黄明良 岳鹏 石锐 刘青山

摘 要：塔河油田注水井腐蚀严重，导致油管使用寿命缩短，修井频繁，给油田带来巨额经济损失。井场试验表明井下牺牲阳极保护技术可有效降低注水井管柱的腐蚀，但也存在阳极短节断脱失效的问题。室内对AD13CH井断脱失效阳极保护器及油管样品进行金相分析、化学组分分析、断口电镜扫描及能谱分析，得出阳极保护器断脱失效的原因为硫化物应力腐蚀开裂。根据影响硫化物应力腐蚀开裂的环境条件和管材因素，优化阳极保护器内部结构设计，避免焊接损伤及应力集中。同时，优化阳极保护器入井工艺，避免在井口至2000m硫化物应力腐蚀温度敏感区使用，在井深超过2000m的高温区，缩小阳极保护器间距，提高保护管柱效果。

关键词：注水井；牺牲阳极保护；断脱；硫化氢应力腐蚀开裂

中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）15-0174-02

塔河油田平均井深6000米，井下腐蚀环境具有高温（20-130℃），高矿化度（大于20.0*104mg/L）、高含硫化氢（平均30629mg/L）、低PH值（5-6）的特点[1]。因注水管网分布不全，部分注水井采用车到盐水的方式，存在曝氧环节，溶解氧的引入进一步增强井下环境的腐蚀性，苛刻的井下腐蚀环境，采用缓蚀剂单一防护技术，不能有效控制井筒的腐蚀破坏。

2017-2018年采油二厂发现井下腐蚀96井次，其中注水井腐蚀34井次，占比35.4%，腐蚀部位包括接箍、油管穿孔甚至断脱。注水井管柱腐蚀导致油管使用寿命缩短、修井频繁，对日常维护作业带来极大困难和巨额的修井费用，亟待开展防腐对策研究。

近年来，针对牺牲阳极保护技术在油气田管道防腐应用做了大量的工作，对牺牲阳极保护技术管道防腐机理有了深入的认识[2][3][4]，为此在采油二厂开展井下牺牲阳极保护矿场试验。

1 井下牺牲阳极保护技术原理

将一种电位更负的金属或其合金（如镁、铝、锌等）作为牺牲阳极与被保护的金属结构物（油管）电性连接，通过电负性金属或合金牺牲阳极的不断溶解消耗，向被保护的油管提供保护电流，使油管获得保护，大幅度降低油管和与之相连的附属金属配件、工具等生产管柱的腐蚀。

2 牺牲阳极保护器工艺设计[5]

由于油管在注水井中工作时其通径不能变化，同时为保证牺牲阳极与油管存在电连接，牺牲阳极发出的电流能够到达油管内外壁，并考虑到牺牲阳极安装的便捷与牢固，将牺牲阳极结构设计为牺牲阳极保护器短节形式。保护器短节由TP-JC螺纹接头、3P110S抗硫油管、铝-锌-铟系内外衬合金构成如图1、图2。

3 塔河油田井场试验情况

自2016年，塔河油田试验井下牺牲阳极保护15井次，工艺方案为油管间隔200m下阳极保护器短节1根，设计使用寿命为2年。效果评价方式为井下运行两年后取出检查油管腐蚀情况。

目前，15口井油管及阳极保护器全部起出，阳极保护器自井口往下，消耗逐渐增强，井深2000m以下基本完全消耗，油管外壁均无明显腐蚀，对注水井油管保护作用明显。试验期间TH12206井、AD13CH井、TK663井阳极保护发生断脱失效，平均入井594天，断脱井深位于400-800米，如表1所示。

4 阳极保护器断脱原因分析

阳极保护器短节断脱失效给油田带来额外的修井费用，也不利于井下牺牲阳极保护技术的推广应用。工作人员以AD13CH井为例，室内进行保护器短节断脱原因分析。

4.1 AD13CH井注水生产情况

AD13CH井位于阿克库勒凸起西北部，2010年2月完钻，完井深度6239.12m，现场监测该井CO2含量为2.16%-9.47%，H2S含量为：272-5387.3mg/m3。2012年4月17日开始单元注水。2015年12月20-22日组下完井管柱：31/2”JC喇叭口+31/2”JC油管619根+双公+油管挂，累计油管619根，下入阳极保护器48个。

2016年1月7日至2017年5月9日，累计注水50403方。2017年7月更换管柱作业，第2根阳极短节接箍处断脱（井下364m），井下运行576天。

4.2 室内实验分析[6]

取AD13CH断脱阳极保护器，完好阳极保护器及油管管体一段开展室内分析实验。

4.2.1 外（内）壁宏观形貌

阳极保护器表面合金存在明显片状腐蚀产物，极易剥落，样品本体外壁及内壁宏观形貌无明显的局部腐蚀及腐蚀减薄现象。

4.2.2 断口宏观形貌

断脱阳极保护器整体呈脆性断裂，断口平整，无明显的塑形变形，裂纹起源于内表面，断口上裂纹呈阶梯状扩展，具有多源特征，断口表面存在明显的腐蚀产物。此外，断口下方内壁存在一圈明显的凹坑，为内衬层与管体结合部位，属工艺电焊损伤。

4.2.3 金相分析

依据GB/T 13298-1991分别对阳极短节及油管段样品进行金相组织、晶粒度及非金属夹杂物检验，检测结果表明两根管样的晶粒度较细，均为11.0级，且无超尺寸非金属夹杂物，但内外壁与心部的金相组织存在差异，其中内外壁为回火索氏体+铁素体，而心部为回火索氏体。

4.2.4 化學成分分析

依据ASTM A751-2008，采用ARL 4460直读光谱仪分别对阳极短节本体及油管段进行化学成分分析。检测结果表明，阳极短节本体与油管段样的化学成分基本无差异，且均符合API SPEC 5CT要求，如表2所示。

4.2.5 力学性能

依据ASTMA370-17标准对试样进行拉伸性能检测，试验宽度*标距19.1*50mm，检测结果保护器本体：抗拉强度873MPa、屈服强度819MPa、延伸率21%，油管样品表明抗拉强度886MPa、屈服强度836MPa、延伸率22%，符合APISPEC5CT对P110钢抗拉强度≥862MPa、屈服强度758-965MPa、延伸率≥12%的标准要求。

4.2.6 硬度检测

依据ASTM E18-16标准检测未失效保护器管体样品硬度（HRC）为25.6，油管段样品（HRC）为26.2。

4.2.7 断口微观分析

阳极短节断口经过机械清洗后，采用扫描电镜对断口表面进行形貌观察，断口表面存在明显的腐蚀产物，且局部可见沿晶状二次裂纹形貌。采用能谱仪对断口表面进行元素成分分析，腐蚀产物主要包含Fe、O、C、S和Cl元素，如图3，图4所示。

4.3 陽极短节断脱原因综合分析

断口宏观分析结果表明，阳极短节断口平整，无明显的塑形变形，整体呈脆性断裂，起源于内表面，断口上裂纹呈阶梯状扩展，具有多源特征，断口表面存在明显的腐蚀产物。断口微观形貌分析结果表明，断口表面存在明显的腐蚀产物，且局部可见沿晶状二次裂纹形貌，断口腐蚀产物主要包含Fe、O、C、S和Cl元素，且S元素含量非常高。由上述分析结果可知阳极保护器断脱的原因为硫化物应力腐蚀开裂。

5 结语

（1）井下牺牲阳极保护技术对塔河油田注水井电化学腐蚀引起的坑蚀、穿孔有较好的保护作用，对硫化物应力腐蚀开裂没有防护作用；（2）引起阳极短节断脱的原因为硫化氢的腐蚀开裂，其原因阳极短节存在焊接损伤、内径突变，金相组织不均匀等缺陷，耦合塔河油田酸性硫化氢环境诱发硫化物应力腐蚀开裂；（3）优化阳极保护器内部结构设计，避免焊接损伤及应力集中。

参考文献

[1] 张江江，闫俊龙，刘冀宁，等.电化学保护技术在注水井下及地面管道防腐中的应用[J].材料导报，2014，26（专辑23）：422-426.

[2] 陈秀玲，关建庆，尹依娜，刘强.油田油水井高温牺牲阳极保护技术[J].腐蚀与防护，2005，26（12）524-526.

[3] 念大海.阴极保护技术应用现状分析[J].石油和化工设备，2012（15）：68.

[4] 侯世忠.阴极保护技术的研究与应用[J]全面腐蚀控制，2018，10（10）：39-45.

[5] 韩帅.牺牲阳极保护技术在注水井中的应用[J]全面腐蚀控制，2018，10（10）：26-27.

[6] 张乐，安浩，等.P110S钢级油管断裂失效分析[J]理化检测，2018，11（54）：833-837.