徐振东* 杨中娜 李文涛 杨 阳 王海锋 王骅钟 冯电稳

（1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司 2. 中海油（天津）管道工程技术有限公司）

0 前言

油田注水是提高地层压力，保证原油稳产、高产的常用措施。油田开发初期的注水措施基本上是按自然吸水能力进行笼统合注，不同渗透率的油层吸水量相差几倍到几十倍，造成注入水单层突进和平面指进的局面[1]。因此，为了加强中、低渗透层吸水率，并控制高渗透层注入量，某海上油田采用了分层注水工艺，有效地控制了油层压力，并在一定程度上控制了油田含水量上升过快的现象，很好地解决了油田开发过程中的层间矛盾[2]。但随着回注系统温度、压力、流态的变化，且注入水中含有各种无机盐离子、原油、细菌、固体颗粒、溶解性气体（CO2、H2S）等，使得管柱易在某些特殊区域形成腐蚀穿孔等现象[3]，研究了管柱腐蚀穿孔原因及失效机理，并提出了相应的改进或预防措施，对维持油田长期稳产、高产，提高采收率具有重要意义[4]。

某海上注水井于2009 年7 月投注，采用笼统注水方式注水。2012 年4 月重新完井下分注管柱，分为6 段注水，注入方式为生产污水+海水混注，最大井斜为41.72°，补心海拔为47.16 m。2012 年4月下入分层管柱后注水量保持在470 m3/d 左右，注水压力为2.9 MPa。2012 年5 月至2019 年4 月，该井至少实施了9 次酸化作业，酸化液为土酸（12%HCl+3% HF），酸化作业后无返排，通过后期注水作业将残酸压至地层。2019 年11 月在该注水井更换管柱作业期间，发现有一根NU 或N80 油管发生两处腐蚀穿孔（如图1 所示），深度为 1 593.76～1 594.26 m，穿孔油管所在位置的温度约为68 ℃。根据图1 可知，穿孔油管位于分层注水管柱底部（1 区）最上面一根油管，紧邻配水器（如图1 箭头所指位置），管柱最底部区域有圆堵，注入水在底部区域置换较慢。本文结合检测结果和现场实际工况，对油管腐蚀穿孔原因进行了综合分析。

图1 失效油管位置

1 宏观分析及测量

腐蚀油管外壁均匀覆盖了较厚的棕黄色腐蚀产物，其宏观形貌可见图2，油管的外壁主要呈现均匀腐蚀特征，共计4 处穿孔，腐蚀孔呈圆形或椭圆形，孔径大小不一，最大穿孔尺寸（长度×宽度）为110.91 mm×26.24 mm。

对油管进行纵向解剖，进一步观测油管的内壁腐蚀特征，如图3 所示。从图3 可以看出，油管内壁整体存在较多附着物，包括穿孔位置。将穿孔位置的内外壁形貌进行对比分析后可知，外壁形貌较平整，而内壁存在明显径向台阶，穿孔位置位于减薄部位中心，综合判断，油管腐蚀穿孔主要是由于内腐蚀导致的。腐蚀坑附近也存在明显附着物，推测内壁腐蚀可能与沉积物下腐蚀有关。

图3 失效油管内壁宏观形貌

2 材质分析

2.1 化学成分分析

从油管管体取样进行化学成分分析，结果可见表1，油管中的化学成分满足API Spec 5CT 标准对N80钢的要求。

表1 油管化学成分（质量分数） %

2.2 金相分析

从失效油管靠近腐蚀坑和远离腐蚀坑处分别取样进行金相分析，检验结果见表2。油管腐蚀坑附近基体组织为铁素体+珠光体，如图4 所示，带状组织4 级，未见非金属夹杂物，腐蚀坑底部未见裂纹及明显脱碳现象。远离腐蚀坑处基体组织为铁素体+珠光体，详见图5 a），带状组织5 级，如图5 所示，其中未见非金属夹杂物。

表2 金相检验结果

图4 腐蚀坑附近金相组织

图5 远离腐蚀坑处金相组织

3 腐蚀产物分析

取油管内壁表层垢样、腐蚀坑内产物（分别记为1#、2#）进行成分分析。采用除油、过滤、干燥处理后进行EDS 和XRD 分析，结果可见表3 和表4，XRD 测试结果及标准卡片对比情况可见图6～图7。油管内壁垢样/腐蚀产物中存在较高含量的S、Cl、Na 元素，垢样主要以FeCO3、FeS 及NaCl 形式存在，腐蚀坑内产物除以上三种物质外，还有钙镁垢。

注入水为生产污水和海水的混合液，所以，FeCO3主要为水中HCO3-或溶解CO2与Fe 反应的产物[5]，Cl 元素来自注入水中的NaCl，Cl-会加速产物膜的破坏，促进局部腐蚀[6]。S 元素来源于腐蚀产物FeS，因注入水中基本无H2S，且该处温度为65 ℃，穿孔不具有普遍性，所以排除H2S 腐蚀的可能性[7]。由于海水中含有SRB，在井底无氧环境下，局部易滞留污垢且有硫酸盐的水溶液不断补给养料的情况下，易产生细菌腐蚀，因此推测S 来自于SRB 细菌腐蚀产物。

表3 垢样/腐蚀产物能谱分析结果（质量分数） %

4 微观分析

图6 1＃样品的XRD结果

图7 2＃样品的XRD结果

沿腐蚀坑横截面的基体至紧贴内壁腐蚀产物层依次进行微区成分分析，能谱线扫测试点及测试结果可见图8。可见腐蚀产物主要元素为Fe、O、C、Si、S，结合XRD 分析结果，紧贴内壁产物主要成分为FeCO3、FeS 和砂子，同时说明XRD 分析结果中的高含量NaCl 和钙镁垢主要为油管内壁表层的结垢物。

图8 腐蚀坑横截面试样能谱测试结果

5 水质分析及结垢趋势预测

取平台注水样进行水质分析，结果可见表5。注入水水型为氯化镁型，Mg2+、Ca2+含量较高。根据水质分析结果，结合现场工况，依据SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》标准对注入生产水结垢趋势进行预测，结果为该平台注入水存在CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3结垢趋势。

6 失效原因分析

（1）根据材质鉴定结果可知，油管的化学成分满足API 5CT 标准要求，硬度较高。油管的金相组织均为铁素体+珠光体，腐蚀坑附近为带状组织4 级，远离腐蚀坑处为带状组织5 级，未见明显裂纹、非金属夹杂物及脱碳现象。

表5 注入水水质分析

（2）油管产生内腐蚀穿孔，腐蚀坑附近也存在明显附着物，推测内壁腐蚀可能与沉积物下腐蚀有关。

（3）对注入水进行水质分析，D 平台注入水的水型为氯化镁型，有CaCO3、SrSO4、BaSO4、FeCO3结垢趋势，未检测出SRB、TGB、FB。

（4）通过能谱及XRD 分析可知，油管内壁的垢样及腐蚀产物主要为FeCO3、FeS、NaCl 及少量的钙镁垢，FeCO3为注入水与钢管作用而形成，由于腐蚀穿孔在局部位置发生，推测FeS 可能为SRB 细菌腐蚀产物，NaCl 来自于海水，Cl-能够被金属表面吸附等特点，会加速局部腐蚀。

（5）对现场工况进行分析后可知：井底温度约为65 ℃。2012 年4 月，D12 井下入分注管柱，2012年5 月20 日，该井关闭L100（即Zone1）并对其余层段实施第1 次酸化解堵作业，2013 年10 月12 日，zone1下入水嘴限制注水，其他段保持全开状态。因此，zone1 水嘴存在限制注水的情况。D12 腐蚀油管深度为 1 593.76～1 594.26 m，为Zone1 水嘴下方的第一根油管。Zone1 管柱最底端封闭，管柱内部残留液体置换较慢，加上Zone1 水嘴限制注水，也进一步减缓了zone1 内部残液的置换。 根据近三年注入水水质来看，2017 年全年、2018 年上半年及2019 年上半年的水中总悬浮固体含量超过SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》标准规定上限。近三年SRB 细菌数量主要集中在（0～110）个/mL 范围内，但有2个月的SRB 细菌数量最高达1 000 个/mL，说明某一时期注入水中的SRB 细菌可能存在一定的抗药性。

由于注入水中容易滋生有害微生物，导致水质变差，穿孔油管所在位置易造成悬浮物和结垢物的滞留、沉积，且利于SRB 细菌的繁殖[8-9]，油管内壁表层的垢层疏松多孔，为孔内外水、氧气和腐蚀性介质的相互扩散和质量传输提供了通道，SRB 的腐蚀产物FeS 附着于内壁形成适于SRB 生长的封闭区[10]，加剧了腐蚀程度，点蚀坑不断扩大、加深直至穿孔。SRB 细菌腐蚀机理如下：

总反应式：

7 结论和建议

7.1 结论

（1）油管的化学成分满足API 5CT 标准中对N80油管的要求，材质合格。

（2）油管腐蚀穿孔主要是由于内腐蚀，外壁也存在一定腐蚀。

（3）油管在沉积物下腐蚀和细菌腐蚀综合作用下导致内腐蚀穿孔。腐蚀油管位于管柱底部区的顶部水嘴下的第一根油管处，该区域内悬浮物和结垢物易滞留、沉积，为细菌繁殖提供了有利环境，同时，介质中Cl-加剧了局部腐蚀。

7.2 建议

（1）应定期向注水系统投加杀菌剂和阻垢剂，还应考虑管柱特殊区域药剂被介质中各种悬浮物、沉淀物等吸附的可能性。

（2）建议在管柱底部区域选用耐蚀合金钢或采用镀层技术对油管内外表面进行化学镀、电镀等从而提高油管的防腐性能。