南海东部某油田油管腐蚀失效原因与建议

作者 | 金曦，和一帆，高大义，等

（中海油常州涂料化工研究院有限公司）

引 言

南海东部某油田原油属高密度、高黏度、低含蜡、低凝固点、低硫、低溶解气油比的欠饱和环烷基生物降解程度高的重质原油。油田仅含少量伴生气，几乎不含自由气，气相组分以甲烷为主，含量 50.29%～95.64%（摩尔分数），并含少量 CO₂、N₂等，油田地层水为 CaCl₂。

2018年1月，发现该油田05井油管腐蚀穿孔，部分管段腐蚀非常严重，呈现较大区域的开放性穿孔，同时管壁均匀减薄现象明显。

为查明现场油管腐蚀穿孔原因及机理，及时采取防护措施，避免此类事故再次发生。本工作对近期现场取回的腐蚀穿孔油管及其腐蚀产物进行了失效分析，判断此条件下发生的电化学腐蚀主要是CO₂腐蚀，并提出相应防护建议。

腐蚀状况分析

1.1 宏观分析

腐蚀穿孔油管服役的相关井况及采出液属性如表1所示。由表可知，该油井采出水矿化度较高，温度和总压适中，含有较高的二氧化碳和少量硫化氢。

表1 腐蚀穿孔油管的相关井况及采出液属性

经检查后后发现，油管腐蚀非常严重。存在均匀减薄和局部穿孔的现象，无明显应力腐蚀现象，无明显冲刷腐蚀现象。管体形成贯穿性大孔，腐蚀孔洞数量很多，见图1。初步判定，该井管柱失效是典型的高矿化度油田采出液中的二氧化碳腐蚀。

 

图1 油管腐蚀穿孔宏观形貌

1.2 化学成分分析

针对管件上不规律分布的腐蚀孔洞和厚度极不均匀的壁厚，对管件的腐蚀区域和未腐蚀区域的基材分别取样进行能谱分析（EDS），确定腐蚀原因是否为基体材质成分不均造成。腐蚀区域能谱分析结果如表2所示，未腐蚀区域能谱分析结果如表3所示。

表2 腐蚀区域基材样品能谱分析结果   

       

表3 未腐蚀区域基材样品能谱分析结果

腐蚀区域、未腐蚀区域样品能谱分析结果可以看到，两个区域的基体材质在元素种类上一致，都只含有C、Mn、Fe元素，未发现明显的P、S等易导致夹杂物的元素存在。从而从化学成分这个角度可以排除腐蚀并非由于基体材质分布不均引起的。结果表明，该管线化学成分符合API Spec 5CT规定，材质因素不是导致腐蚀失效的主要因素。

腐蚀产物分析

2.1 样品预处理

待测的样品为干燥腐蚀块状，需要多次清洗才能去除有机成分。清洗方法为：用乙醇浸泡超声清洗3次（视清洁程度可多次清洗）；清洗后放入烘箱中，50℃下烘至完全干燥。样品清洗前后的状态如图2所示。

图2 处理前后样品图片

2.2 微观形貌分析

采用扫描电子显微镜（SEM）观测腐蚀产物样品的微观形貌。扫描电子显微镜观测的腐蚀产物样品微观形貌图如图3所示。从图中可以看到，该颗粒也呈无定型，无明显的晶体形状，无典型晶面。颗粒之间聚集较少，较为分散。

 

图3 腐蚀产物样品SEM图：(a)100倍，(b)1000倍

2.3 化学成分分析

对腐蚀产物样品进行能谱分析（EDS）及X射线衍射分析（XRD）确定化学成分，能谱分析（EDS）结果如表4所示，腐蚀产物主要由C、O、Cl、Cr、Mn、Fe及Si等元素组成，较多的Cl元素证明了腐蚀的形核和生长过程。元素中并无S，而是含有较多的C和O，表明此条件下发生的电化学腐蚀主要是二氧化碳腐蚀，最终生成FeCO₃腐蚀产物。该条件下生成的FeCO₃产物相对较为疏松，缺乏对基体的有效保护，因此腐蚀加速进行。

表4 腐蚀产物样品能谱分析结果

X射线衍射分析（XRD）结果如图4所示，XRD分析进一步证实了腐蚀产物主要是Fe2O3及碳酸亚铁。

图4 腐蚀产物样品X射线衍射分析结果

2.4 荧光显微镜探测

荧光显微镜探测可以了解腐蚀产物样品表面是否具有硫酸盐还原菌（SRB），从而确定是否因为细菌腐蚀导致管材失效。荧光显微镜是以紫外线为光源，照射被检物体，使之发出荧光，然后在显微镜下观察物体的形状及其所在位置。将腐蚀产物样品置于载玻片上进行观测，其结果如图5所示。腐蚀产物样品荧光探测图中无任何荧光显示，说明其腐蚀产物中无细菌，从而排除掉腐蚀穿孔是由细菌引起的。

 

图5 腐蚀产物样品荧光探测图

建议

因此，为避免再次发生腐蚀失效穿孔，对现场腐蚀防护工作提出如下建议：

（1）密切关注该井后续井下更深位置所起出的油管腐蚀情况，归纳腐蚀规律，辅助判断油管腐蚀原因；

（2）建议使用耐CO₂腐蚀的油管材料，同时采用内涂层和加注适当的井下缓蚀剂保护，优质的内涂层和适用的缓蚀剂可以有效抑制管线内壁的CO₂腐蚀破坏。

参考文献（略）

文章源自：涂层与防护杂志