N80钢级3Cr耐蚀套管点腐蚀分析

丰振军，聂向晖，王高峰，刘迎来，许彦，李亮

N80钢级3Cr耐蚀套管点腐蚀分析

丰振军1，2，聂向晖1，2，王高峰1，2，刘迎来1，2，许彦1，2，李亮1，2

（1.中国石油集团石油管工程技术研究院，陕西西安710065；2.北京隆盛泰科石油管科技有限公司，北京100101）

采用宏观分析、金相分析、能谱分析、扫描电镜分析等方法，研究了N80钢级3Cr耐蚀套管的点腐蚀现象。研究表明：螺纹齿面发生了点腐蚀，该点腐蚀属于氧腐蚀，溶解氧是造成接箍腐蚀的主要原因，溶解氧来源于接箍与保护器螺纹啮合面的残留水，Cl-的存在加快了点腐蚀的速度。建议现场改善套管的存储环境或根据工况选用耐蚀性好的材料。

耐蚀套管；点腐蚀；螺纹；溶解氧

在实际服役过程中，套管常常遭受介质的腐蚀破坏，点腐蚀是其中最严重的破坏形态之一。由于点腐蚀是一种隐蔽性较强、危险性很大的局部腐蚀，一旦产生很可能成为应力腐蚀开裂和腐蚀疲劳的根源［1-4］。同时，由于点腐蚀的存在，管体内表面呈现多孔形态，可对管材整体力学性能产生较大的影响［5-8］，高温、高压、高矿化度和高含水率（富含CO2、H2S和Cl-等）［9-11］，这些因素及其交互作用的影响，使得套管腐蚀严重。

为了找出造成N80钢级3Cr耐蚀套管内螺纹锈蚀、部分牙顶缺失等现象的原因，通过对腐蚀部位取样，运用扫描电镜、金相检验和能谱分析等试验方法，对其进行分析研究，并找到了解决方法。

1 宏观分析

现场出厂时沿平行于接箍轴向解剖该套管，用煤油清洗螺纹脂，接箍端螺纹表面呈亮黄色，其表面未见异常；现场端螺纹表面呈黑褐色锈蚀形貌。仔细观察螺纹表面，现场端螺纹齿顶和齿底部有大量的呈孤立弥散或聚集分布的点蚀坑，且接箍螺纹一端腐蚀较为严重，另一端腐蚀相对较轻。局部锈蚀较为严重的区域，螺纹齿顶金属不连续，齿底明显凹陷，附近镀铜层也已脱落。

2 理化试验

2.1 化学成分分析

从N80钢级3Cr耐蚀套管管体上取化学分析试样，在ARL 4460直读光谱仪上，按照ASTM A 751—2014《钢制品化学分析标准试验方法、试验操作和术语》，在室温条件下进行化学分析试验，结果见表1。

表1 N80钢级3Cr耐蚀套管化学成分（质量分数）%

2.2 夏比冲击试验

以N80钢级3Cr耐蚀套管壁厚中心为试样中心线，沿横向取夏比V型缺口冲击试样，在PIT302D型试验设备上，按照ASTM E 23—2012c《金属材料缺口试样标准冲击试验方法》，在0℃条件下进行夏比冲击试验，结果见表2。

表2 N80钢级3Cr耐蚀套管夏比冲击性能试验结果

2.3 拉伸试验

以N80钢级3Cr耐蚀套管壁厚中心为试样中心线，沿纵向取Φ8.9 mm×35 mm的圆棒拉伸试样，在UTM 5305型电子万能试验机上，按照ASTM A 370—2013《钢制品力学性能试验方法及定义》标准，在室温条件下进行拉伸试验，结果见表3。

表3 N80钢级3Cr耐蚀套管拉伸性能试验结果

3 组织分析

取金相试样，在MeF3A型金相显微镜上进行金相分析。N80钢级3Cr耐蚀套管试样的金相组织形貌如图1所示。试样基体组织为回火索氏体，内表面有多处腐蚀坑，腐蚀坑周围组织同其基体无异常。

图1 N80钢级3Cr耐蚀套管试样的金相组织形貌

4 能谱分析

找一个腐蚀特征较为明显的、带有腐蚀坑的试样，对其进行电镜低倍形貌扫描。腐蚀坑腐蚀形貌如图2所示，腐蚀坑扫描电镜形貌如图3所示。对图3所示的腐蚀坑进行X射线能谱分析，图3中谱图1的扫描分析谱线如图4所示，其腐蚀产物主要由Fe、Cr、Cl、O、C、Si、Cu和S等元素组成，X射线能谱半定量分析结果见表4。根据接箍存放环境推测，在腐蚀产物中C和S元素可能主要来源于螺纹表面涂敷的螺纹脂，Cu元素来源于螺纹表面的镀铜层。

图2 腐蚀坑腐蚀形貌

图3 腐蚀坑扫描电镜形貌

图4 图3中谱图1的扫描分析谱线

在裂纹附近取一个带有明显腐蚀特征腐蚀坑的试样，裂纹附近腐蚀形貌如图5所示，对其进行电镜扫描。裂纹附近点蚀坑扫描电镜形貌如图6所示。从图6可以看出：腐蚀坑底部内有大量灰色块状物质，对其进行X射线能谱半定量分析，结果见表5。从表5可以看出：灰色块状物质主要是铁的氯化物，图6中谱图5的扫描分析谱线如图7所示，灰色物质主要由Fe、Cl和O等元素组成。

表4 图3中谱图1的X射线能谱半定量分析结果

图5 裂纹附近腐蚀形貌

图6 裂纹附近点蚀坑扫描电镜形貌

表5 图6中谱图5的X射线能谱半定量分析结果

5 试验分析

据该接箍宏观形貌可知，其表面进行过镀铜处理，但通过扫描电镜X射线能谱分析等试验，发现接箍现场端螺纹表面腐蚀坑处试样上有Cl和O元素的富集产物存在。将出厂时的接箍清洗干净，从外观看，其螺纹原有的齿面镀铜色保持良好，无明显的损伤特征，这一方面说明了接箍初始涂敷的螺纹脂在其存放阶段有效地发挥了保护作用；另一方面，可排除原螺纹脂对该接箍螺纹造成明显腐蚀损伤的可能性。

图7 图6中谱图5的扫描分析谱线

所以，该接箍现场端产生螺纹腐蚀的现象只会发生在接箍库存阶段。接箍经入库检测后，现场涂敷了螺纹储存脂，并安装了接箍螺纹保护器，在正常情况下，外界腐蚀介质是很难直接进入螺纹与保护器螺纹啮合面的，而该接箍存在大量的弥散或聚集分布的点蚀坑，这说明其接箍现场端螺纹与螺纹保护器螺纹啮合面可能存在腐蚀介质，比如有Cl和O元素存在，这些腐蚀介质致使其在存放阶段发生了点腐蚀［12-15］。

若接箍现场端螺纹清洗不干净，螺纹表面存在残留物；环境空气湿度大，空气中含盐的水汽在金属表面凝聚；二次涂敷的螺纹储存脂质量纯度不高，携带有少量的水份或盐份杂质时，上述三种情况都可能成为造成螺纹表面产生点腐蚀的介质来源。接箍螺纹与螺纹保护器螺纹啮合面一旦存在含有Cl-的水合物，其表面就极易发生点腐蚀。因为Cl-能破坏钢铁表面的钝化膜，接箍螺纹与螺纹保护器螺纹的啮合面存在残留水，其残留水份中的溶解氧就会不断地进入腐蚀膜内，在孔内外形成氧浓差电池，加速了孔内不断产生Fe2+，孔外Cl-向孔内迁移，孔内氯化物浓缩水解使孔内pH值降低，加速金属的溶解，使点蚀持续扩展，从而在接箍上形成点蚀和局部腐蚀。另外，螺纹表面镀铜膜与基体金属存在较大的电位差，在腐蚀介质存在时，疏松的表面镀铜膜也会因原电池效应加速螺纹齿面的点腐蚀进度。

6 结论

（1）N80钢级3Cr耐蚀套管螺纹齿面发生了点腐蚀，该点腐蚀属于氧腐蚀，溶解氧是造成接箍腐蚀的主要原因，溶解氧来源于接箍与保护器螺纹啮合面的残留水，Cl-的存在加快了点腐蚀的速度。

（2）建议现场改善N80钢级3Cr耐蚀套管存储环境或根据工况选用耐蚀性好的接箍材料。

［1］李平全.油气田生产开发期套管的损坏原因分析［J］.钢管，2006，35（5）：53-60.

［2］李晓刚.材料腐蚀与防护［M］.长沙：中南大学出版社，2009.

［3］吴剑.不锈钢的腐蚀破坏与防蚀技术［J］.腐蚀与防护，1998，18（1）：38-42；1998，18（2）：89-90，6.

［4］戴金星.中国含硫化氢的天然气分布特征分类及其成因探讨［J］.沉积学报，1985，3（4）：109-120.

［5］赵国仙，严密林，陈长风，等.影响碳钢CO2腐蚀速率因素的研究［J］.石油矿场机械，2001，30（增刊）：72-73.

［6］陈卓元，王风平，张学元，等.二氧化碳腐蚀防护对策及发展趋势［J］.材料开发与应用，1998，13（6）：40-44.

［7］姚小飞，谢发勤，吴向清，等.Cl-浓度对超级13Cr油管钢应力腐蚀开裂行为的影响［J］.材料导报，2012，26（9）：38-41，45.

［8］赵国仙，吕祥鸿.温度对油套管用钢腐蚀速率的影响［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2008，23（4）：56-87.

［9］李永辉，李国柱，佟岩，等.氯离子对18-8不锈钢点腐蚀的探讨［J］.氯碱工业，1998（6）：30-33.

［10］傅朝阳，刘小武，刘宏芳，等.油套管腐蚀分析［J］.四川化工与腐蚀控制，1999，2（4）：4-7.

［11］孙成，李洪锡，张淑泉.1Cr18Ni9Ti不锈钢在土壤中的腐蚀规律研究［J］.材料研究学报，2000，14（增刊）：84-86.

［12］谢文江，魏斌，陈娟利，等.含H2S/CO2气田油套管腐蚀与防护技术［J］.油气储运，2010，29（2）：93-96.

［13］姜毅，董晓焕，赵国仙.温度对13Cr不锈钢CO2腐蚀影响的电化学研究［J］.腐蚀科学与防护技术，2009，21（2）：140-142.

［14］刘会，赵国仙，韩勇，等.Cl-对油套管用P110钢腐蚀速率的影响［J］.石油矿场机械，2008，37（11）：44-48.

［15］陈长风，路民旭，赵国仙，等.温度、Cl-浓度、Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响［J］.金属学报，2003，39（8）：848-854.

Analysis of Pitting Corrosion on N80 3Cr Anti-corrosion Casing

FENG Zhenjun1，2，NIE Xianghui1，2，WANG Gaofeng1，2，LIU Yinglai1，2，XU Yan1，2，LI Liang1，2
（1.CNPC Tubular Goods Research Institute，Xi’an 710065，China；2.Beijing Longshine Oil Tubular Technology Co.，Ltd.，Beijing 100101，China）

Analyzed in the paper is the pitting corrosion on N80 3Cr anti-corrosion casing by means of macroscopic analysis，metallographic analysis，energy specetum analysis and SEM analysis.The analysis results show that the pitting corrosion occurred on the thread belongs to oxygen corrosion.Corrosion of a coupling is mainly caused by dissolved oxygen from the residual water on the gearing face in between the coupling and the protector，and the speed of pitting corrosion is accelerated with the presence of Cl-.It is suggested to improve the field storage environment or select materials with good corrosion resistance according to the working condition.

anti-corrosion casing；pitting corrosion；thread；dissolved oxygen

TG113.23+1；TE931+.2

B

1001-2311（2016）05-0060-04

2016-04-22；修定日期：2016-05-24）

丰振军（1982-），男，工学硕士，工程师，从事油气输送管及油井管性能研究工作。