文昌油田井筒的腐蝕規律

鄭華安，王佳偉，溫寧華，王修云，周玉霞，王成龍，李大朋

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，湛江524057；2.安科工程技術研究院（北京）有限公司，北京100083）

隨著油田的發展，生產時間的延長，井筒的腐蝕越來越重，導致井下管柱穿孔、擠壓變形、斷落，失效事件頻發，這不僅給檢修作業帶來很多復雜的情況，也嚴重影響油井的正常生產［1］。因此，井筒腐蝕問題已成為制約油田經濟發展的重大問題之一，造成井筒腐蝕的主要因素有CO2分壓、溫度、介質組分、p H、流速、材料表面膜和載荷等［2-3］。文昌油田的井筒材料主要為含鉻鋼，研究表明鋼中添加一定量的Cr以后，材料的抗CO2腐蝕能力會有所提高［4］，但是目前對于含鉻材料在高溫高壓，高二氧化碳環境中腐蝕性能的研究較少。并且文昌油田主要工況環境特點是二氧化碳含量較高（體積分數約為80%），各井的含水率均在85%（質量分數，下同）以上，井筒處于復雜苛刻的腐蝕環境中。本工作通過檢測全井深井筒的腐蝕變化規律，對1Cr和13Cr材料在井下復雜環境中的耐蝕性進行研究，明確溫度、二氧化碳分壓和流速變化對1Cr和13Cr材料的腐蝕影響規律，以期對文昌油田井筒的防腐蝕提供指導。

1 試驗

采用多臂井徑儀（MIT），通過測量臂與管壁緊密接觸可以對管壁進行精確測量。MIT可以對管壁腐蝕、裂紋、井壁結垢、缺陷等進行檢測，通過軟件程序，將測井數據進行三維展示，觀察管壁損傷情況。

試驗材料選用與井筒材料一致的1Cr和13Cr鋼，將試驗材料加工成50 mm×13 mm×3 mm的掛片試樣。試驗前，用砂紙（200～800號）將試樣逐級打磨，清洗、除油、冷風吹干后稱量待用。試驗溶液為模擬井下油水溶液。

利用高溫高壓反應釜進行腐蝕模擬試驗。向釜內加入已除氧的腐蝕溶液，加蓋密封，通入CO2繼續除氧2 h，以便除去安裝過程中混入的氧氣。升高溫度，調節CO2壓力，使釜內壓力達到試驗所需壓力值。試驗參數設置如下：溫度為50，75，90，100；流速為0.26，0.47，1.25；二氧化碳分壓為0.1，0.6，1，3 MPa。試驗 結 束 后，用 酸 洗 液 （由500 mL鹽酸、3.5 g C6H12N4和500 mL去離子水配制而成）對試樣進行酸洗，除去腐蝕產物后，用失重法計算腐蝕速率。

2 結果與討論

2.1 MIT檢測

文昌油田屬于高含二氧化碳高含水的特殊工況，油井生產管材為1Cr鋼+13Cr鋼+1Cr鋼，即封隔器上下約100～150 m處采用13Cr鋼，其他部分采用1Cr鋼，在井深約1 147 m處安裝有電泵，電泵工作會帶動流體流動，對井筒產生沖刷作用；所以整體井筒所處環境較為復雜，存在不同的腐蝕危險點，如表1所示。圖1為MIT測井三維成像圖，井筒顏色由綠色到黃色再到紅色，表示腐蝕越來越嚴重。由圖1可見：900 m以上井段和1 130 m以下井段主要為黃色，腐蝕較為明顯，并且井筒上部腐蝕較為均勻，屬于全面腐蝕，下部腐蝕為局部腐蝕。井深900 m處為1Cr鋼和13Cr鋼的連接位置，此處腐蝕嚴重，這可能是由于兩種材料的交接處發生了電偶腐蝕；井深1 147～1 186 m安裝有電泵，井筒電泵的存在會導致流體流速發生變化，進而對井筒腐蝕產生影響；井底可能由于壓力的變化導致二氧化碳分壓的變化產生腐蝕，具體井筒腐蝕影響規律需通過試驗模擬驗證。

表1 全井出現腐蝕風險的位置Tab.1 Locations of corrosion risks in the entire well

圖1 MIT測得完井的三維圖Fig.1 3D diagrams of the completion well measured by the MIT method

2.2 高溫高壓模擬試驗

2.2.1溫度對腐蝕的影響

由圖2可見：隨著溫度的升高，試樣的腐蝕速率先升高后逐漸下降，在75℃時候最為嚴重，腐蝕速率為2 mm／a。根據腐蝕工程協會（NACE）標準RP-0775-1991規定，屬于嚴重腐蝕。據報道：當環境溫度為60℃左右時，碳鋼與低合金鋼管材在高二氧化碳環境中的腐蝕產物主要為FeCO3，FeCO3溶解度具有負的溫度系數，隨溫度升高而降低；當環境溫度為60～90℃時，腐蝕產物為厚而松的FeCO3，腐蝕產物晶粒尺寸較大且堆垛疏松，晶粒之間的孔隙為溶液中的腐蝕介質提供通道，介質通過孔隙到達基體表面，使得基體腐蝕嚴重［5］；隨著溫度繼續升高，表面產物膜由FeCO3膜變成Fe3O4+FeCO3膜，膜層中Fe3O4量增加，產物膜附著力增強，對試樣具有一定的保護能力。離井口約-900 m處井段的服役溫度為70～80℃，處于腐蝕溫度敏感區域，容易發生腐蝕，這與MIT檢測數據一致。

圖2 CO2分壓為3 MPa，含水率為90%條件下，試樣在不同溫度試驗溶液中的腐蝕速率Fig.2 Corrosion rates of samples in different temperature test solutions with CO2 partial pressure of 3 MPa and water content of 90%

2.2.2流速對腐蝕的影響

由表2可見：隨著流速的增加，1Cr鋼的腐蝕速率明顯增加。材料在溶液中發生腐蝕會在表面形成一層膜，液體的流動產生沖刷作用破壞試樣表面腐蝕產物膜的完整性，使得產物膜破損，導致金屬基體重新裸露在腐蝕介質中，繼續被腐蝕，如此循環往復，加速了材料在溶液中的損傷。在電泵位置，介質的流速相對比較高，會對井筒壁面產生一定的剪切力，流速越高剪切力越大，對井筒表面腐蝕產物膜破壞越嚴重，腐蝕也會越嚴重。

2.2.3二氧化碳分壓對腐蝕的影響

由圖3可見：隨著二氧化碳分壓的增大，1Cr和13Cr鋼的腐蝕速率越來越大；在實際工況中，隨著井深的增加，氣井壓力增加，導致井底二氧化碳分壓增大，所以井筒材料的腐蝕也會增大。

表2 91.5℃，CO2分壓為0.1 MPa條件下，1Cr鋼試樣在不同流速試驗溶液中腐蝕168 h后的平均腐蝕速率Tab.2 The average corrosion rates of 1Cr steel samples after corrosion for 168 h in different flow rate test solutions at 91.5℃and CO2 partial pressure of 0.1 MPa

圖3 溫度為72℃，含水率75%條件下，試樣在不同CO2分壓環境中的腐蝕速率Fig.3 Corrosion rates of samples under the condition of different partial pressure of carbon dioxide at 72℃and 75%moisture content

1Cr和13Cr鋼兩種材料在發生電偶腐蝕時，1Cr鋼的腐蝕速率明顯大于13Cr鋼的，這兩種材料中由于Cr含量的差異，導致試樣表面生成的腐蝕產物膜存在差異，金屬接觸表面形成了一定的電位差，1Cr鋼作為陽極，13Cr鋼作為陰極，電位差的存在加快了陽極材料1Cr鋼的損傷，發生嚴重的局部腐蝕，這與MIT檢測結果：井深903～927 m和1 109～1 145 m處，1Cr鋼的腐蝕嚴重相一致。井筒在井深900 m和1 145 m段腐蝕主要受1Cr和13Cr鋼發生電偶腐蝕的影響。

由圖4可見：二氧化碳分壓為1 MPa時，1Cr鋼表面的腐蝕坑小而密集，當二氧化碳分壓為3 MPa時，腐蝕由全面腐蝕轉變為局部腐蝕，局部腐蝕區與其他區域電位差的存在導致試樣表面的局部腐蝕明顯增大變深，這與MIT測試結果相一致，井底1Cr鋼主要發生局部腐蝕。

圖5為1Cr和13Cr鋼發生電偶腐蝕的宏觀形貌。可以看出，1Cr鋼表面的腐蝕情況比13C鋼表面的嚴重得多，二氧化碳分壓為3 MPa時，1Cr鋼明顯發生了局部腐蝕，表面局部損傷范圍較大，并且有黑色腐蝕產物（FeCO3和氧化類鐵）附著。

圖4 溫度為72℃，含水率75%條件下，1Cr鋼在不同CO2分壓環境中腐蝕后的表面宏觀形貌Fig.4 Macro surface morphology of 1Cr steel under the condition of different partial pressure of carbon dioxide at 72℃and 75%moisture content

圖5 不同二氧化碳分壓條件下，1Cr鋼和13Cr鋼的電偶腐蝕形貌Fig.5 Galvanic corrosion morphology of 1Cr steel and 13Cr steel under the condition of different carbon dioxide partial pressure

3 結論

（1）從井口至井底，井筒腐蝕變化規律為：井口至井深900 m處腐蝕嚴重，井深900～1 100 m處腐蝕較為輕微，井深1 100 m至井底處腐蝕變得明顯，并且發生局部腐蝕。

（2）隨著溫度的升高，1Cr和13Cr鋼的腐蝕速率先升高后降低，在75℃時腐蝕最嚴重；隨著流速的增加，1Cr和13Cr鋼的腐蝕速率增大。隨著二氧化碳分壓的升高，1Cr鋼的腐蝕速率增大，腐蝕坑變大變深，腐蝕由全面腐蝕轉變為局部腐蝕。1Cr鋼和13Cr鋼發生電偶腐蝕時，1Cr鋼表面發生嚴重的局部腐蝕。

（3）井筒在井深900 m以上的腐蝕主要受溫度影響；井深900～930 m和1 100～1 145 m處主要發生電偶腐蝕；井深1 145 m以上的腐蝕主要受流速和二氧化碳分壓影響。