事故背景

某油井于2016年7月投產，該井最大井斜為75°，井斜深度為2851m，井垂深度為1595.01m，油井內采出原油中H2S質量濃度為116mg·L-1，CO2質量分數約為8％，油田地面原油為重質油，油層溫度為53~64℃，地層水礦化度為10625mg·L-1。油井的生產層位為60~100，無注水支持，自投產以來共進行了兩次酸化作業。2018年該井日產油體積為37m3·d-1，日產氣體積為198.2m3·d-1，日產水體積為0.48m3·d-1，其中水的質量分數為1.1％。2018年1月工作人員在油井起出管柱和下管柱作業時發現距井口2432.56m處的2-7/8″油管存在多處腐蝕并穿孔，該油管材料為L80鋼。

為查明該油管腐蝕穿孔的原因，筆者對其進行了檢驗和分析。

理化檢驗

宏觀觀察

宏觀觀察發現，2-7/8″油管處于4號封隔器以上的環空部分，且有50°左右的井斜。油管腐蝕段長度為5.85m，油管表面附有紅褐色和黃褐色的腐蝕產物層和油漬。在距離油管頂端0.9m處有兩個明顯的腐蝕孔，分別呈雨滴狀(最大直徑為1.5mm)和橢圓形(長軸長度約為4mm，短軸長度約為2mm)，腐蝕孔四周管壁由外向內減薄，且管壁表面附有質地疏松的腐蝕產物，如圖1所示。

圖1 油管腐蝕孔宏觀形貌

油管失效段外壁有多處裂紋，如圖2所示。

圖2 油管外壁裂紋處宏觀形貌

分別用石油醚和酒精清洗油管外壁后，裂紋處的腐蝕產物脫落，形成了新的腐蝕孔或腐蝕坑，如圖3所示。

圖3 油管清洗前后的宏觀形貌

將油管在腐蝕孔密集區域沿軸向對半剖開，由圖4可見，油管內壁未腐蝕，但在剖面上存在腐蝕坑，且腐蝕由管外向管內的擴展，呈現出向外腐蝕特征。

圖4 油管內壁宏觀形貌

化學成分分析

在失效油管未腐蝕處取樣，根據API SPEC 5CT-2018 Casing and Tubing進行化學成分分析。

表1 失效油管的化學成分(質量分數)％

由表1可見，油管正常管段的化學成分符合技術要求。

金相檢驗

在失效油管的完好部位取樣，試樣經鑲嵌、研磨、拋光，使用體積分數為4％的硝酸酒精溶液浸蝕后，根據GB/T 13298-2015?金屬顯微組織檢驗方法?采用Zeiss observer A1m型金相倒置顯微鏡觀察顯微組織。

圖5 失效油管的顯微組織形貌

由圖5可見，油管的顯微組織為鐵素體+珠光體，未見明顯的夾雜物。正常情況下，L80鋼顯微組織為回火索氏體+極少量鐵素體+極少量屈氏體。回火索氏體是馬氏體在500~650℃時回火形成的以鐵素體為基體且內部分布著碳化物 (包括滲碳體)球粒的復相組織，具有更好的力學性能。由此可見，失效油管金相組織異常。

能譜分析

分別取失效油管外壁表面裂紋處、油管外壁腐蝕孔處、外壁表面黃色處和外壁表面紅色處腐蝕產物試樣，分別編為1，2，3，4號，采用OXRORD X-MaxN型能譜儀(EDS)對上述試樣進行微區成分分析，分析位置和分析結果分別如圖6和表2所示。

圖6 失效油管EDS分析位置

表2 失效油管EDS分析結果(質量分數)％

由表2可見，1~4號試樣中鐵、氧、碳、硅、鋁含量均較高，推測其中存在鐵的氧化物、鐵碳酸鹽及砂石成分；1~4號試樣中均含有少量的氯和硫，2號試樣中含有較多的氟。

物相分析

在1，3，4號試樣中先后加入石油醚和酒精，分別進行過濾、干燥處理后采用D8 Advance型X射線衍射儀對1~4號試樣進行X射線衍射(XRD)測試，掃描角度2θ為3°~80°，采樣步寬為0.02，波長為1.54056nm，結果如圖7所示。

圖7 1~4號試樣的XRD測試結果與標準圖譜對比

可見1號試樣的主要物相為Fe3C、FeS，2號試樣主要物相為Fe3C、Al(OH，F)3、FeS，3號試樣主要物相為FeCO3、CaMg(CO3)2、SiO2，4號試樣主要物相為SiO2、Fe3O4、FeCO3。

拉伸性能測試

根據API SPEC 5CT-2018，在失效油管未腐蝕部位截取尺寸為19mm(寬度)×50.8mm(標距)的試樣，采用ZWICK Z600型雙立柱萬能材料試驗機進行拉伸性能測試，結果如表3所示。

表3 失效油管拉伸性能測試結果

可見失效油管除了屈服強度低于API SPEC 5CT-2018的要求之外，其抗拉強度和斷后伸長率均符合該標準的要求。

分析與討論

由化學成分分析結果可知，失效油管的化學成分符合相關標準的要求。由能譜分析結果可知，腐蝕產物中存在碳、氧、硫、氯、氟，表明失效油管所處環境存在H2S、CO2、Cl-和F-等促進腐蝕的因素。

由物相分析結果可知，油管大面積脫落的疏松物質(腐蝕產物)主要成分是Fe3C，同時還有FeS、鐵的氧化物、Al(OH)3和FeCO3。為提高油井產能，生產人員采用酸化作業來清除井筒孔眼中酸溶性顆粒、鉆屑和結垢。當酸化作業結束后，未排凈的殘酸和原油在封隔器以上的環空底部，油管處于封隔器以上的環空部分。由于油管內壁和外壁處原油流速不同，在油管外壁形成了“靜止”的區域，形成液體滯留區，而在油管內壁處原油是流動態，腐蝕速率相對緩慢，因此油管外壁先發生腐蝕。殘酸中含有的H+、Cl-、F-等易誘發和促進腐蝕的離子，形成了電解質溶液。

腐蝕初期，鐵在電解質溶液中首先發生了溶解，由于L80鋼中的鐵素體比Fe3C具有更負的電位，在腐蝕過程中鐵素體相作為陽極優先溶解，Fe3C作為陰極保留下來并積聚在試樣表面，形成了疏松的Fe3C。隨著腐蝕時間的延長，Fe2+和CO23-的濃度超過FeC3的溶度積，從而在油管外壁表面沉積形成FeCO3保護膜，但是由于Cl-、F-吸附在油管外壁表面，這妨礙形成完整的FeCO3保護膜，而地層中存在的Ca2+、Mg2+置換FeCO3晶體點陣的Fe2+導致晶格畸變形成CaMg(CO3)2，這進一步降低了腐蝕產物的致密性。

由于油管外壁附著的不均勻的腐蝕產物和無機鹽垢不致密，缺氧區的垢下金屬會與垢外富氧的陰極區產生電位差形成腐蝕電流，垢下金屬進一步發生陽極溶解，加速金屬腐蝕。雖然環境中的H2S不直接參加陰極反應，但是會作為加速氫離子放電的催化劑加速反應。由于在環空的底部的殘酸和原油處于相對靜止狀態，油管表面附著的微生物會釋放出部分H2S，加上油管所處環境中H2S含量較高，因而發生H2S腐蝕形成FeS附著于油管外壁表層。

外壁附著的黃色腐蝕產物中有SiO2和CaMg(CO3)2，由此可推測油管外壁表面存在泥沙(酸化作業時由地層返排至環空部位)，存在垢下腐蝕。通常情況下，當原油中含水率大于40％時，油管發生CO2腐蝕的傾向才較大，而該油井原油含水量小于10％，發生CO2腐蝕的傾向不大。腐蝕產物中存在一定量的CO2腐蝕產物，推測是由于油氣開采時伴生CO2溶解于水中與鐵腐蝕的中間產物發生反應所導致。

失效油管的顯微組織為珠光體+馬氏體，并非L80鋼正常的顯微組織(回火索氏體+極少量鐵素體+極少量屈氏體)，結合失效油管力學性能測試結果可知，油管材料的屈服強度偏低，隨著鐵在電解質中不斷溶解，在環空壓力和油井液柱壓力的共同作用下，疏松多孔的Fe3C和與鋼鐵表面粘合力差的FeS被“壓迫”在油管外壁的腐蝕坑處，腐蝕介質由外向內滲透，導致腐蝕進一步向管壁內表面發展，而外表面卻保持比較完整。當油管的管壁被全部腐蝕，在油井液柱壓力的作用下，疏松的腐蝕產物脫落，油管就形成了大面積的腐蝕孔直至腐蝕出現穿孔。

結論及建議

L80鋼油管失效管段處于相對靜態的環空區域，在CO2腐蝕、H2S腐蝕和垢下腐蝕綜合作用下，油管外壁形成不致密腐蝕產物，殘酸中含有的H+、Cl-、F-等離子加速了腐蝕進程，在油管外壁形成腐蝕坑，當油管的管壁被全部腐蝕，在油井液柱壓力的作用下，疏松的腐蝕產物脫落，油管就形成了腐蝕孔直至腐蝕出現穿孔。

建議加強對油管材料的控制，同時嚴格控制酸化作業過程，減少酸液的殘留。