海上油田井下N80油管腐蚀失效分析砂磨机
2022-06-28 06:15:16 艺南机械网
海上油田井下N80油管腐蚀失效分析
引 言
某油井于2010年6月投产，投产初期含水1.5%。该井为大斜度井，最大井斜74.98o。2015年10月故障停泵，停泵前含水81.7%，检修正常后稳定生产，到2016年9月含水升至91%okmart.com。2019年3月换管柱，发现原井管柱3-1/2”EU油管多根油管腐蚀，且每根油管约有20多个1~2 mm的穿孔，对应深度为234~369 m。失效材料油管材料为N80。本研究针对选取一根穿孔油管（记为A管）和一根未穿孔油管（记为B管）作为失效分析对象，以期查明腐蚀穿孔原因。
宏观分析及壁厚测量
1.1 宏观形貌
A管、B管的管体外壁宏观形貌如图1所示。观察可知A管外壁有多处浮锈，无明显的油性物质附着，B管外壁整体附着一层油性物质。A管、B管的管端宏观形貌如图2所示，由图可知，A管的公扣内壁和端部发现明显的腐蚀坑，腐蚀产物为红棕色，取样进行腐蚀产物分析，而B管外壁未发现明显的腐蚀现象。
图1 A、B管外壁宏观形貌图
图2 A、B管管端宏观形貌图
1.2 解剖分析
将A油管沿轴线方向进行解剖，进一步观察发现油管内壁腐蚀情况，如图3所示。A油管内壁除了腐蚀穿孔的位置外，还发现多数腐蚀坑，最大腐蚀坑深度约为4.9 mm，其中带接箍一侧的管端内壁未发现明显的腐蚀。最近的腐蚀坑位于距离管端约97 mm处，从该位置开始管体周向多个方向均存在腐蚀坑，分别沿轴向向油管中部延伸，某些位置已形成穿孔（与外部观测到的穿孔位置吻合）。
进一步对比多处穿孔位置的内外壁形貌，如图4所示。观察可知内壁腐蚀坑面积较大，腐蚀坑中心向外壁进行径向扩展，直至穿孔，油管的腐蚀特征是内腐蚀。
图3 A油管带接箍一侧的管端内壁形貌
图4 腐蚀穿孔位置内壁形貌
整体观测A油管内壁腐蚀位置分布，如图5所示，发现腐蚀位置均位于管端两侧，周向共计5个方位均呈线性向中部扩展，其中带接箍一侧的内壁腐蚀坑（含穿孔位置）沿轴向最远延伸至距离管端3 m处，靠近油管中部的最后1 m腐蚀坑深度越来越小，直至消失；不带接箍的另一侧管端腐蚀坑从管端开始向中部延伸至1.5 m左右，随着向中部延伸，腐蚀程度也是越来越轻，直至消失，如图6所示。
图5 A管内壁腐蚀位置分布图
图6 A管带接箍一侧油管内壁腐蚀坑扩展形貌
将B油管沿轴向进行解剖，管端两侧约100 mm左右区域未发现明显的内腐蚀现象，如图7所示。中部位置发现明显的腐蚀坑，且沿轴向呈现大面积溃烂状态。取红棕色腐蚀产物进行分析，腐蚀坑分布也存在周向多条线形分布特征，某些管段的内壁某些方位未见明显的腐蚀特征，整体呈现局部腐蚀特征，见图8。
图7 B管不带接箍一侧的管端内壁形貌
图8 B油管中部的内壁形貌
1.3 管体壁厚检测
对A、B油管外壁进行清洗，然后沿周向选取有代表性方位，采用GE DM5E超声波测厚仪对剩余壁厚进行测量。结果表明，A、B油管的壁厚减薄出现严重不均，如A管，某些位置出现穿孔，而同一轴向位置的不同方位减薄才0.1 mm，差异性明显。
理化性能分析
2.1 化学成分分析
采用SPECTRO LABLAVM11直读光谱仪对A、B油管管体试样的化学成分进行分析。结果表明，两油管化学分成符合订货技术要求。但对比来看，A管、B管的Mn、P、S元素含量存在一定差异，应不属于同一产品批次，而且B管中部、端部各元素含量基本一致，A管中部P、S元素含量比端部高。
2.2 力学性能分析
?洛氏硬度
采用R574洛氏硬度试验机对A、B油管试样进行硬度试验。结果表明，两根油管硬度符合订货技术要求。
?拉伸性能
采用Z600双立柱万能材料试验机对A、B油管试样进行拉伸试验。结果表明，两油管拉伸性能符合订货技术要求。
?冲击性能
采用PSW-750摆锤冲击试验机对A、B油管试样进行冲击试验。结果表明，两油管冲击试验符合订货技术要求。
2.3 金相分析
在A油管的未腐蚀端部、腐蚀中部、未腐蚀中部、腐蚀端部（另一侧）进行取样，编号分别为A1＃、A2＃、A3＃、A4＃；在B油管的端部、中部腐蚀和未腐蚀位置进行取样，编号分别为B1＃、B2＃、B3＃。用Observer A1m 金相倒置显微镜分别对A、B油管管体横向试样进行金相分析。分析结果表明，油管A、B的金相组织均为回火索氏体，且从A2＃、A3＃、B2＃几组样品的内外表面组织来看，均无脱碳组织。
取A、B油管管体纵向试样观察带状组织，研究表明，A、B油管存在不同级别的带状组织，且带状组织级别越高的钢材，发生腐蚀的倾向性越大，腐蚀多沿带状组织方向延伸。
A油管端部未腐蚀一侧所取样品未发现带状组织，而腐蚀一侧端部所取试样及腐蚀穿孔附近所取样品均发现高级别的带状组织，且中部所取样品的带状组织级别较低，表明带状组织级别越高的部位腐蚀越严重，与A管发生的腐蚀穿孔宏观特征吻合。
B油管端部未发生明显的腐蚀，其带状级别小，而中部发生腐蚀严重部位的带状组织级别较高，可见腐蚀程度也与带状组织的级别有关。
腐蚀产物分析
3.1 微观形貌及能谱分析
分别取A油管端部穿孔部位内壁、未发生局部腐蚀的中部管段内壁、B油管腐蚀位置内壁腐蚀产物，编号为1＃、2＃、3＃，采用Zeiss EVO 18扫描电镜观察其微观形貌，利用牛津能谱仪对3个腐蚀产物进行微区成分分析。分析结果表明，样品表面呈颗粒状紧密堆积特征；腐蚀产物的主要成分均为C、O、Al、Si、Mn、Fe、Ni。
3.2 XRD分析
对3.1节所述的编号为1＃、2＃、3＃的腐蚀产物采用石油醚、酒精溶解除油、过滤、干燥处理后进行X射线衍射（XRD）测试，扫描角度2θ：3~80°，采样步宽为0.02，波长λ=1.540 56 nm。利用Search-Match软件并结合EDS的结果，对3组腐蚀产物进行成分分析。
结果表明，1＃、2＃腐蚀产物的主要成分相同，均为Fe2O3和FeOOH。虽然XRD图谱并未匹配到C的归属物质，从EDS数据来看，2个样品中的C含量都非常高，这可以推测是介质中的腐蚀环境引入的。3＃腐蚀产物的主要成分为FeCO3、FeSO3、FeC、Fe6(OH)12CO3、Fe2(SO4)3。
综合以上，穿孔管的腐蚀产物主要以铁的氧化物为主，未穿孔油管中发现了存在FeCO3，由于该环境的二氧化碳分压为0.003 MPa，根据DNV颁布的TNB111规定，当二氧化碳分压值低于0.021 MPa时，不存在二氧化碳腐蚀，故排除二氧化碳腐蚀，其中FeCO3的存在可能与流体介质中HCO3-离子有关。
失效原因分析
该油管为普通油管，耐蚀性较差。在腐蚀初期，某些带状组织部位出现腐蚀麻点。随着腐蚀的进行，临近的小腐蚀麻点发展成为较大区域的腐蚀坑，继而向纵向发展为更深的腐蚀坑。生成的腐蚀产物结构比较疏松，没有保护性，一旦在金属表面上有某些点发生腐蚀，腐蚀就会继续进行。由于腐蚀产物的存在，在腐蚀产物内部形成了缺氧化剂的阳极区，外部便形成了富氧化剂的阴极区，从而构成了浓差电池继续腐蚀。
结 语
（1）油管管体的理化性能测试表明，材质符合API Spec 5CT标准要求；
（2）油管在该工况介质环境下的耐蚀性较差，发生氧腐蚀，特别是在大流量的冲刷下，腐蚀速率进一步加剧；
（3）油管腐蚀特征属于内腐蚀形式，在管体内壁呈条带分布；
（4）油管内壁表面形成的较厚腐蚀产物层，构成了浓差电池，进一步加剧腐蚀。
参考文献（略）
作者 | 于萱，张国庆，陈巍
（海洋石油工程股份有限公司）