J55 HFW油管洛河水腐蝕試驗研究*

任永峰，黃曉輝，張 鵬，施宜君

（1.國家石油天然氣管材工程技術(shù)研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008）

J55 HFW油管洛河水腐蝕試驗研究*

任永峰1,2，黃曉輝1,2，張 鵬1,2，施宜君1,2

（1.國家石油天然氣管材工程技術(shù)研究中心，陜西 寶雞721008；2.寶雞石油鋼管有限責任公司 鋼管研究院，陜西 寶雞721008）

對國產(chǎn)和進口J55 HFW油管在長慶洛河水介質(zhì)條件下進行了SRB腐蝕試驗、高溫高壓腐蝕試驗及溝槽腐蝕試驗研究。在SRB腐蝕環(huán)境中，國產(chǎn)J55 HFW油管和進口J55 HFW油管的腐蝕速率為0.042 mm/a和0.043 mm/a；高溫高壓、二氧化碳條件下，國產(chǎn)J55 HFW油管和進口J55 HFW油管的腐蝕速率分別為0.098 mm/a和0.094 mm/a；在洛河水腐蝕介質(zhì)條件下，國產(chǎn)J55 HFW油管和進口J55 HFW油管的溝槽腐蝕敏感系數(shù)為1.15和1.13。結(jié)果表明，在洛河水腐蝕介質(zhì)環(huán)境中國產(chǎn)J55 HFW油管和進口J55 HFW油管耐蝕性相當。

J55；HFW；油管；洛河水；腐蝕

在油氣田開發(fā)過程中，腐蝕發(fā)生在任何生產(chǎn)環(huán)境中，從井底到原油的輸送，再到原油的處理，從一開始就伴隨在生產(chǎn)中[1-2]。長慶油田的套損井主要是由腐蝕造成的，其中存在兩種腐蝕類型，即洛河水層的外腐蝕和產(chǎn)出液的內(nèi)腐蝕。大段洛河水導致的管道外腐蝕在盆地內(nèi)普遍存在，其中隴東、寧夏和姬塬是管道外腐蝕的嚴重地區(qū)。隴東、寧夏地區(qū)主要水層為洛河宜君組水質(zhì)，其主要含有SRB、CO2及大量Cl-，這是導致隴東套管外腐蝕的主要原因[3]。由于長慶油田屬于低產(chǎn)油區(qū)，因此普遍采用了價格較低的J55油管，且國產(chǎn)管數(shù)量已占到使用總量的80%以上[4]。為了評價國產(chǎn)和進口J55 HFW油管在洛河水中的耐蝕性能，分析造成油管腐蝕的原因，筆者使用兩種油管在模擬油田洛河水腐蝕環(huán)境中進行了試驗研究。

1 試驗材料及方法

試驗用國產(chǎn)和進口J55 HFW油管的化學成分見表1。

表1 試驗用J55 HFW油管化學成分 %

1.1 洛河水SRB腐蝕試驗

腐蝕介質(zhì)為長慶油田洛河水回注水，pH值為6.5，其水質(zhì)分析按SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》和SY/T 5523—2006《油田水分析方法》標準進行，分析結(jié)果見表2。腐蝕測試采用失重法，測試溫度為原水樣溫度，失重試樣規(guī)格為30 mm×10 mm×3 mm。將試樣整體置入腐蝕液體中浸泡168 h。試驗后采用日立S-3700N掃描電鏡對試樣表面腐蝕產(chǎn)物的成分和形貌進行分析。

表2 長慶油田洛河水水質(zhì)分析結(jié)果

1.2 高溫高壓CO2腐蝕試驗

高溫高壓CO2腐蝕試驗的試樣尺寸為30mm×15 mm×3 mm,測試試樣表面分別用500#、800#和1 000#砂紙逐級打磨至要求，用酒精清洗，干燥后備用。試驗在CORTEST高壓釜中進行,在洛河水溶液中通入分壓為0.001 64 MPa的CO2氣體，總壓10 MPa，試驗溫度40℃，pH值為6.5，攪拌線速度1 m/s,試驗時間為168 h。試驗后采用日立S-3700N掃描電鏡對試樣表面的腐蝕產(chǎn)物成分和形貌進行分析。

1.3 溝槽敏感性試驗

試驗取φ15 mm×5 mm圓片試樣，腐蝕環(huán)境為長慶油田洛河層注入水，溝槽腐蝕試驗使用恒電位電化學極化方法,采用3電極體系,輔助電極為Pt。對試樣施加-550 mV的恒電位（相對于SCE）,試樣處于陽極極化狀態(tài),焊縫和母材的電化學驅(qū)動力不同[5],極化144 h測量腐蝕溝槽的幾何參數(shù),計算溝槽腐蝕的敏感性系數(shù)。試驗完成后利用蔡司LSM-700激光共聚焦顯微鏡對溝槽腐蝕深度進行測量，最后用日立S-3700N掃描電鏡對溝槽內(nèi)腐蝕產(chǎn)物成分進行分析。

2 試驗結(jié)果及討論

2.1 洛河水SRB腐蝕試驗

在油田注水系統(tǒng)和工業(yè)循環(huán)冷卻水中，硫酸鹽還原菌（SRB）是引起微生物腐蝕及環(huán)境污染的主要因素之一,是將油田污水中SO42-中的S6+還原成S2-，進而生成副產(chǎn)物H2S，獲得能量而生存的各種細菌的統(tǒng)稱[6-7]。在油田注水系統(tǒng)中，SRB成群懸浮在水中或附著在管壁上，對金屬表面的去極化作用使管道和設備的腐蝕速率增加15倍[8]。

SRB陰極去極化理論是較長時間以來金屬MIC腐蝕機理中被廣泛接受的。在缺氧條件下，SRB對金屬腐蝕的陰極極化機理為：SRB的陰極去極化作用加速了析氫腐蝕反應的進行，SRB的代謝產(chǎn)物與金屬溶解的相互作用加速了金屬腐蝕。King等人[9]認為細菌氫化酶及代謝產(chǎn)生的FeS是對鋼鐵腐蝕的影響因素。Booth[10]等人證實了FeS的去極化理論。Gonzaalez[11]等人認為鐵硫化合物去極化作用是厭氧腐蝕的主要原因。

經(jīng)過失重法腐蝕速率分析得知，在洛河水SRB腐蝕試驗中，國產(chǎn)J55 HFW油管的腐蝕速率為0.042 mm/a，進口J55 HFW油管的腐蝕速率為0.043 mm/a。兩種油管的SRB腐蝕形貌如圖1所示。從圖1可以看出，在長慶油田洛河水介質(zhì)中，國產(chǎn)和進口油管都呈現(xiàn)出了局部腐蝕，試樣表面都有明顯的局部腐蝕坑。圖2為兩種J55 HFW油管SRB腐蝕后的SEM能譜。從圖2可以看出，試樣表面檢測到了S和Ca，S可能是SRB腐蝕造成的，也可能是管材本身的成分；Ca可能是介質(zhì)中的鈣鹽沉積在試樣表面而形成的垢下腐蝕，且腐蝕產(chǎn)物則以鐵的鐵硫化物為主。

圖1 兩種J55 HFW油管的SRB腐蝕形貌

圖2 兩種J55 HFW油管SRB腐蝕后的SEM能譜圖

2.2 高溫高壓CO2腐蝕試驗

經(jīng)過失重分析，得知在洛河水高溫高壓腐蝕試驗中，國產(chǎn)J55 HFW油管的腐蝕速率為0.098mm/a，進口油管的腐蝕速率為0.094 mm/a。標準NACE RP-0775—2005對均勻腐蝕的腐蝕程度有明確規(guī)定，但過于嚴格。一般情況下，井下設備可接受的均勻腐蝕速率為0.1 mm／a[12]。

圖3為兩種J55 HFW油管高溫高壓CO2腐蝕形貌。由圖3可以看出，兩種油管腐蝕試樣的表面均分布著一層較厚的腐蝕產(chǎn)物膜，腐蝕產(chǎn)物膜上存在大量的裂紋和破損，基體出現(xiàn)大量蜂窩狀點蝕坑，進一步加速了裂縫和裸露部分的腐蝕。圖4為兩種J55 HFW油管在高溫高壓CO2腐蝕條件下的SEM能譜圖。從圖4可見，腐蝕產(chǎn)物主要由Cr、O、Cl及Fe組成，腐蝕產(chǎn)物以Fe的氧化物為主。

圖3 兩種J55 HFW油管高溫高壓CO2腐蝕形貌

圖4 兩種J55 HFW油管在高溫高壓CO2腐蝕條件下的SEM能譜圖

2.3 溝槽敏感性試驗

溝槽腐蝕敏感性的評價采用具有相對意義的溝槽腐蝕敏感系數(shù)作為評價指標,其定義為

式中：h2—原始表面到腐蝕溝底的深度；

h1—母材的腐蝕深度。

一般認為,當腐蝕敏感系數(shù)α＞1.3時,HFW焊管具有較高的溝槽腐蝕敏感性。溝槽腐蝕如圖5所示。

圖5 溝槽腐蝕示意圖

溝槽腐蝕主要是由于焊縫區(qū)域的MnS夾雜物在高頻焊接時，焊縫因快速加熱和急速冷卻，使MnS先溶解繼而重新析出，在其周圍形成一個富S區(qū)，并沿金屬呈流線分布[13]。兩種J55 HFW油管在洛河水介質(zhì)下的溝槽腐蝕形貌如圖6所示。從圖6可以看出，焊縫中心有一條被腐蝕的寬溝，附近為點蝕坑。

溝槽腐蝕試樣激光共聚焦成像如圖7所示，圖7中不同顏色代表腐蝕后表面的高低差，波谷和波峰之間的差值為溝槽深度。由圖7可見，焊縫中心及附近顏色差別不大，試驗結(jié)果顯示國產(chǎn)J55 HFW油管α=1.15，進口油管α=1.13。

兩種油管在洛河水介質(zhì)下溝槽腐蝕后的SEM能譜如圖8所示。通過對兩種管材進行SEM掃描發(fā)現(xiàn)，在溝槽區(qū)出現(xiàn)大量FeCO3和CaC03，管材中夾雜物以MnS為主。MnS在溝槽的底部鋼基中分布較為集中，這說明管材中的焊縫夾雜物、組織偏析、成分偏析的差異性構(gòu)成了腐蝕原電池，從而導致焊縫優(yōu)先腐蝕所致。

圖6 兩種J55 HFW油管溝槽腐后的宏觀形貌

圖7 激光共聚焦成像圖

圖8 兩種油管在洛河水介質(zhì)下溝槽腐蝕后的SEM能譜

3 結(jié) 論

（1）經(jīng)過洛河水SRB腐蝕試驗，國產(chǎn)和進口J55 HFW油管的腐蝕速率分別為0.042 mm/a和0.043 mm/a。

（2）通過高溫高壓CO2腐蝕試驗，國產(chǎn)和進口J55 HFW油管的腐蝕速率分別為0.098mm/a和0.094 mm/a。

（3）國產(chǎn)和進口J55 HFW油管的溝槽腐蝕敏感系數(shù)分別為1.15和1.13，溝槽腐蝕敏感性系數(shù)均小于1.3。

（4）進口和國產(chǎn)J55 HFW油管在三種腐蝕試驗條件下的耐蝕性相當。

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J55 HFW Oil Pipe Luohe Water Corrosion Test Research

REN Yongfeng1,2,HUANG Xiaohui1,2,ZHANG Peng1,2,SHI Yijun1,2
（1.Chinese National Engineering Research Center for Petroleum and Natural Gas Tubular Good,Baoji 721008,Shaanxi,China;2.Steel Pipe Research Institute of Baoji Petroleum Steel Pipe Co.,Ltd.,Baoji 721008,Shaanxi,China）

In this article,the SRB test,high temperature and high pressure corrosion test and groove corrosion test for domestic and imported J55 HFW oil pipe were carried out and studied,under condition of changqing luohe water medium.In the SRB corrosion environment,the corrosion rate of domestic and imported J55 HFW oil pipe respectively is 0.042 mm/a and 0.043 mm/a.Under the condition of high temperature,high pressure and carbon dioxide,the corrosion rate of domestic and imported J55 HFW oil pipe respectively is 0.098 mm/a and 0.094 mm/a.Under the condition of luohe water corrosive medium,the groove corrosion sensitive coefficient of domestic and imported J55 HFW oil pipe respectively is 1.15 and 1.13.The results indicated that the corrosion resistance of domestic J55 oil pipe is consistent with that of imported J55 HFW oil pipe under luohe water corrosive medium environment.

J55;HFW;oil pipe;luohe water;corrosion

TG172.5

A

1001－3938（2015）12-0018-05

國家科技支撐計劃“高強度耐腐蝕石油天然氣集輸與輸送用管線鋼生產(chǎn)技術(shù)”（2011BAE25B03）。

任永峰（1971—），男，工程師，主要從事油氣管材耐腐蝕性研究工作。

2015-4-5

修改稿收稿日期：2015-11-10

李 超