渤海油田常用套管CO2腐蝕室內研究

周偉強，李旭光，熊培祺

(中海石油能源發展股份有限公司工程技術分公司, 天津 300452)

渤海油田常用套管CO2腐蝕室內研究

周偉強，李旭光，熊培祺

(中海石油能源發展股份有限公司工程技術分公司, 天津 300452)

近年來，隨著含CO2油氣層的開發日益增多，含CO2的油水對井下管柱的腐蝕問題也越來越突出。結合中國海上BZ34-9油田在“海上油田總體開發方案編制”階段套管材質優選，開展了油水對管柱腐蝕規律研究，針對影響腐蝕的主要因素，對N80、3Cr、13Cr鋼片進行了室內模擬實驗，結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組排量大、水質較差,普遍存在管柱及機組腐蝕的情況，且管柱更換頻率高，如SZ36-1-DW1井(3 000 m3/d)，自投產以來管柱穿孔已經累計6次。目前已在水源井上應用 51/2″套管代替油管，仍出現腐蝕穿孔現象，從API RP 14E(近海石油生產平臺管道系統的統計和安裝)推薦數據來看，沖蝕穿孔可能性很小，故懷疑水質或井筒內有腐蝕性流體所致。

近年來，海上油田對含CO2油氣層的開發日益增多，含CO2的油水對井下管柱的腐蝕問題也越來越突出。隨著渤海油田開發進入中后期，油水井損壞問題日益嚴重，其中篩管、油套管腐蝕損壞最為嚴重。管柱腐蝕引起油水井破壞，造成不必要的報廢井，制約了油田的產量，嚴重影響油田的經濟效益。

鑒于含CO2油氣的井存在問題比較嚴重，90%以上的油田在開發初期就以預防為主[1]，開展腐蝕影響因索的調研，弄淸楚油水井腐蝕的影響因素，根據具體因素釆取相應的防護措施，這種以防為主的方法取得了良好的經濟效益和社會效益。目前國內很多陸地油田也借鑒國外的做法進行井下管柱防腐研究，總結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律研究。

2 CO2腐蝕機理研究

CO2對碳鋼的腐蝕主要表現為三種形式：均勻腐蝕、沖刷腐蝕和坑點腐蝕， 其腐蝕產物主要為FeCO3和Fe3O4[3-10]。三種腐蝕形式的形成，往往相互伴隨，嚴重影響金屬強度。在一定環境條件下，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，使金屬表面發生均勻的電極化腐蝕, 即均勻腐蝕；當管柱內受高速流體沖刷，腐蝕產物不斷被清洗掉，使得金屬表面不斷裸露，腐蝕會不斷加劇，即沖刷腐蝕；當超過一定的時間，腐蝕產物會在金屬表面形成保護膜，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腐蝕，而且油氣井的產出水中常含有鈣、鎂和鋇等離子，易生成碳酸鹽沉淀，與腐蝕產物FeCO3一起以垢的形式沉積在井下管柱和設備表面,造成堵塞,影響生產的正常進行。

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、溫度、CO2分壓、流速等因素進行實驗研究。

3 實驗內容

3.1 實驗條件

根據現場情況，同時考慮室內實際實驗條件(目前設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驗參數，見表1。其中CO2分壓數值取上限。

油樣取自BZ34-9-X井，水質分析見表2。

表1 BZ34-9-X井模擬實驗參數

表2 BZ34-9-X井地層水水質主要成分 mg/L

3.2 實驗方法

實驗選用的材料為標準腐蝕鋼片：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)，使用游標卡尺量取鋼片的長寬厚(精度為0.02 mm)。實驗設備為美國巖心公司生產的CRS旋轉圓盤高溫高壓腐蝕速率測定儀。

安裝腐蝕鋼片到反應釜，打開預熱釜，加入油水樣/地層水約500 mL，通入CO2除去釜中的氧氣，按實驗方案設置溫度，打開冷卻循環水，加熱預熱釜，并加壓將預熱釜中油水樣打入反應釜中；加熱反應釜，向反應釜內注入一定壓力的CO2，并用氮氣將總壓補充至規定壓力。控制流速為0.5 m/s，動態腐蝕鋼片24 h。實驗結束后，取出鋼片進行拍照，然后用水沖洗鋼片表面沉積物，并用醫用紗布擦干，放入無水乙醇中浸泡約5 min，取出用冷風吹干，放在干燥器30min后稱量，并計算腐蝕速率。

3.3 實驗結果

腐蝕后的鋼片表現為：N80均勻腐蝕，3Cr、13Cr為坑點腐蝕。室內模擬實驗數據結果見圖1、圖2及表3。通過實驗發現，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，大于行業標準0.076 mm/a，其余條件下N80、3Cr、13Cr銅片的腐蝕速率均在行業標準內，3Cr、13Cr抗腐蝕能力較好。同時，發現腐蝕速率隨含水率、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/℃實驗時間/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 實驗分析及認識

CO2腐蝕與腐蝕介質、環境溫度、液體流速、CO2分壓各種因素均有關系。

(1)實驗表明，腐蝕介質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在鈍化膜生成導致的影響。分別分析圖1、圖2，在80 ℃～120 ℃溫度區間內腐蝕突出，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，保護膜更容易形成。因此，腐蝕速率受溫度影響更加復雜，受到生成的腐蝕產物鈍化膜和介質中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。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。因為CO2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，進而電離出的H+也越多。

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編輯：岑志勇

1673-8217(2017)03-0124-03

2016-11-16

周偉強，碩士，工程師，1984年生，2012年畢業于中國石油大學(北京)石油與天然氣工程專業，現從事增產措施技術研究工作。

TE988

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