周偉強(qiáng)，李旭光，熊培祺

(中海石油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司, 天津 300452)

渤海油田常用套管CO2腐蝕室內(nèi)研究

周偉強(qiáng)，李旭光，熊培祺

(中海石油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司, 天津 300452)

近年來，隨著含CO2油氣層的開發(fā)日益增多，含CO2的油水對井下管柱的腐蝕問題也越來越突出。結(jié)合中國海上BZ34-9油田在“海上油田總體開發(fā)方案編制”階段套管材質(zhì)優(yōu)選，開展了油水對管柱腐蝕規(guī)律研究，針對影響腐蝕的主要因素，對N80、3Cr、13Cr鋼片進(jìn)行了室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明腐蝕速率隨著含水、溫度、CO2分壓、流速的增加而加快。

渤海油田；套管腐蝕；CO2腐蝕

1 問題的提出

渤海油田由于水源井機(jī)組排量大、水質(zhì)較差,普遍存在管柱及機(jī)組腐蝕的情況，且管柱更換頻率高，如SZ36-1-DW1井(3 000 m3/d)，自投產(chǎn)以來管柱穿孔已經(jīng)累計(jì)6次。目前已在水源井上應(yīng)用 51/2″套管代替油管，仍出現(xiàn)腐蝕穿孔現(xiàn)象，從API RP 14E(近海石油生產(chǎn)平臺管道系統(tǒng)的統(tǒng)計(jì)和安裝)推薦數(shù)據(jù)來看，沖蝕穿孔可能性很小，故懷疑水質(zhì)或井筒內(nèi)有腐蝕性流體所致。

近年來，海上油田對含CO2油氣層的開發(fā)日益增多，含CO2的油水對井下管柱的腐蝕問題也越來越突出。隨著渤海油田開發(fā)進(jìn)入中后期，油水井損壞問題日益嚴(yán)重，其中篩管、油套管腐蝕損壞最為嚴(yán)重。管柱腐蝕引起油水井破壞，造成不必要的報(bào)廢井，制約了油田的產(chǎn)量，嚴(yán)重影響油田的經(jīng)濟(jì)效益。

鑒于含CO2油氣的井存在問題比較嚴(yán)重，90%以上的油田在開發(fā)初期就以預(yù)防為主[1]，開展腐蝕影響因索的調(diào)研，弄淸楚油水井腐蝕的影響因素，根據(jù)具體因素釆取相應(yīng)的防護(hù)措施，這種以防為主的方法取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。目前國內(nèi)很多陸地油田也借鑒國外的做法進(jìn)行井下管柱防腐研究，總結(jié)出井下油管柱腐蝕特征[2]。 由于海上油田在這方面做的工作較少，因此有必要開展油水對管柱腐蝕規(guī)律研究。

2 CO2腐蝕機(jī)理研究

CO2對碳鋼的腐蝕主要表現(xiàn)為三種形式：均勻腐蝕、沖刷腐蝕和坑點(diǎn)腐蝕， 其腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和Fe3O4[3-10]。三種腐蝕形式的形成，往往相互伴隨，嚴(yán)重影響金屬強(qiáng)度。在一定環(huán)境條件下，金屬管壁會形成一層水膜, CO2在一定壓力下，溶解并附著在管壁面上，使金屬表面發(fā)生均勻的電極化腐蝕, 即均勻腐蝕；當(dāng)管柱內(nèi)受高速流體沖刷，腐蝕產(chǎn)物不斷被清洗掉，使得金屬表面不斷裸露，腐蝕會不斷加劇，即沖刷腐蝕；當(dāng)超過一定的時間，腐蝕產(chǎn)物會在金屬表面形成保護(hù)膜，將會阻止腐蝕形成，但這種膜的生成很不均勻，易破損，即為坑點(diǎn)腐蝕。雖然CO2是造成金屬管柱腐蝕的主要因素，但是在沒有腐蝕介質(zhì)存在的條件下， CO2本身并不腐蝕金屬，CO2對鋼材的腐蝕主要是由于天然氣中的CO2在一定條件下溶解于水中生成碳酸后引起的電化學(xué)腐蝕，而且油氣井的產(chǎn)出水中常含有鈣、鎂和鋇等離子，易生成碳酸鹽沉淀，與腐蝕產(chǎn)物FeCO3一起以垢的形式沉積在井下管柱和設(shè)備表面,造成堵塞,影響生產(chǎn)的正常進(jìn)行。

影響腐蝕速率的因素很多, CO2是其中的一個主要因素，但是其他因素也是不容忽視的。本文主要從腐蝕介質(zhì)、溫度、CO2分壓、流速等因素進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

3 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

3.1 實(shí)驗(yàn)條件

根據(jù)現(xiàn)場情況，同時考慮室內(nèi)實(shí)際實(shí)驗(yàn)條件(目前設(shè)備壓力最大可模擬到5 MPa，該因素對腐蝕影響較小)，確定影響腐蝕的主要實(shí)驗(yàn)參數(shù)，見表1。其中CO2分壓數(shù)值取上限。

油樣取自BZ34-9-X井，水質(zhì)分析見表2。

表1 BZ34-9-X井模擬實(shí)驗(yàn)參數(shù)

表2 BZ34-9-X井地層水水質(zhì)主要成分 mg/L

3.2 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)選用的材料為標(biāo)準(zhǔn)腐蝕鋼片：N80鋼片、3Cr鋼片、13Cr鋼片,用無水乙醇浸泡約5 min，取出鋼片，用濾紙擦干，用冷風(fēng)吹干包好，放入干燥器中干燥30 min，稱重(精確至0.0001 g)，使用游標(biāo)卡尺量取鋼片的長寬厚(精度為0.02 mm)。實(shí)驗(yàn)設(shè)備為美國巖心公司生產(chǎn)的CRS旋轉(zhuǎn)圓盤高溫高壓腐蝕速率測定儀。

安裝腐蝕鋼片到反應(yīng)釜，打開預(yù)熱釜，加入油水樣/地層水約500 mL，通入CO2除去釜中的氧氣，按實(shí)驗(yàn)方案設(shè)置溫度，打開冷卻循環(huán)水，加熱預(yù)熱釜，并加壓將預(yù)熱釜中油水樣打入反應(yīng)釜中；加熱反應(yīng)釜，向反應(yīng)釜內(nèi)注入一定壓力的CO2，并用氮?dú)鈱⒖倝貉a(bǔ)充至規(guī)定壓力?？刂屏魉贋?.5 m/s，動態(tài)腐蝕鋼片24 h。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，取出鋼片進(jìn)行拍照，然后用水沖洗鋼片表面沉積物，并用醫(yī)用紗布擦干，放入無水乙醇中浸泡約5 min，取出用冷風(fēng)吹干，放在干燥器30min后稱量，并計(jì)算腐蝕速率。

3.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

腐蝕后的鋼片表現(xiàn)為：N80均勻腐蝕，3Cr、13Cr為坑點(diǎn)腐蝕。室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果見圖1、圖2及表3。通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，N80鋼片在含水70%、溫度120 ℃、CO2分壓為0.42 MPa和含水100%、溫度125 ℃、CO2分壓為0.49 MPa時，腐蝕速率分別為0.103 mm/a和0.782 mm/a，大于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)0.076 mm/a，其余條件下N80、3Cr、13Cr銅片的腐蝕速率均在行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)，3Cr、13Cr抗腐蝕能力較好。同時，發(fā)現(xiàn)腐蝕速率隨含水率、溫度、CO2分壓、流速的升高而增加。

圖1 含水30%油樣的腐蝕鋼片速率

圖2 含水70%油樣的腐蝕鋼片速率

鋼片型號測試溫度/℃實(shí)驗(yàn)時間/h壓力條件腐蝕速率/(mm·a-1)N80125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.7823Cr125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.06713Cr125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.042

4 實(shí)驗(yàn)分析及認(rèn)識

CO2腐蝕與腐蝕介質(zhì)、環(huán)境溫度、液體流速、CO2分壓各種因素均有關(guān)系。

(1)實(shí)驗(yàn)表明，腐蝕介質(zhì)是鋼片腐蝕的一個基本的影響因素。在含油較高的情況下，隨著腐蝕時間變長，鋼片表面會形成一層鈍化膜[3]，使腐蝕速率大大降低。相同條件下，含水率越高，鋼片腐蝕速率越大。

(2)溫度對CO2腐蝕的影響主要表現(xiàn)在鈍化膜生成導(dǎo)致的影響。分別分析圖1、圖2，在80 ℃～120 ℃溫度區(qū)間內(nèi)腐蝕突出，隨溫度升高，腐蝕速度加快；但溫度升高時，CO2在介質(zhì)中的溶解度降低，又可抑制腐蝕；溫度升高，表面生成的Fe3O4含量增加，保護(hù)膜更容易形成。因此，腐蝕速率受溫度影響更加復(fù)雜，受到生成的腐蝕產(chǎn)物鈍化膜和介質(zhì)中CO2的溶解度變化的共同影響。

(3)流速對CO2腐蝕的影響也比較復(fù)雜。通過表1、2、圖1、2綜合分析，對于同一種型號的鋼片，其他條件相近時，流速小于1 m/s時，腐蝕速率變化較慢；流速大于等于1 m/s時，腐蝕速率迅速增加。

(4)CO2分壓是衡量CO2腐蝕速率的一個重要參數(shù)。由表2、圖1、圖2綜合分析可以看出，腐蝕速率隨著CO2分壓的增加而增大。因?yàn)镃O2腐蝕過程的氫離子大部分來源于碳酸中電離出來的氫離子，CO2分壓越高，溶解于水的CO2量越大，H2CO3濃度也越高，進(jìn)而電離出的H+也越多。

[1] 鄭舉，厲嘉濱.海上油田注水井套管腐蝕機(jī)理及腐蝕控制技術(shù)研究[J].腐蝕研究，2013，27(9):61-62.

[2] 胡志兵，楊剛.含Cr 材質(zhì)在CO2腐蝕環(huán)境中的腐蝕分析[J].石油化工腐蝕與保護(hù)，2012，29(5):60-61.

[3] 剛振寶，劉偉.大慶油田深層氣井CO2腐蝕規(guī)律及防腐對策[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，(3):96-98.

[4] 張清.對油氣管材的腐蝕規(guī)律及研究進(jìn)展[J].腐蝕與防護(hù)，2003，2(7):44-45.

[5] 李春福.油氣田開發(fā)中腐蝕研究進(jìn)展[J] .西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004， 26 (2):79-81.

[6] 李福軍.油水井套管的腐蝕與防護(hù)[J] .大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004，28 (2):90-92.

[7] 晁宏洲，王赤宇，謝天梅，等.克拉2氣田CO2腐蝕防護(hù)對策[J]．腐蝕與防護(hù)，2007，28(10) : 545-547．

[8] 唐威,王銘,何世明,等.油氣井中的二氧化碳腐蝕[J].鉆采工藝，2006，29(5):107-110．

[9] PALACIOS C A，SHADLEY J R.CO2corrosion of N80 steel at 71℃ in a two phase flow system[J].Corrosion，1993，49 (8): 111-113.

[10] KERMAN M B，MORSHED A. Carbon dioxide corrosion in oil gas production -A compendium critical review of corrosion science and engineering[J]. Corrosion，2003，59(8)：659-683.

編輯：岑志勇

1673-8217(2017)03-0124-03

2016-11-16

周偉強(qiáng)，碩士，工程師，1984年生，2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油與天然氣工程專業(yè)，現(xiàn)從事增產(chǎn)措施技術(shù)研究工作。

TE988

A