2 来源:石油与天然气化工 分享至:

油管是油气从井底到地面的生产管线[1],油管腐蚀会引起严重的经济损失,同时也存在重大安全隐患,甚至会危及人身安全[2-7]。塔河油田具有CO2、高H2S、高Cl-、低pH三高一低特点[8-10],酸化压裂是提高其产量的重要手段。随着开发进程的不断深入,酸化压裂等作业的影响,以及综合含水的不断上升,油管腐蚀问题日益凸显,频繁的腐蚀穿孔严重制约了油气田高效开发、安全生产[11-13]。因此,研究油管腐蚀穿孔失效原因、提出防护建议[14],对提高油井管柱安全及经济效益具有重大意义。

 

井况分析

塔河油田某井2009年酸压完井,初期油井自喷生产,后由于日产能低,进行注水替油。2013年至2018年,共实施单元注水7轮次,此间累计产油2151 t,累计产水8533 t,平均含水率为79.8%

20184月修井起出油管,发现多根油管腐蚀严重,部分油管已发生腐蚀穿孔甚至断脱,如图 1所示。油管内外壁存在较多腐蚀坑槽及表面缺陷,且多处发生由内而外的腐蚀穿孔,内壁腐蚀坑深约0.1~4.2 mm。失效油管材质为P110S,入井服役1849天;井底温度约135 ℃,地温梯度1.8 /100 m;该井自喷初期油压27.5 MPa,井底压力约为85 MPaH2S体积分数约为1.60%,井底分压约1.3 MPaCO2体积分数为5.93%,井底分压约5.0 MPa,是CO2/H2S共存的复杂腐蚀环境。


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理化检验及结果

2.1 化学成分分析

依据GB/T 22368-2008《低合金钢多元素含量的测定辉光放电原子发射光谱法(常规法)》、GB/T 20123-2006《钢铁总碳硫含量的测定高频感应炉燃烧后红外吸收法(常规方法)》在油管管体采集金属粉末,对金属中的CPSCr等元素进行检测,结果见表 1 1表明,该失效油管化学成分及含量符合标准ISO 11960-2011Petroleum and natural gas industries-Steel pipes for use as casing or tubing for wells》中P110S钢化学成分的规定。

 

 1    失效油管化学组成检测结果

Table 1    Test results of chemical composition of failed tubing

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2.2 金相组织分析

在油管基体切取试样,试样长15 mm、宽10 mm,试样厚度取油管壁厚,参照GB/T 10561-2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》、GB/T 13298-2015《金属显微组织检验方法》和GB/T 6394-2017《金属平均晶粒度测定方法》对油管纵向和横向进行非金属夹杂物检测与评级、金相组织分析、晶粒度评级,结果见表 2。表 2表明:油管金相组织为回火索氏体,组织均匀且正常、晶粒细小,晶粒度为9.5级;纵向截面和横向截面的非金属夹杂物都为球状氧化物类夹杂,夹杂物尺寸正常,其等级为D0.5细。油管金相组织满足标准要求,结果如图 2所示。


 2    金相组织测试结果

Table 2    Metallographic structure test results

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2.3 硬度分析

参照GB/T 230.1-2018《金属材料洛氏硬度试验第一部分:试验方法》在失效管段上取环形试样,采用洛氏硬度计按照四个象限,内中外的方法在环形试样截面上进行环向硬度测试。测试结果表明,失效管件的硬度平均值为28.5 HRC,低于30 HRC,符合标准ISO 15156-2015Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production》规定。

2.4 冲击性能分析

基于失效件腐蚀情况,参照GB/T 229-2007《金属材料夏比摆锤冲击试验方法》,在金属管段上取样,加工成小尺寸冲击试样(55 mm×10 mm×5 mm),采用ZBC2302-D型示波冲击试验机对其进行冲击韧性试验。从实验结果(见表 3)可知,满足标准ISO 11960-2011要求。根据示波冲击试验机录取的实验数据,绘制冲击力、能量与位移的关系曲线(见图 3)


 3    失效油管冲击性能测试结果

Table 3    Test results of impact performance of failed tubing

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2.5 拉伸性能分析

在失效油管上参照ISO 11960-2011选取拉伸试样(由于油管内壁有诸多深浅不一的腐蚀坑,选取拉伸试样时应尽量避开),将其加工为标准板状拉伸试样,试样厚度为油管壁厚。依据GB/T 228-2010《金属材料室内拉伸试验方法》,利用MTS拉伸实验机进行力学性能测试,结果见表 4。由表 4可知,失效管件的抗拉强度、屈服强度均符合标准ISO 11960-2011中关于P110S钢级管材力学性能的规定。但由于内壁腐蚀坑较多,在取拉伸试样时无法完全避免腐蚀坑取完整试样,这导致拉伸试样断后延伸率测试值较标准值略低。


 4    失效油管拉伸性能检测结果

Table 4    Test results of tensile properties of failed tubing

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2.6 腐蚀形貌分析

油管管体存在多处刺漏,刺漏处附近可见较浅坑槽,如图 4(a)所示,但刺漏处壁厚无明显腐蚀趋势特征。从图 4(a)中红框所示位置切开,观察到内壁腐蚀较外壁更严重,且壁厚由内向外减薄,如图 4(b)所示,可以判断油管发生由内向外的腐蚀穿孔。用扫描电子显微镜(SEM)对管柱内壁的腐蚀微观形貌进行了观察,见图 5。由图 5可知,在高倍放大下可观察到规则立方状腐蚀产物晶体,为CO2腐蚀产物FeCO3晶体[15],同时可见少量H2S腐蚀球状晶体,腐蚀产物处元素主要由CONaCaSFe组成,推断该腐蚀存在H2SCO2共同腐蚀,以CO2腐蚀为主。


 

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将图 4(b)A-A剖面加工成20×壁厚的截面试样,用环氧树脂进行封样,使用扫描电子显微镜观察失效油管截面(A-A剖面)腐蚀情况,结果见 6。图 6a区域为环氧树脂,b区域为腐蚀产物膜,c区域为油管基体。该油管腐蚀明显,腐蚀膜厚度约为120 μm,从b区域可以观察到FeCO3晶体形貌;在腐蚀膜位置CO含量较高,进一步论证了该膜为CO2腐蚀产物膜,且油管腐蚀以CO2腐蚀为主。

 

 

 

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利用X射线衍射仪对内壁附着物进行取样分析,结果见图 7。由图 7可知,内壁腐蚀产物主要为FeSFeCO3FeO(OH)Fe8O8(OH)8Cl1.35。综上可知,内壁腐蚀是由于油管中存在强腐蚀性介质CO2H2S,从而导致油管内壁发生腐蚀。


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腐蚀原因分析

依据相关标准对该井P110S油管失效管段进行检测分析的结果表明,油管的化学成分、金相组织、硬度、力学性能等都满足标准对管材材质的要求。失效油管宏观形貌、微观形貌表明油管以内腐蚀为主,外壁存在少量较浅腐蚀坑。内壁腐蚀主要表现为点蚀及穿孔。油管内壁SEM图像表明内壁腐蚀产物主要为FeCO3晶体,EDS能谱表明腐蚀产物中主要含有COSFe等元素,结合XRD腐蚀产物分析,确定内壁主要腐蚀产物为FeSFeCO3FeO(OH)Fe8O8(OH)8Cl1.35FeO(OH)Fe8O8(OH)8Cl1.35的形成是由于油管从井底到地面后暴露于空气中,腐蚀产物发生进一步氧化。FeSH2S腐蚀的代表性腐蚀产物,FeCO3CO2腐蚀的重要腐蚀产物[15]。因此可以判断,该井油管点蚀(穿孔)H2SCO2Cl-共同作用的结果。

该井为高H2S、高CO2、高Cl-的间歇生产油井,在点蚀坑初期形成过程中,主要发生酸性工况下的析氢腐蚀,Fe2+CO32-S2-结合形成FeCO3FeSCO2溶于水生成碳酸,水释放出H+H+夺取电子还原,促进阳极铁溶解,FeCO32-HCO3-反应,在油管内壁形成FeCO3膜。FeCO3膜对基体有一定的保护作用,但与裸露的基体会形成腐蚀原电池,导致点蚀的发生[3, 16-20]

H2S在水溶液中具有较大的溶解度,在水中电离出HS-S2-,带有较强的腐蚀性。S2-不仅是阴极去极化剂,也是阳极去极化剂,S2-FeCO3膜反应,生成FexSy,附着在油管内壁的FexSy对基体有一定的保护作用。但附近裸露的基体作为阳极,FeS可参与阴极反应,形成腐蚀原电池,进一步加剧局部腐蚀。

点蚀形成后,在其纵向发展的过程中,Cl-起着催化作用,加速了金属基体的溶解[1]Cl-虽然不参与金属的阳极反应过程,但它会阻碍金属表面钝化膜(保护膜)的形成,这是导致金属点蚀的重要原因。此外, Cl-会破坏具有保护性的腐蚀产物膜,在界面富集,增加溶液的导电性,并使H+活性增强,加速点蚀坑的纵向发展。在点蚀坑纵向发展过程中,随着腐蚀坑深的增加,坑的直径减小,就更易形成大阴极/小阳极,进一步提高腐蚀前沿的腐蚀速率,最终导致腐蚀穿孔。因此,针对此类高含H2SCO2H2O的油井需添加缓蚀剂或采用涂层、镀层、衬里油管,提高油管服役寿命。

 

结论

 (1) 入井P110S油管的理化性能、抗拉强度、屈服强度、冲击功满足ISO 11960-2011标准的规范要求。该井平均含水率为78.9%CO2分压为5.0 MPaH2S分压为1.3 MPa,高含CO2H2SH2O的腐蚀环境是引起油管失效的原因。

(2) 该井油管发生由内向外的腐蚀穿孔,内壁腐蚀产物主要是FeCO3,含有少量的FeS。表明在CO2- H2S- Cl--H2O共存的体系中,油管以CO2腐蚀为主,H2S腐蚀为辅,同时高含量的Cl-加速了局部腐蚀。

(3) 针对此类高含H2SCO2H2O的油井,建议继续使用P110S抗硫钢,并采用定期投注缓蚀剂等方法,延长油管服役寿命。

 

 

 

 

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