犧牲陽極保護技術(shù)在注水井中的應(yīng)用研究

黃明良 岳鵬 石銳 劉青山

摘 要：塔河油田注水井腐蝕嚴(yán)重，導(dǎo)致油管使用壽命縮短，修井頻繁，給油田帶來巨額經(jīng)濟損失。井場試驗表明井下犧牲陽極保護技術(shù)可有效降低注水井管柱的腐蝕，但也存在陽極短節(jié)斷脫失效的問題。室內(nèi)對AD13CH井?dāng)嗝撌ш枠O保護器及油管樣品進行金相分析、化學(xué)組分分析、斷口電鏡掃描及能譜分析，得出陽極保護器斷脫失效的原因為硫化物應(yīng)力腐蝕開裂。根據(jù)影響硫化物應(yīng)力腐蝕開裂的環(huán)境條件和管材因素，優(yōu)化陽極保護器內(nèi)部結(jié)構(gòu)設(shè)計，避免焊接損傷及應(yīng)力集中。同時，優(yōu)化陽極保護器入井工藝，避免在井口至2000m硫化物應(yīng)力腐蝕溫度敏感區(qū)使用，在井深超過2000m的高溫區(qū)，縮小陽極保護器間距，提高保護管柱效果。

關(guān)鍵詞：注水井；犧牲陽極保護；斷脫；硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂

中圖分類號：TE983 文獻標(biāo)識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）15-0174-02

塔河油田平均井深6000米，井下腐蝕環(huán)境具有高溫（20-130℃），高礦化度（大于20.0*104mg/L）、高含硫化氫（平均30629mg/L）、低PH值（5-6）的特點[1]。因注水管網(wǎng)分布不全，部分注水井采用車到鹽水的方式，存在曝氧環(huán)節(jié)，溶解氧的引入進一步增強井下環(huán)境的腐蝕性，苛刻的井下腐蝕環(huán)境，采用緩蝕劑單一防護技術(shù)，不能有效控制井筒的腐蝕破壞。

2017-2018年采油二廠發(fā)現(xiàn)井下腐蝕96井次，其中注水井腐蝕34井次，占比35.4%，腐蝕部位包括接箍、油管穿孔甚至斷脫。注水井管柱腐蝕導(dǎo)致油管使用壽命縮短、修井頻繁，對日常維護作業(yè)帶來極大困難和巨額的修井費用，亟待開展防腐對策研究。

近年來，針對犧牲陽極保護技術(shù)在油氣田管道防腐應(yīng)用做了大量的工作，對犧牲陽極保護技術(shù)管道防腐機理有了深入的認識[2][3][4]，為此在采油二廠開展井下犧牲陽極保護礦場試驗。

1 井下犧牲陽極保護技術(shù)原理

將一種電位更負的金屬或其合金（如鎂、鋁、鋅等）作為犧牲陽極與被保護的金屬結(jié)構(gòu)物（油管）電性連接，通過電負性金屬或合金犧牲陽極的不斷溶解消耗，向被保護的油管提供保護電流，使油管獲得保護，大幅度降低油管和與之相連的附屬金屬配件、工具等生產(chǎn)管柱的腐蝕。

2 犧牲陽極保護器工藝設(shè)計[5]

由于油管在注水井中工作時其通徑不能變化，同時為保證犧牲陽極與油管存在電連接，犧牲陽極發(fā)出的電流能夠到達油管內(nèi)外壁，并考慮到犧牲陽極安裝的便捷與牢固，將犧牲陽極結(jié)構(gòu)設(shè)計為犧牲陽極保護器短節(jié)形式。保護器短節(jié)由TP-JC螺紋接頭、3P110S抗硫油管、鋁-鋅-銦系內(nèi)外襯合金構(gòu)成如圖1、圖2。

3 塔河油田井場試驗情況

自2016年，塔河油田試驗井下犧牲陽極保護15井次，工藝方案為油管間隔200m下陽極保護器短節(jié)1根，設(shè)計使用壽命為2年。效果評價方式為井下運行兩年后取出檢查油管腐蝕情況。

目前，15口井油管及陽極保護器全部起出，陽極保護器自井口往下，消耗逐漸增強，井深2000m以下基本完全消耗，油管外壁均無明顯腐蝕，對注水井油管保護作用明顯。試驗期間TH12206井、AD13CH井、TK663井陽極保護發(fā)生斷脫失效，平均入井594天，斷脫井深位于400-800米，如表1所示。

4 陽極保護器斷脫原因分析

陽極保護器短節(jié)斷脫失效給油田帶來額外的修井費用，也不利于井下犧牲陽極保護技術(shù)的推廣應(yīng)用。工作人員以AD13CH井為例，室內(nèi)進行保護器短節(jié)斷脫原因分析。

4.1 AD13CH井注水生產(chǎn)情況

AD13CH井位于阿克庫勒凸起西北部，2010年2月完鉆，完井深度6239.12m，現(xiàn)場監(jiān)測該井CO2含量為2.16%-9.47%，H2S含量為：272-5387.3mg/m3。2012年4月17日開始單元注水。2015年12月20-22日組下完井管柱：31/2”JC喇叭口+31/2”JC油管619根+雙公+油管掛，累計油管619根，下入陽極保護器48個。

2016年1月7日至2017年5月9日，累計注水50403方。2017年7月更換管柱作業(yè)，第2根陽極短節(jié)接箍處斷脫（井下364m），井下運行576天。

4.2 室內(nèi)實驗分析[6]

取AD13CH斷脫陽極保護器，完好陽極保護器及油管管體一段開展室內(nèi)分析實驗。

4.2.1 外（內(nèi)）壁宏觀形貌

陽極保護器表面合金存在明顯片狀腐蝕產(chǎn)物，極易剝落，樣品本體外壁及內(nèi)壁宏觀形貌無明顯的局部腐蝕及腐蝕減薄現(xiàn)象。

4.2.2 斷口宏觀形貌

斷脫陽極保護器整體呈脆性斷裂，斷口平整，無明顯的塑形變形，裂紋起源于內(nèi)表面，斷口上裂紋呈階梯狀擴展，具有多源特征，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物。此外，斷口下方內(nèi)壁存在一圈明顯的凹坑，為內(nèi)襯層與管體結(jié)合部位，屬工藝電焊損傷。

4.2.3 金相分析

依據(jù)GB/T 13298-1991分別對陽極短節(jié)及油管段樣品進行金相組織、晶粒度及非金屬夾雜物檢驗，檢測結(jié)果表明兩根管樣的晶粒度較細，均為11.0級，且無超尺寸非金屬夾雜物，但內(nèi)外壁與心部的金相組織存在差異，其中內(nèi)外壁為回火索氏體+鐵素體，而心部為回火索氏體。

4.2.4 化學(xué)成分分析

依據(jù)ASTM A751-2008，采用ARL 4460直讀光譜儀分別對陽極短節(jié)本體及油管段進行化學(xué)成分分析。檢測結(jié)果表明，陽極短節(jié)本體與油管段樣的化學(xué)成分基本無差異，且均符合API SPEC 5CT要求，如表2所示。

4.2.5 力學(xué)性能

依據(jù)ASTMA370-17標(biāo)準(zhǔn)對試樣進行拉伸性能檢測，試驗寬度*標(biāo)距19.1*50mm，檢測結(jié)果保護器本體：抗拉強度873MPa、屈服強度819MPa、延伸率21%，油管樣品表明抗拉強度886MPa、屈服強度836MPa、延伸率22%，符合APISPEC5CT對P110鋼抗拉強度≥862MPa、屈服強度758-965MPa、延伸率≥12%的標(biāo)準(zhǔn)要求。

4.2.6 硬度檢測

依據(jù)ASTM E18-16標(biāo)準(zhǔn)檢測未失效保護器管體樣品硬度（HRC）為25.6，油管段樣品（HRC）為26.2。

4.2.7 斷口微觀分析

陽極短節(jié)斷口經(jīng)過機械清洗后，采用掃描電鏡對斷口表面進行形貌觀察，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物，且局部可見沿晶狀二次裂紋形貌。采用能譜儀對斷口表面進行元素成分分析，腐蝕產(chǎn)物主要包含F(xiàn)e、O、C、S和Cl元素，如圖3，圖4所示。

4.3 陽極短節(jié)斷脫原因綜合分析

斷口宏觀分析結(jié)果表明，陽極短節(jié)斷口平整，無明顯的塑形變形，整體呈脆性斷裂，起源于內(nèi)表面，斷口上裂紋呈階梯狀擴展，具有多源特征，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物。斷口微觀形貌分析結(jié)果表明，斷口表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物，且局部可見沿晶狀二次裂紋形貌，斷口腐蝕產(chǎn)物主要包含F(xiàn)e、O、C、S和Cl元素，且S元素含量非常高。由上述分析結(jié)果可知陽極保護器斷脫的原因為硫化物應(yīng)力腐蝕開裂。

5 結(jié)語

（1）井下犧牲陽極保護技術(shù)對塔河油田注水井電化學(xué)腐蝕引起的坑蝕、穿孔有較好的保護作用，對硫化物應(yīng)力腐蝕開裂沒有防護作用；（2）引起陽極短節(jié)斷脫的原因為硫化氫的腐蝕開裂，其原因陽極短節(jié)存在焊接損傷、內(nèi)徑突變，金相組織不均勻等缺陷，耦合塔河油田酸性硫化氫環(huán)境誘發(fā)硫化物應(yīng)力腐蝕開裂；（3）優(yōu)化陽極保護器內(nèi)部結(jié)構(gòu)設(shè)計，避免焊接損傷及應(yīng)力集中。

參考文獻

[1] 張江江，閆俊龍，劉冀寧，等.電化學(xué)保護技術(shù)在注水井下及地面管道防腐中的應(yīng)用[J].材料導(dǎo)報，2014，26（專輯23）：422-426.

[2] 陳秀玲，關(guān)建慶，尹依娜，劉強.油田油水井高溫犧牲陽極保護技術(shù)[J].腐蝕與防護，2005，26（12）524-526.

[3] 念大海.陰極保護技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀分析[J].石油和化工設(shè)備，2012（15）：68.

[4] 侯世忠.陰極保護技術(shù)的研究與應(yīng)用[J]全面腐蝕控制，2018，10（10）：39-45.

[5] 韓帥.犧牲陽極保護技術(shù)在注水井中的應(yīng)用[J]全面腐蝕控制，2018，10（10）：26-27.

[6] 張樂，安浩，等.P110S鋼級油管斷裂失效分析[J]理化檢測，2018，11（54）：833-837.