MC-2井區(qū)J55尾管腐蝕成因分析

王繼波，張城舉

1.寧夏西北三蘭石油開發(fā)有限公司(寧夏銀川750001)

2.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院(陜西西安710065)

MC-2井區(qū)J55尾管腐蝕成因分析

王繼波1，張城舉2

1.寧夏西北三蘭石油開發(fā)有限公司(寧夏銀川750001)

2.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院(陜西西安710065)

采用水質(zhì)檢測、能譜分析、金相組織分析、XRD等手段，對環(huán)池油田MC-2井區(qū)J55尾管的作業(yè)介質(zhì)環(huán)境、管材成分、管材組織及性能、腐蝕產(chǎn)物等進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，MC-2井區(qū)油井采出水的礦化度高，含有多種腐蝕性介質(zhì);H2S含量及硫酸鹽還原菌(SRB)的存在造成H2S分壓較高，CO2腐蝕被抑制，J55尾管的腐蝕以H2S腐蝕為主，并在最外層形成硫化鐵腐蝕產(chǎn)物膜。介質(zhì)中Cl-的作用使得H2S腐蝕膜被破壞，從而基體材料被進(jìn)一步腐蝕。而且Cl-滲入腐蝕產(chǎn)物膜內(nèi)，在基體材料內(nèi)形成點(diǎn)蝕，加速腐蝕向基體材料內(nèi)部擴(kuò)展，并最終形成穿孔。

尾管;腐蝕成因;穿孔;失效分析

目前，隨著石油的不斷開采，井下油管在含有硫化氫、二氧化碳、氯離子等腐蝕介質(zhì)的地層液體中受到嚴(yán)重腐蝕給油田的生產(chǎn)帶來障礙，使修井作業(yè)產(chǎn)生困難，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失［1］。油井管在井下腐蝕的主要形式是H2S腐蝕和CO2腐蝕，二者共存的腐蝕形式是最為普遍的也是最復(fù)雜的［2-3］。H2S和CO2共同作用下的腐蝕研究較少，K.Masamura［4］及石油管材研究所學(xué)者等研究指出，在H2S與CO2共存體系中，在各自分壓以及溫度的作用下，在腐蝕形式及產(chǎn)物上有所區(qū)別［5］。

環(huán)池油田MC-2井區(qū)開發(fā)于2006年，多為直井或斜井，井深在2 500～3 000m范圍，采用兩層套管固井方式。井區(qū)自投入生產(chǎn)以來一直伴隨著嚴(yán)重的腐蝕套損問題，有腐蝕穿孔現(xiàn)象發(fā)生，防護(hù)措施難度較大，且修井周期越來越短，加大了井下作業(yè)工作量和修井成本。通過水質(zhì)分析、尾管材質(zhì)分析、腐蝕產(chǎn)物分析等手段，確定該井區(qū)的腐蝕機(jī)理，明確油管腐蝕因素及影響程度，為后續(xù)修井作業(yè)中合理選材提供技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)

MC-2井尾管采用鋼級為J55，外徑73.03mm，壁厚5.51mm。井下工作僅為62天，取出的尾管樣品腐蝕嚴(yán)重，外表面多處點(diǎn)蝕，去除點(diǎn)蝕坑處的堆積腐蝕產(chǎn)物后，觀察到坑點(diǎn)在一些位置成串分布，外觀形貌如圖1所示。

圖1 被腐蝕的J55油管

為確定該井區(qū)尾管的腐蝕原因，分別進(jìn)行了采出水成分及尾管成分檢測、腐蝕產(chǎn)物能譜分析?，F(xiàn)場提取MC-2井區(qū)的采出水，按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523油田水分析方法進(jìn)行了檢測分析。采用宏觀及微觀方法分析了腐蝕產(chǎn)物的形態(tài)。采用直讀光譜分析儀和熒光能譜分析儀分析了J55尾管的化學(xué)成分。在MC-2尾管樣品上切取金相樣品，依據(jù)GB/T 13298、GB/T 6394、GB/T 10561標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行金相分析，對不同腐蝕產(chǎn)物層進(jìn)行了EDS點(diǎn)分析，獲得了特征能譜圖。另外對腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行了XRD分析，確定了腐蝕產(chǎn)物的物相。

2 結(jié)果分析與討論

2.1 采出水的礦化度

采出水水質(zhì)分析結(jié)果見表1，結(jié)果顯示水質(zhì)的礦化度為49 262mg/L，處于較高水平。水質(zhì)中含有主要腐蝕性介質(zhì)包括:Cl-、CO2、H2S、SRB、HCO3-、SO42-等。

表1 MC-2井區(qū)水質(zhì)分析結(jié)果

表2 J55尾管的化學(xué)成分/%

2.2 尾管的化學(xué)成分

J55尾管的化學(xué)成分分析結(jié)果見表2，材料化學(xué)成分符合API 5CT標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.3 J55尾管材料的金相組織

J55尾管的金相組織為珠光體加鐵素體，晶粒度為9級，帶狀組織2級，非金屬夾雜物分別為A0.5、B0.5、C0.5，金相組織形貌如圖2所示。其金相組織為珠光體加鐵素體的組織，由于珠光體相是鐵素體與滲碳體的共析體，因此其內(nèi)部存在較嚴(yán)重的微電偶腐蝕，滲碳體作為陰極易加速珠光體中鐵素體的腐蝕。

圖2 樣品金相組織形貌

2.4 腐蝕產(chǎn)物及管垢分析

J55尾管處取樣如圖3所示，外表面腐蝕嚴(yán)重，樣品內(nèi)表面為均勻腐蝕，產(chǎn)物膜厚度在1～2mm，存在一處刺漏穿孔。清理外表面腐蝕產(chǎn)物后，可以看到管子表面已經(jīng)在腐蝕作用下，形成大量的腐蝕坑，腐蝕坑成平行軸向成串分布，如圖4所示。

圖3 尾管刺漏處腐蝕解剖形貌

圖4 表面呈串的腐蝕坑

不同腐蝕產(chǎn)物層的EDS能譜分析結(jié)果及腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌如圖5所示。尾管外表面腐蝕產(chǎn)物的外層硫磷元素含量高，中間層硫含量比較明顯，產(chǎn)物中存在FeS，內(nèi)層以鐵的氧化物為主。對腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行EDS面掃描分析，結(jié)果顯示腐蝕產(chǎn)物以氧化鐵為主，含有一定量的S和Cl元素，同時(shí)存在Al，Mg，Si和Ca等礦化物類元素?？梢源_定腐蝕產(chǎn)物中均有明顯的硫化物腐蝕產(chǎn)物，氯化鐵在近金屬表面形成，次表面以氧化產(chǎn)物為主，在腐蝕產(chǎn)物的最外層硫化物分布較多。

圖5 J55尾管的腐蝕產(chǎn)物EDS點(diǎn)分析譜圖

為確定腐蝕產(chǎn)物的物相，取尾管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物用瑪瑙研缽研磨30min后進(jìn)行了粉末的XRD檢測，XRD檢測結(jié)果如圖6所示，結(jié)果顯示含有大量非晶產(chǎn)物，氯化亞鐵相和硫化鐵相的譜峰明顯，并含有SiO2和(NH4)2(CaSO4)5.SO2.H2O復(fù)雜螯合物。

圖6 管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物XRD分析譜圖

油井采出水樣檢測的結(jié)果顯示水質(zhì)的礦化度高，水樣偏酸性，腐蝕性物質(zhì)有CO2、H2S、SRB及Cl-、HCO3-、SO42-和硫酸鹽還原菌(SRB)。同時(shí)該區(qū)塊的作業(yè)環(huán)境具備產(chǎn)生H2S的溫度和壓力條件，硫酸鹽可以不斷地被細(xì)菌分解產(chǎn)生H2S氣體并溶解在水中，形成H2S腐蝕介質(zhì)。另外根據(jù)水質(zhì)分析給出的H2S和CO2質(zhì)量濃度值，可確定該區(qū)塊的CO2與H2S分壓比小于200，介質(zhì)中H2S為主導(dǎo)，腐蝕過程受H2S控制，CO2腐蝕被抑制，CO2的存在進(jìn)一步促進(jìn)了腐蝕的發(fā)展。同時(shí)水樣中有大量Cl-，易導(dǎo)致油管表面產(chǎn)生點(diǎn)坑蝕，并不斷擴(kuò)大形成腐蝕穿孔。

3 結(jié)論

MC-2井區(qū)油井采出水的礦化度高，水樣偏酸性，存在大量腐蝕性物質(zhì)CO2、H2S、SRB及Cl-、HCO3-、SO42-和硫酸鹽還原菌(SRB)。由于地層水含有H2S、SO42-、SRB細(xì)菌，造成H2S分壓較高，抑制了CO2腐蝕。初期主要以H2S腐蝕為主，在最外層形成硫化鐵腐蝕產(chǎn)物膜。Cl-的存在，首先破壞H2S腐蝕膜對基體材料的保護(hù)，使腐蝕持續(xù)進(jìn)行;其次Cl-滲入腐蝕膜內(nèi)，在基體材料內(nèi)形成點(diǎn)蝕，加速腐蝕向基體材料內(nèi)部擴(kuò)展。另外，珠光體加鐵素體的組織中，珠光體相是鐵素體與滲碳體的共析體，珠光體相內(nèi)部存在較嚴(yán)重的微電偶腐蝕，滲碳體作為陰極會加速珠光體中鐵素體的腐蝕，從而加速了基體材料的腐蝕。

［1］李淑華，朱晏營.井下油管的腐蝕防護(hù)［J］.油氣田地面工程，2007，26(12):45-56.

［2］姚曉，馮玉軍.國內(nèi)外氣田開發(fā)中管內(nèi)CO2腐蝕研究進(jìn)展［J］.油氣儲運(yùn)，1996，15(2):97-99.

［3］趙國仙，呂祥鴻，韓勇.某井油管腐蝕原因分析［J］.材料工程，2010，38(3):51-55.

［4］K MaSamura，S Hashizume，J Sakai.Polarization behavior of high-alloy OCTG in CO2environment as affected by chlorides and sulfides［J］.Corrosion，1987(6):359.

［5］周計(jì)明.油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓水介質(zhì)中的腐蝕行為及防護(hù)技術(shù)的作用［D］.西安:西北工業(yè)大學(xué)，2002.

The working medium，the material composition，microstructure and performance and the corrosion products of the J55 liners used in MC-2 wellblock are analyzed through water quality testing，spectrum analysis，microstructure analysis and XRD.The results show that:the produced water in MC-2 wellblock is of high salinity and there are several corrosion factors in it;the presence of H2S content and sulfate-reducing bacteria(SRB)results in high H2S partial pressure and inhibits CO2corrosion，the corrosion of the liners is mainly H2S corrosion，and iron sulfide corrosion film is formed on the surface of the liners.The effect of Cl-makes the iron sulfide corrosion film destroyed，which leads to the matrix material of the liners further corroded.And the Cl-seeping into the corrosion product film will form pitting in the matrix material，which will accelerate the corrosion inside the matrix material and eventually form perforation in the matrix material.

liner;corrosion cause;perforation;failure analysis

王梅

2015-03-31

王繼波(1984-)，男，工程師，碩士，主要從事采油工程及油田開發(fā)工作。