石油与天然气化工  2024, Vol. 53 Issue (6): 88-94
引用本文
陈登亚, 邹俊刚, 余成秀, 孙江河, 向红, 曾德智. 新疆油田稠油火驱采出井N80油管腐蚀失效分析[J]. 石油与天然气化工, 2024, 53(6): 88-94.   DOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2024.06.014
CHEN Dengya, ZOU Jungang, YU Chengxiu, et al. Corrosion failure analysis of N80 tubing in heavy oil fire-drive production well in Xinjiang oilfield[J]. Chemical Engineering of Oil & Gas, 2024, 53(6): 88-94. DOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2024.06.014
新疆油田稠油火驱采出井N80油管腐蚀失效分析
陈登亚1 , 邹俊刚2 , 余成秀3 , 孙江河1 , 向红1 , 曾德智3     
1. 中国石油新疆油田分公司采油工艺研究院;
2. 中国石油新疆油田分公司采油一厂;
3. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学
收稿日期：2023-12-21；修回日期：2024-03-10
基金项目：国家自然科学基金“静载、振动与腐蚀作用下H2S/CO2气井完井管柱螺纹密封面的力化学损伤机制研究”（51774249）
作者简介：陈登亚，1990生，硕士，工程师，2016年毕业于长江大学石油与天然气工程专业，主要从事稠油开采技术的研究工作。E-mail: yc_chdy@petrochina.com.cn.
通信作者：曾德智，1980生，博士，教授，本刊青年编委，主要从事油管腐蚀与防护方面的研究工作。E-mail: zengdezhi1980@163.com.
摘要：目的 厘清新疆油田稠油火驱某采出井N80油管的腐蚀失效原因，明确腐蚀主控因素和腐蚀机理。方法 分析了火驱井油管服役井史和宏观腐蚀形貌，检验了失效油管的化学成分、金相组织和力学性能，利用扫描电镜、能谱仪、X射线衍射仪对腐蚀产物进行物相分析。结果 失效油管的化学成分、力学性能均符合相关标准要求，金相组织无异常；油管以局部腐蚀为主，服役仅1年油管外径减少了1.89 mm；腐蚀产物层厚度达96 μm，主要由Fe2O3、FeCO3和FeOOH组成。结论 失效油管发生了高温环境下的CO2腐蚀和O2腐蚀，O2和Cl−的协同作用是导致油管局部腐蚀发展的主要原因，建议采用铝合金牺牲阳极短节进行防护，研究成果为火驱环境油管柱的腐蚀与防护提供了借鉴。
关键词：N80油管    火驱    CO2腐蚀    O2腐蚀    失效分析    
Corrosion failure analysis of N80 tubing in heavy oil fire-drive production well in Xinjiang oilfield
CHEN Dengya1 , ZOU Jungang2 , YU Chengxiu3 , SUN Jianghe1 , XIANG Hong1 , ZENG Dezhi3     
1. Oil Production Technology Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang, China;
2. No.1 Oil Production Plant of PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang, China;
3. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, China
Abstract: Objectives To clarify the corrosion failure causes of N80 tubing in a production well of heavy oil fire flooding in Xinjiang oilfield, and to identify the main control factors and corrosion mechanism. Methods The service history and macroscopic corrosion morphology of the fire-drive production well tubing were analyzed. The chemical composition, metallographic structure and mechanical properties of the failed tubing were analyzed. The corrosion products were analyzed by SEM, EDS and XRD. Results The chemical composition and mechanical properties of the failed tubing were in line with the relevant standards, and the metallographic structure was normal. The oil pipe was mainly corroded locally, and the outer diameter of the oil pipe was reduced by 1.89 mm after only 1 year of service. The corrosion product layer has a thickness of 96 μm and is mainly composed of Fe2O3, FeCO3 and FeOOH. Conclusions CO2 corrosion and O2 corrosion have occurred in the failed tubing at high temperatures, and the synergistic effect of O2 and Cl- was the main cause leading to the development of local corrosion in the tubing. It is recommended that Al alloy sacrificial anode short sections be used for protection, and the research results provide a reference for the corrosion and protection of tubing string in fire-drive environment.
Key words: N80 tubing    fire-drive    CO2 corrosion    O2 corrosion    failure analysis    

稠油作为一种重要的石油资源，对中国的石化工业起着不可或缺的支撑作用[1-7]。目前，对稠油主要通过火驱技术进行开采，即引入高温热介质改善稠油的流动性，推动原油从储层移向采油井[8-10]。然而，地下储层中的热介质可能含有如CO2、H2S等酸性物质，这些酸性物质在高温高压条件下会引发井下设备及管柱的腐蚀，严重制约了我国稠油的高效开发[11-13]。

生产油管经历蒸汽吞吐工艺后，腐蚀问题变得尤为突出。张运军等[14]用高温高压反应釜动态模拟N80钢在尿素辅助蒸汽吞吐采出井的井筒工况下的腐蚀行为，发现尿素质量分数为30%时，N80试样在50 ℃下属于极严重腐蚀，在80 ℃下属于严重腐蚀。计玲等[15]用高温高压釜模拟火驱生产工况下采出井的腐蚀环境，并将模拟试样与现场经历过注蒸汽热采后火驱工况下的失效管件进行对比，发现经历过蒸汽热采和火驱两种工况的N80油管腐蚀程度远高于单一火驱工况下的情况。袁士宝等[16]针对火驱采出系统主要的气液环境，研究了N80、J55等钢材在不同温度、压力环境下的腐蚀现象，发现在50 ℃、3 MPa的液相条件下，采出井腐蚀最严重。目前，稠油热采管柱腐蚀研究主要集中在室内模拟管柱在CO2、O2及H2S存在条件下的腐蚀，但实际生产过程中工况参数处于动态变化的状态，室内腐蚀工况模拟无法还原现场真实的复杂工艺过程。

新疆油田火驱区块某抽油井井深576.87 m，作业管柱深度557.21 m，以常规举升为主，辅以间歇吞吐引效。该井动液面486.52 m，沉没度66.69 m，油压0.30 MPa，套压0.15 MPa，平均含水率（w）为75%，平均日产液量10 t，平均日产油量4.8 t。失效油管材质为N80，服役温度在30 ℃左右。服役1年后取出，发现处于动液面附近的泵上第一根油管外壁发生严重腐蚀。为此，对现场失效N80油管试样的材质和腐蚀产物进行分析，探索火驱生产井中N80油管的失效原因，以期为后续火驱采油过程中生产油管的腐蚀和防护提供参考。

1 失效管材基本情况
1.1 宏观形貌

失效油管规格为Φ73.02 mm×5.51 mm，外壁腐蚀宏观形貌如图1所示。由图1可知，失效油管表面呈黑褐色，管体外壁存在多处连续的点蚀坑，腐蚀坑槽呈溃疡状，最大腐蚀坑槽尺寸为23.03 mm×10.20 mm×1.69 mm，具有典型的O2腐蚀特征[17]。失效油管截面如图2所示。由图2可知，油管外表面凹凸不平，内表面平整，油管最小外径为71.13 mm，相比原始外径减小了1.89 mm，最大内径为62.21 mm，相比原始内径增加0.21 mm。可见，该油管外壁发生了局部腐蚀，内壁无明显腐蚀痕迹，油管因外壁腐蚀导致失效。

图 1     泵上第1根油管外壁腐蚀宏观形貌 Figure 1     Corrosion macroscopic morphology of the outer wall of the first oil pipe on the pump

图 2     泵上第1根油管轴向腐蚀宏观形貌 Figure 2     Axial corrosion macroscopic morphology of the first tubing on the pump

1.2 化学成分

参照ASTM A751-2021 Standard Test Methods, Practices, and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products（钢制品化学分析标准试验方法和规程），对失效管材的化学成分进行检测，结果见表1。从表1可知，该油管的化学元素含量均符合ISO 11960:2020 Petroleum and natural gas industries-Steel pipes for use as casing or tubing for wells对N80油管的要求。

表 1    N80油管化学组成检测结果 Table 1    Test results of chemical composition of N80 tubing

1.3 金相组织分析

参照GB/T 10561—2023《钢中非金属夹杂物含量的测定 标准评级图显微检验法》、GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》，对失效油管进行金相组织分析和晶粒度评级，结果如图3和图4所示。由图3和图4可知，失效管件金相组织为珠光体+铁素体，晶粒度评级为9.5级，横向截面和纵向截面的非金属夹杂物均为球状氧化物，同时还存在条状硅酸盐夹杂物，夹杂物尺寸正常。

图 3     油管横向金相组织形貌 Figure 3     Transverse metallographic structure of tubing

图 4     油管纵向金相组织形貌 Figure 4     Longitudinal metallographic structure of tubing

1.4 力学性能分析
1.4.1 硬度分析

根据GB/T230.1—2018《金属材料 洛氏硬度试验 第1部分:试验方法》在N80失效油管段切取环形试样。用洛氏硬度计分别测试环形试样的内、中、外圈的洛氏硬度值为19.6~23.4 HRC，平均值为21.3 HRC。硬度最大值与最小值相差3.8 HRC，符合ISO 11960:2020要求N80钢硬度变化范围不超过4 HRC的指标。

1.4.2 拉伸性能

依据GB/T 2975—2018《钢及钢产品 力学性能试验取样位置及试样制备》、GB/T 228.1—2021《金属材料 拉伸试验 第1部分:室温试验方法》将试样加工为标准板状拉伸试样并进行拉伸实验。结果见表2。

表 2    失效N80油管拉伸性能测试结果 Table 2    Test results of tensile properties of failed N80 tubing

由表2可知，失效油管的抗拉强度、屈服强度及断后延伸率均满足ISO 11960：2020对N80钢的力学性能要求。

综上，对N80油管进行的理化性能检测结果表明，油管的化学成分、金相组织、力学性能均满足标准对N80油管材质的要求，故油管材质不是导致腐蚀失效的原因，需进一步对失效油管外壁的腐蚀产物进行分析，以明确腐蚀的主控因素。

2 腐蚀产物分析
2.1 腐蚀微观形貌分析

根据失效油管的腐蚀特性，在油管外壁具有点蚀坑的位置（图1标注位置）取样，利用扫描电子显微镜（SEM）对失效油管外壁腐蚀产物的微观形貌进行观察，如图5所示。由图5可知，该部位堆积了一层较多的腐蚀产物，在高倍放大下观察到堆积致密的规则立方状晶体，以及较为疏松的球絮状产物，球絮状产物中伴有较大孔隙存在。

图 5     失效油管外壁点蚀坑部位腐蚀产物的SEM形貌 Figure 5     SEM morphology of corrosion products at pitting pits on the outer wall of the failed tubing

采用能谱仪（EDS）分别对腐蚀产物层坑内、坑外腐蚀产物元素进行成分分析，结果如图6所示。由图6可知，腐蚀产物主要以Fe、C、O元素为主，还含有少量的Cl元素。腐蚀产物坑内的Cl元素含量明显高于坑外。结合失效油管外壁的宏观形貌，判断Cl−加剧了局部腐蚀坑的发展。腐蚀产物坑内的Fe元素含量高于坑外，原因为坑内更接近金属基体，这与文献[18]的分析结果一致。

图 6     油管外壁EDS能谱分析 Figure 6     EDS spectrum analysis of tubing outer wall

2.2 腐蚀产物截面分析

对失效油管外壁腐蚀产物膜进行截面扫描，结果如图7所示。从图7可看出，该失效油管腐蚀较为严重，腐蚀产物膜厚度达96 μm。腐蚀产物主要为Fe、C、O元素，C元素主要集中在金属基体侧，O元素分布在整个腐蚀产物层，同时存在Cl−富集现象。结合EDS能谱分析结果，推测失效油管发生了CO2腐蚀和O2腐蚀。且Cl−半径小，渗透力强，可穿过腐蚀产物层并在金属基体表面吸附，促进金属阳极活化和溶解，从而加剧局部腐蚀的发展[19-20]。

图 7     失效油管外壁截面形貌及元素分布 Figure 7     Cross section morphology and element distribution of the outside wall of the failed tubing

2.3 腐蚀产物成分分析

为进一步明确腐蚀产物的组成，对失效油管外壁表面的腐蚀产物进行X射线光电子能谱分析，结果如图8所示。从图8（a）可知，Fe 2p3/2出现了3个不同的峰，结合能分别713.2 eV、711.3 eV及710.5 eV，对应物质分别为FeOOH、FeCO3及Fe2O3 [21-22]。从图8（b）可知，O 1s出现了3个峰，结合能分别为532.68 eV、531.58 eV及530.18 eV，对应于碳酸盐、氢氧化物及氧化物，峰面积分别为22.87%、28.66%和48.47%。结合Fe 2p、O 1s谱图可知，N80失效油管以O2腐蚀为主，腐蚀产物从大到小依次为FeOOH、FeCO3、Fe2O3。

图 8     油管内壁腐蚀产物成分XPS分析 Figure 8     XPS analysis of corrosion products on the inner wall of tubing

3 腐蚀原因及防腐对策
3.1 腐蚀原因

根据现场生产数据，注气井目前注入干空气，前期点火温度约400 ℃，后期注200 ℃左右的蒸汽，注10天后再注入2~3月的干空气，燃烧产生的CO2及剩余的O2会进入生产井导致管柱腐蚀。腐蚀坑处扫描电镜观察（见图5）及能谱分析（见图6）结果表明，腐蚀产物层主要由Fe、C、O等元素组成，此外还有少量的Cl元素，部分位置腐蚀产物疏松并伴有较大孔隙存在。

图9为该生产井的O2、CO2含量变化示意图。从图9可知，该生产井CO2平均体积分数约为15.92%，O2平均体积分数约为0.5%。该井含水率为75%，地层水中Cl−质量浓度为4600 mg/L，可知失效油管处于CO2-O2-Cl−环境中。CO2溶于水后生成碳酸在水中离解产生${\mathrm{CO}}_3^{2-} $，O2溶于水生成OH−，${\mathrm{CO}}_3^{2-} $与OH−均会与Fe发生反应造成油管腐蚀，Cl−通过疏松多孔的腐蚀产物层到达金属基体促进局部腐蚀的发展，如图10所示。

图 9     O2、CO2含量变化示意图 Figure 9     Schematic diagram of O2 and CO2 content changes

图 10     火驱生产井腐蚀机理 Figure 10     Corrosion mechanism of fire drive production well

由该生产井的XPS分析结果可知，油管外壁腐蚀产物主要有FeOOH、FeCO3和Fe2O3，因此，失效N80油管主要为CO2腐蚀和O2腐蚀[23-25]。地层燃烧产生的CO2溶于水生成H2CO3，H2CO3电离产生的${\mathrm{CO}}_3^{2-} $与Fe2+发生反应生成FeCO3，见式（Ⅰ）,在靠近基体的表面析出，堆积形成菱形的FeCO3产物膜，结构较致密，保护性较好。

$ {\text{F}}{{\text{e}}^{{\text{2 + }}}}{\text{ + C}}{{\text{O}}_3}^{2 + } \to {\text{FeC}}{{\text{O}}_{\text{3}}} $ $ (Ⅰ)

同时，火驱区块油层未燃烧完全的O2进入井筒，从两方面影响腐蚀过程：①直接参与阴极去极化反应见式（Ⅱ），促进电化学反应过程；②将Fe2+氧化成Fe3+生成Fe（OH）3 ，见式（Ⅲ）~式（Ⅳ），导致溶液中Fe2+含量降低，抑制致密的FeCO3 膜的形成，而Fe(OH)3易水解生成疏松多孔的铁氧化物（图5球絮状产物）[26-27]，见式（Ⅴ）~式（Ⅵ），致密性较差，为介质和金属离子的交换提供了通道，无法对基体形成良好的保护作用。此时平整处致密产物FeCO3与疏松多孔的铁氧化物结构存在明显差异，这种结构的不均匀性为局部腐蚀提供了条件，易形成“小阳极大阴极”。在Cl−的催化作用下，产物膜下的Fe会加速溶解并发生局部酸化，进一步促进局部腐蚀，使得油管局部腐蚀愈加严重。

$ \text{O}_{\text{2}}+\text{2H}_{\text{2}}\text{O + 4}\text{e}^-\to4\text{O}\text{H}^- $ (Ⅱ)
$ {\text{F}}{{\text{e}}^{{\text{2 + }}}} + 2{\text{O}}{{\text{H}}^{-}} \to {\text{Fe(OH}})_2 $ (Ⅲ)
$ \text{4Fe(OH}\text{)}_2+\text{O}_2+2\text{H}_{\text{2}}\text{O}\to4\text{Fe(OH}\text{)}_3 $ (Ⅳ)
$ {\text{2Fe(OH}}{{\text{)}}_3} \to {\text{F}}{{\text{e}}_2}{{\text{O}}_3} + 3{{\text{H}}_{\text{2}}}{\text{O}} $ (Ⅴ)
$ {\text{Fe(OH}}{{\text{)}}_3} \to {\text{FeOOH + }}{{\text{H}}_{\text{2}}}{\text{O}} $ (Ⅵ)
3.2 防腐对策

目前，该生产井无防腐措施，在现有的工艺技术及成本条件下，还无法从材料本身解决腐蚀问题。国内外主要是利用缓蚀剂、涂层及牺牲阳极等方法对油管进行防护。不同防护措施的优缺点见表3[28-30]。

表 3    常用防腐措施的优缺点及其在火驱采出井适用性 Table 3    Advantages and disadvantages of common anti-corrosion measures and their applicability in fire drive production Wells

该生产井作业管柱深度为557.21 m，正常生产时油管服役温度在30 ℃左右，井中含O2和Cl−，根据表3，在综合考虑成本及防护效果，并且油管环境不超过100 ℃情况下，建议对新疆油田火驱区块采用铝合金进行牺牲阳极防护。由于动液面的扰动，在泵上端部位油管腐蚀严重，因此，在靠近泵的位置需加密安放牺牲阳极材料。

4 结论

1） 火驱生产井动液面以下油管属于局部腐蚀。油管服役仅1年，最大腐蚀深度为1.69 mm，腐蚀产物膜厚度达96 μm。理化性能检验结果表明，N80油管化学成分、金相组织及力学性能均符合ISO 11960—2020要求，材质本身不是导致腐蚀失效的原因。

2） 火驱采出井中油管外壁主要发生了CO2腐蚀及O2腐蚀，腐蚀产物主要为FeOOH、FeCO3和Fe2O3。在CO2-O2-Cl体系中，O2创造了局部腐蚀发生的条件，Cl−促进了局部腐蚀坑的发展，导致油管局部腐蚀严重。

3） 综合考虑火驱工况环境，建议采用铝合金进行牺牲阳极防护，并在泵上端部位油管处加密安放。

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