崔明月,王青華,溫寧華,李大朋,鄒春梅,李慧心,張雷
(1.中國石油勘探開發研究院工程技術中心,北京,100083;2.安科工程技術研究院(北京)有限公司,北京,100083;3.新材料技術研究院,北京科技大學,北京,100083)
哈法亞油田的主力油藏采用注水開發,在注水先導試驗過程中發現注水井油管在一年內發生腐蝕穿孔問題,給現場生產帶來了較大的影響。在注水井注水過程中,注水水質復雜、環境多變,造成注水井腐蝕和結垢較為嚴重。失效分析表明,造成井下管柱腐蝕結垢的機理主要是電化學腐蝕、微生物腐蝕、溶解氣腐蝕和垢下腐蝕的協同作用[1-7]。影響井筒腐蝕和結垢的因素也較多,如注入水的水質成分、氣體成分以及溫度、壓力、pH、溶解氧、硫化氫、CO2和SRB(Sulfate Reducing Bacteria,硫酸鹽還原菌)等[8-12]。文中主要研究溫度、壓力和pH對注水井油管材L80鋼腐蝕過程的影響,為井筒選材和防腐工作提供一定的技術支持。
實驗材料為井下管材L80鋼,將其加工成50 mm ×13 mm×3 mm的掛片試樣,實驗前用砂紙將試樣打磨至 800#,并進行清洗、除油、冷風吹干后稱量和尺寸測量,放置干燥器中待用。
實驗介質模擬現場注水水樣,按現場注水比例1∶1∶1進行配置,見表1,通過HCl調節溶液pH。

表1 實驗介質組成 mg/L
利用動態高壓釜進行腐蝕模擬實驗。試驗前通過除氧儀對模擬介質進行除氧,并向釜中通入氮氣除氧。實驗開始時,向釜中放入已處理好的掛片試樣,再加入除氧的模擬介質,加蓋密封后通入配置好的氮氧混合氣體,以模擬注水中的溶解氧,升溫加壓到試驗預定的溫度和壓力后開始計時。試驗中設定流體流速為2.5 m/s,實驗周期均為168 h。試驗結束后,用去膜液對試樣進行去膜、清洗、干燥和稱量,用失重法計算腐蝕速率。
利用JSM-5800型電子掃描顯微鏡觀察腐蝕試樣表面和截面的腐蝕形貌,并利用片狀腐蝕試樣對表面的腐蝕產物進行XRD分析。
L80鋼在不同溫度下的腐蝕速率變化情況如圖1所示。可以看出,隨著實驗溫度的升高,L80鋼的腐蝕速率增大,在試驗溫度范圍內,其腐蝕程度均屬于嚴重腐蝕[13]。
圖2為試樣表面微觀形貌。由圖2可見,隨著實驗溫度的升高,基體表面腐蝕產物越來越疏松,致密性變差,對基體的保護能力減弱,腐蝕越來越嚴重。其原因在于試樣表面腐蝕產物的不均勻性導致局部腐蝕的發生。圖3為L80鋼的腐蝕產物XRD圖譜,由圖譜可以看出,腐蝕產物主要為鐵的氧化物和CaCO3結垢。
圖4為去膜后試樣表面的宏觀形貌。由圖4可見,在40 ℃和60 ℃時,試樣表面腐蝕相對均勻,即主要發生全面腐蝕。在80 ℃和120 ℃時,試樣表面部分區域的腐蝕相對較為嚴重,呈現出有點不均勻性,表明有輕微的局部腐蝕。
圖 5為 L80鋼在不同壓力下的腐蝕速率變化情況。由圖5可以看出,隨著總壓的升高,試樣的腐蝕速率明顯增大。各壓力下試樣的腐蝕速率均大于0.245 mm/a,屬于嚴重腐蝕。
圖6為不同壓力下試樣去膜前后的腐蝕形貌。可以看出,去膜前試樣表層為疏松的磚紅色產物,內層為黑色腐蝕產物。去膜后的試樣,4 MPa時,試樣表面腐蝕較均勻,腐蝕形態為全面腐蝕;20 MPa和35 MPa時,試樣表面腐蝕不均勻,局部區域腐蝕明顯嚴重,可觀察到較大較深腐蝕坑,腐蝕形態為局部腐蝕。對試樣表面腐蝕產物進行XRD分析,其主要組成為鐵氧化物Fe3O4/Fe2O3,同時伴有結垢的CaCO3成分。根據亨利定律可知,總壓升高,氧氣在溶液中的溶解度升高,去極化作用增強,腐蝕速率升高,產物不均勻分布形成了氧濃差電池,加劇了局部腐蝕的發生。
圖7為不同pH下注水井管材的腐蝕速率變化情況。由圖7可見,隨著pH的降低,L80鋼的腐蝕速率增大。這是因為當pH減小時,腐蝕介質中氫離子含量增加,氫的去極化作用增強,而氧去極化作用減弱。這時腐蝕反應由原來的氧擴散控制逐漸轉化為電化學活化控制,腐蝕過程的阻力減小,腐蝕反應速率
急劇增加,導致材料的腐蝕程度加劇。低的pH值且含氧條件下,碳鋼表面是氫的去極化和氧的去極化反應同時進行,碳鋼表面進行的是酸的作用過程。如圖8所示,試樣表面腐蝕均勻,腐蝕形態為全面腐蝕。
通過在不同溫度、不同壓力和不同pH的注水條件下對井身材料L80腐蝕規律的試驗研究,得出以下結論。
1)隨著溫度的升高,L80鋼的腐蝕速率越來越大,腐蝕產物致密性變差,CaCO3結垢增多。L80鋼主要發生全面腐蝕,當實驗溫度高于80 ℃時,試樣表面出現輕微局部腐蝕。
2)隨著壓力的升高,腐蝕速率越來越大,當壓力為20 MPa時,L80鋼的腐蝕速率達到1.68 mm/a,局部腐蝕明顯。腐蝕產物主要為鐵氧化物 Fe3O4/Fe2O3,同時伴有結垢現象。
3)隨著pH升高,L80鋼的腐蝕速率逐漸降低。
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