海上油田防腐潛油電泵耐C O2腐蝕性能試驗研究

李令喜，高 強，梁鳳儒，黃新春，付 軍（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452）

海上油田防腐潛油電泵耐C O2腐蝕性能試驗研究

李令喜，高 強，梁鳳儒，黃新春，付 軍
（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452）①

我國海上油田潛油電泵腐蝕源以C O2為主，防腐潛油電泵機組選用的防C O2腐蝕材料有幾種，但國內各潛油電泵廠家都沒有對該材料進行耐腐蝕性能試驗。選取幾種常用的防C O2腐蝕材料，模擬海上油田的C O2腐蝕環境，試驗研究每種材料的耐C O2腐蝕性能，并驗證使用防腐材料的潛油電泵能否達到質保要求。

海上油田；潛油電泵；C O2腐蝕；耐腐蝕性能

我國海上油田85%的機采井采用潛油電泵［1］，在開采開發過程中，腐蝕是常見問題。腐蝕會使潛油電泵外殼強度下降，破壞橡膠密封件而造成密封失效［2］、腐蝕穿孔而造成潛油電泵外殼斷裂等。這些問題降低了潛油電泵的可靠性，縮短了潛油電泵的運行壽命［3 4］。

從海上潛油電泵的腐蝕情況來看，C O2是造成海上油田潛油電泵腐蝕的主要原因，絕大多數井C O2含量為0．1%～40%，個別油井CO2含量達到85%。C O2的腐蝕不僅取決于其含量，更與含水量、C O2分壓、溫度、pH值、井液的礦化度、流速等因素的綜合作用有關［5 6］。

目前，國內潛油電泵廠家使用的防腐機組在選材上基本相同，但是沒有對防腐機組材料做過相關的耐腐蝕性能試驗，對于防腐機組的耐腐蝕性能沒有準確的數據。

通過對幾種防C O2腐蝕的材料進行耐腐蝕性能試驗，研究防腐機組的腐蝕速率，從而可計算防腐潛油電泵機組的使用壽命。

1 試驗方案

1．1 試驗環境

選取海上油田腐蝕環境較惡劣的條件做試驗，其中試驗參數選取如下：

1） 按照井下腐蝕環境較惡劣的南海某油田進行水質選取，水質成分如表1所示。

表1 水質成分

2） 對應上述水質分析結果，模擬水配方如表2所示。

表2 模擬水配方

3） 周期：72 h。

4） 溫度：95℃、125℃、155℃（目前，海上油田常用的潛油電泵適用井溫等級分為90℃、120℃、150℃3種）。

5） 壓力：2 M Pa、4 M Pa（對應的C O2分壓為0．8 M Pa、1．6 M Pa），其中C O2含量均為40%，其余天然氣成分用N2代替，無H2S。

6） 流速：1 m／s；2 m／s。

1．2 試驗材料

目前海上油田常用的防腐潛油電泵機組采用的防腐方案為：連接螺栓、軸采用蒙乃爾（Monel K500），花鍵套采用1Cr18 Ni9，葉輪、導殼采用高鎳鑄鐵，電纜頭外殼采用2Cr13，引接電纜鎧皮采用304不銹鋼。其他零部件需根據電泵的使用環境情況來確定潛油電泵機組的材質。其中，機組在125℃以下井溫運行時，機殼材質選擇9Cr1 Mo，頭、座材質選擇2Cr13；在125～155℃井溫運行時機殼材質選擇304不銹鋼，機組頭、座材質選擇2Cr13；這些防腐材料的耐腐蝕性比較強。根據防腐方案，試驗材料選用如表3所示。

表3 試驗材料

1．3 試驗方法

模擬腐蝕環境較惡劣的南海某油田井下工況，對試驗材料進行耐腐蝕性評價試驗。試驗參照A S T M G170—2006《在試驗室中評價與鑒定油田和煉廠用腐蝕抑制劑的標準指南》，利用室內動態高溫高壓腐蝕評價釜進行，評價釜如圖1所示。

圖1 試驗用動態高溫高壓腐蝕評價釜

1） 取試驗用水樣2．1 L加入到高溫高壓釜中，將已測量稱重的腐蝕掛片安裝到釜內夾具上，如圖2所示。其中：對于單材質耐蝕性評價，將3片同種材質腐蝕掛片安裝到釜內夾具上。對于電化學腐蝕評價，將2組（各2片）異種材質腐蝕掛片安裝到釜內夾具上。

圖2 設備內掛片夾具

2） 到設定試驗周期72 h后停止試驗，拆釜，取出試驗后掛片，觀察、記錄掛片表面腐蝕狀態及腐蝕產物粘附情況。

3） 試驗完成后進行腐蝕速率計算，均勻腐蝕速率的計算公式為：

式中：rcorr為均勻腐蝕速率，m m／a；m為試驗前的試片質量，g；mt為試驗后的試片質量，g；St為試片總面積，cm2；ρ為試片材料的密度，g／cm3；t為試驗時間，h。

2 試驗結果及分析

2．1 化學腐蝕

試驗后，利用式（1）計算得出每組試驗環境下單材質耐腐蝕材料的腐蝕速率，如表4所示。

表4 防腐材料腐蝕速率

從表4可以看出，在試驗所選取的不同溫度、不同C O2分壓條件下，各材料的耐腐蝕性能由強到弱的順序為：304＞1Cr18 Ni9＞2Cr13＞M onel＞含鎳鑄鐵＞9Cr1 M o＞45＃。按照Q／H S2064 2011《海上油氣田生產工藝系統內腐蝕防護管理要求與效果評價方法》對試驗中各材料的腐蝕程度進行劃分，其中304、1Cr18 Ni9、2Cr13屬于輕度腐蝕，M onel、含鎳鑄鐵、9Cr1 M o屬于中度腐蝕，45＃鋼屬于嚴重腐蝕。

另外，根據試驗數據看出：在相同溫度、流速情況下，所有材料都隨著C O2分壓的提高而加速腐蝕；在相同溫度C O2分壓、溫度的情況下，所有材料都隨著流速的升高而加速腐蝕；在相同溫度C O2分壓、流速的情況下，45＃鋼隨著溫度的升高腐蝕速率降低，其他材料隨著溫度的升高腐蝕速率升高。

根據海上油田常見的腐蝕井況，分析不同井溫、壓力、流速下各種電泵防腐材料的耐腐蝕性，計算不同腐蝕環境下防腐潛油電泵的運行壽命。

1） 低溫腐蝕井況。井溫95℃、壓力4 M Pa、流速2 m／s。這種環境是海上油田較常見的腐蝕井況，其中腐蝕速率最為嚴重的為9Cr1 M o和含鎳鑄鐵，腐蝕速率分別達到了0．124 1 m m／a和0．122 4 m m／a，其他材料的腐蝕速率可忽略，如圖3所示。

圖3 低溫腐蝕井況各材料腐蝕速率對比

2） 中溫腐蝕井況。井溫125℃、壓力4 M Pa、流速2 m／s。腐蝕最為嚴重的為9Cr1 M o和含鎳鑄鐵，腐蝕速率分別達到了0．196 5 m m／a和0．187 9 m m／a，其他材料的腐蝕速率可忽略，如圖4所示。

圖4 中溫腐蝕井況各材料腐蝕速率對比

3） 高溫腐蝕井況。井溫155℃、壓力4 M Pa、流速2 m／s。模擬的是海上油田最嚴重的腐蝕井況，其中腐蝕最為嚴重的9Cr1 M o和含鎳鑄鐵，腐蝕速率分別達到了0．256 3 m m／a和0．231 2 m m／a，其他材料的腐蝕速率可忽略，如圖5所示。

圖5 高溫腐蝕井況各材料腐蝕速率對比

4） 不同腐蝕環境下潛油電泵運行壽命計算。

根據潛油電泵機組各部件的尺寸結構及腐蝕情況分析，受腐蝕影響最嚴重的零部件為電泵機殼，計算機殼的使用壽命即為潛油電泵機組的壽命。機殼的受力模型如圖6所示。

圖6 機殼受力模型

由平衡條件∑u＝0，得

式中：σθ為水平縱向截面環向應力，M Pa；l為電泵泵殼長度，m；p為泵殼內壁壓力，MPa；R為泵殼外徑，mm；r為泵殼內徑，mm；φ為環向半徑與水平縱向截面的夾角，rad。

由式（2）得

在防腐潛油電泵機組運行一定的時間t后，機殼的應力為

式中：v為腐蝕速率，m m／a；t為機組運行時間，a；［σ］為許用強度。其中，腐蝕速率選取腐蝕最嚴重的9Cr1 Mo的腐蝕速率，9Cr1 M o的許用強度［σ］＝170．8 MPa。

由式（4）可得

按式（5）計算在低溫、中溫、高溫條件下，防腐電泵運行的最長時間分別為8 979 d、5 657 d、4 343 d。海上油田對潛油電泵運行的質保期要求為850 d，因此，采用以上耐C O2腐蝕材料的防腐潛油電泵的運行時間遠大于質保期的要求。

2．2 電化學腐蝕

由于潛油電泵各零部件選用不同材料，電泵工作時沉沒在井液中，相當于電解液，所以有直接接觸的各零部件之間還存在著電化學腐蝕。這種條件下，部分材料會加速腐蝕，所以需考慮潛油電泵幾個重要受力部件的電化學腐蝕速率問題。

其中電化學腐蝕主要考慮以下幾組：頭座（2Cr13）與機殼（9Cr1 M o）接觸；引接電纜（304）與機殼（9Cr1 M o）接觸；螺栓（M onel）與頭座（2Cr13）接觸；頭座（2Cr13）與引接電纜（304）接觸。

通過腐蝕速率對比，發現電化學腐蝕對幾種常見的電泵防腐材料有影響，如圖7～9所示。

圖7 低溫電化學腐蝕各材料腐蝕速率對比

圖8 中溫電化學腐蝕各材料腐蝕速率對比

圖9 高溫電化學腐蝕各材料腐蝕速率對比

在電化學腐蝕的影響下，用式（5）計算在低溫、中溫、高溫條件下防腐電泵運行的最長時間分別降低32．5%、30%、3 0．8%，分別為6 059 d、3 959 d、3 004 d，防腐潛油電泵的運行時間也遠遠大于質保期的要求。

3 結論

1） 除45＃鋼以外，其他耐腐蝕材料的腐蝕速率受環境溫度、C O2分壓、材料表面流速3方面影響，流速越快、C O2分壓越大、溫度越高，腐蝕速率越快。

2） 幾種材料的耐腐蝕性由強到弱依次是304不銹鋼、1Cr18 Ni9、2Cr13、Monel、含鎳鑄鐵、9Cr1 Mo、45＃鋼，可根據使用環境不同、加工工藝和經濟效益等方面綜合考慮選材。

3） 海上油田電泵機組質保期最長為850 d，采用耐C O2腐蝕材料的防腐機組按試驗腐蝕速率計算，機組在質保期內不會因為腐蝕原因造成機組故障。

［1］ 黃啟忠，朱學海，石博士，等．渤海油田電潛泵出租方的主要應對措施和效果［J］．海洋石油，2009，29（4）：94 98．

［2］ 丁學光．潛油電泵金屬波紋管儲油腔設計及試驗研究［J］．石油礦場機械，2013，42（11）：63 66．

［3］ 韓錫鵬，張立軍，王錦程，等．潛油電泵用單流閥的沖蝕研究［J］．石油礦場機械，2014，43（8）：85 87．

［4］ 梅思杰，邵永實，劉軍．潛油電泵技術服務手冊［M］．北京：石油工業出版社，2004．

［5］ 朱克華，劉云，蘇娜，等．油井二氧化碳腐蝕行為規律及研究進展［J］．全面腐蝕控制，2013，27（10）：23 26．

［6］ 徐劍明，鄭璐璐，李亮，等．普光氣田N 80套管多元腐蝕行為試驗研究［J］．石油礦場機械，2013，42（6）：40 44．

Experimentai Research on CO2Corrosion Resistance of Anti corrosion ESP in Offshore Oiifieid

LI Lingxi，GAOQiang，LIANG Fengru，HUANGXinchun，FU Jun
（EnerTech Drilling&Production Co．，CN OOC，Tianjin300452，China）

The main corrosion medium of ESP is CO2in offshore oilfield．Anti corrosion materialusing for ESP concentrated in the range of several CO2corrosion resistant materials，but do mestic ESP manufacturers have been not experimental about corrosion resistance of these materials．Se lecting several common CO2anti corrosion materials，experiments are done on CO2corrosion resistance each material which sim ulated in CO2corrosion environ ment of offshore oilfield．Each material resistance of CO2corrosion is studied，and ESP using anti corrosion materials can achieve operational warranty requirements．

offshore oilfield；electric sub mersible pu m p；CO2corrosion；corrosion resistance

T E952

A

10．3969／j．issn．1001 3842．2015．06．013

1001 3482（2015）06 0055 05

①2014 12 23

中國海洋石油總公司基金資助項目“防腐防垢潛油電泵機組開發”（CNOOC KJ125 ZDXM 06 LTD NFCJF 2012 04）

李令喜（1981 ），男，山東聊城人，工程師，現從事潛油電泵產品的研發工作。