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事故背景

某井油管下井投入使用6個月后，發(fā)現(xiàn)電潛泵運(yùn)行正常，但產(chǎn)量降低，初步判斷為油管發(fā)生泄漏，于是關(guān)井停產(chǎn)。起泵檢查發(fā)現(xiàn)，泄漏位于泵出口上端400m處的油管接頭。此處深度約2640m，溫度為83℃，壓力為26MPa。管內(nèi)介質(zhì)為油含水，其中水含量為18.5％ (體積分?jǐn)?shù))，產(chǎn)量為800m3·d－1。該井不含H2S，CO2含量為6.1％(體積分?jǐn)?shù))。入井前油管均為新油管，規(guī)格為?88.9mm×6.45mm，L80鋼級。

理化檢驗(yàn)

圖1 泄漏油管接頭宏觀形貌

如圖1所示，螺紋部位腐蝕極其嚴(yán)重，原有的螺紋齒已基本被腐蝕掉，表面有較明顯的腐蝕產(chǎn)物，且腐蝕產(chǎn)物與基體結(jié)合較好，不易剝落。

圖2 泄漏油管接頭截面形貌

從圖2可以看出：管體部位內(nèi)壁和外壁均腐蝕較輕，無明顯的腐蝕坑和壁厚減薄；螺紋部位內(nèi)表面腐蝕較輕，無明顯的腐蝕坑和壁厚減薄，但外表面螺紋處腐蝕極其嚴(yán)重，存在明顯的壁厚減薄現(xiàn)象，最大壁厚減薄量約2.8mm，對應(yīng)的最大腐蝕速率為5.6mm·a－1。

對油管發(fā)生腐蝕的螺紋部位取樣，依據(jù)GB/T 13298－2015，GB/T 10561－2005，GB/T 6394－2017進(jìn)行顯微組織、非金屬夾雜物、晶粒度檢驗(yàn)分析，并對試樣內(nèi)、外表面的腐蝕坑及裂紋進(jìn)行觀察分析。

圖3 油管螺紋部位顯微組織形貌

圖4 油管螺紋部位外表面腐蝕坑形貌

圖5 油管螺紋部位外表面腐蝕坑周圍變形組織形貌

結(jié)果如下：油管螺紋部位顯微組織為回火索氏體，晶粒度為9級，可見油管顯微組織無異常，晶粒細(xì)小，且無超尺寸非金屬夾雜物，如圖3所示；油管螺紋部位外表面存在明顯的腐蝕坑，局部腐蝕坑坑底發(fā)現(xiàn)有裂紋，裂紋內(nèi)填滿灰色物質(zhì)，腐蝕坑周圍顯微組織亦為回火索氏體，但局部組織存在變形，如圖4和圖5所示。

依據(jù)ASTM A751－2014對泄漏油管進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表1。

表1 油管化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))

可見該油管的化學(xué)成分符合API SPEC 5CT－2018要求。

圖6 油管螺紋部位外表面SEM形貌

如圖6所示，油管螺紋部位外表面存在明顯的腐蝕產(chǎn)物，晶體相互穿插，堆垛非常致密，但有大量的裂紋及孔洞。

表2 油管螺紋部位外表面腐蝕產(chǎn)物EDS分析結(jié)果

如表2所示，油管螺紋部位外表面腐蝕產(chǎn)物中主要含有鐵、碳、氧元素，另還含有鈣、鎂、鈉等元素。

圖7 油管螺紋部位外表面腐蝕產(chǎn)物XRD譜

如圖7所示，油管螺紋部位外表面的腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3。

模擬工況腐蝕試驗(yàn)

試驗(yàn)材料為50mm×10mm×3mm的L80鋼掛片，由現(xiàn)場所取管段加工而成。依據(jù)油管的現(xiàn)場服役工況，在高溫高壓釜內(nèi)進(jìn)行模擬腐蝕試驗(yàn)，分析L80鋼在現(xiàn)場環(huán)境下的腐蝕行為。水樣分析結(jié)果如表3所示，試驗(yàn)參數(shù)如表4所示。

表3 腐蝕介質(zhì)的成分

表4 腐蝕試驗(yàn)參數(shù)

表5 L80鋼試樣腐蝕試驗(yàn)結(jié)果

由表5可見，試樣平均腐蝕速率為0.0853 mm·a－1，根據(jù)NACE RP0775對腐蝕程度的分級，屬輕度腐蝕。

圖8 腐蝕試樣表面微觀形貌

由圖8可見，試樣表面腐蝕比較輕微，無明顯的腐蝕坑，可觀察到原始表面的磨痕，僅存在少量的腐蝕產(chǎn)物，在掃描電鏡下腐蝕產(chǎn)物的形態(tài)與現(xiàn)場管樣螺紋部位外表面的腐蝕產(chǎn)物形態(tài)相同。

綜合分析

1 腐蝕機(jī)理分析

能譜及X射線衍射分析結(jié)果表明，試樣表面腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，為典型的CO2腐蝕產(chǎn)物。模擬工況腐蝕試驗(yàn)后的試樣表面腐蝕產(chǎn)物形態(tài)與現(xiàn)場管樣螺紋部位表面腐蝕產(chǎn)物的形態(tài)相同，在掃描電鏡下可觀察到表面是相互穿插的斜六方晶體結(jié)構(gòu)。油管螺紋部位表面的腐蝕產(chǎn)物類型及形態(tài)均呈現(xiàn)出典型的CO2腐蝕產(chǎn)物特征。結(jié)合該井的工況特點(diǎn)，該井不含H2S，CO2含量為6.1％，地層水礦化度較高，由此可初步判斷存在CO2腐蝕。

CO2引起油套管材料的電化學(xué)腐蝕是氫去極化腐蝕，在夾雜物、晶界等處，H＋ 被還原成氫原子，隨后聚合成氫氣析出。CO2腐蝕機(jī)理如下

能譜分析結(jié)果顯示，腐蝕產(chǎn)物表面鈣元素含量較高，但X射線衍射譜中沒有出現(xiàn)含鈣化合物CaCO3，這主要是因?yàn)樵诟g過程中，溶液中的Fe2＋含量與CO32－含量乘積[Fe2＋]×[CO32－]超過FeCO3的溶度積Ksp時，F(xiàn)eCO3在材料表面沉積成膜，形成外層腐蝕產(chǎn)物膜，而Ca2＋則取代FeCO3中的Fe2＋形成(Fe，Ca)CO3復(fù)鹽。

2 螺紋接頭腐蝕集中分析

模擬工況腐蝕試驗(yàn)結(jié)果表明，在現(xiàn)場的介質(zhì)和工況條件下，L80鋼的腐蝕速率僅為0.0853mm·a－1，屬輕度腐蝕。然而，現(xiàn)場管樣的螺紋表面腐蝕相當(dāng)嚴(yán)重，輪廓已模糊不清，最大腐蝕速率達(dá)5.6mm·a－1，而內(nèi)壁及與螺紋連接的管體腐蝕相對較輕，因此油管的腐蝕主要集中在螺紋部位，且在該部位存在局部加速的現(xiàn)象。金相及掃描電鏡分析結(jié)果顯示，螺紋部位表面存在大量的裂紋及孔洞，且局部組織存在變形，據(jù)此可以判斷，該油管在下井時，螺紋部位存在粘扣現(xiàn)象，從而導(dǎo)致螺紋接頭的密封性能下降。因此，油管腐蝕局部集中主要是由于螺紋連接處高礦化度地層水及CO2等腐蝕介質(zhì)的滲入，形成了縫隙腐蝕，如圖9所示。

圖9 油管螺紋連接示意圖

其腐蝕過程包括兩個階段：

①縫隙內(nèi)外的金屬表面發(fā)生相同的陰、陽極反應(yīng)；

②隨著反應(yīng)的進(jìn)行，縫隙內(nèi)介質(zhì)逐漸被消耗，而縫隙外的介質(zhì)向縫隙內(nèi)擴(kuò)散較慢，使縫隙內(nèi)外介質(zhì)含量差增大，從而形成濃差電池，其中縫隙外介質(zhì)供給充分，形成陰極，而縫隙內(nèi)則形成陽極，致使縫隙內(nèi)的金屬發(fā)生腐蝕，而縫隙外金屬受到保護(hù)。

結(jié)論及建議

(1)該L80油管螺紋接頭表面的腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，腐蝕局部集中主要是由于油管在下井時，螺紋部位存在粘扣現(xiàn)象，從而導(dǎo)致螺紋接頭的密封性能下降，高礦化度地層水及CO2等腐蝕介質(zhì)滲入螺紋連接處，形成了縫隙腐蝕。

(2)建議進(jìn)一步規(guī)范油管上扣作業(yè)過程，嚴(yán)格執(zhí)行相關(guān)操作規(guī)程，避免油管螺紋發(fā)生粘扣現(xiàn)象。