高溫高壓氣井連續管在CO2 環境中的電化學腐蝕數值模擬

劉元亮，劉少胡，馬衛國

（長江大學機械工程學院，湖北 荊州 434023）

隨著石油天然氣勘探開發的不斷進步，井下油氣開采環境變得更加復雜[1-3]。連續管大多是在高溫、高壓和高腐蝕（H2S、CO2、Cl-等腐蝕介質）環境下作業，極易造成腐蝕失效[4-7]。在導致連續管發生腐蝕的眾多介質中，H2S 和CO2的腐蝕情況是最嚴重的，而且國內外多數油氣井中CO2的含量都相對較高[8-9]，因此非常有必要對CO2環境中連續管的腐蝕情況進行深入研究。

目前，國內外對于CO2環境中連續管腐蝕(Coiling tubing，CT)的研究大多是通過高溫高壓腐蝕實驗模擬油氣井生產過程中的腐蝕行為實現的[10-15]。薛玉娜等[11-12]通過電化學實驗模擬研究了CT80 連續油管鋼在長慶油田高礦化度油井水中的電化學腐蝕行為；趙國仙等[13-14]通過高溫高壓下CO2腐蝕實驗研究了溫度對QT900 連續管在CO2環境中的腐蝕行為；任呈強等[15]采用電化學阻抗和動電位掃描極化曲線測試技術研究了N80 鋼的CO2高溫高壓腐蝕電化學行為及機理；Waard 等[16]分析碳鋼的CO2腐蝕機理，提出了碳鋼的CO2腐蝕理論模型；Deshpande[17]利用COMSOL Multiphysics 軟件預測了電偶對的腐蝕速率，但沒有深入考慮環境因素對腐蝕速率的影響。

目前對于連續管的CO2腐蝕主要是通過實驗模擬方法進行研究，但是，受條件所限，實驗無法模擬一些復雜的真實工作環境，而且實驗模擬費用較高、周期較長，而數值模擬方法可以彌補實驗模擬的不足。本研究以CT110 連續管為研究對象，模擬連續管的復雜作業環境，基于電化學腐蝕工作原理，通過數值模擬方法研究其在CO2環境下的腐蝕行為，為現場腐蝕失效分析及防腐提供參考依據。

1 連續管腐蝕失效情況

圖1 所示為連續管近20 年來的失效統計情況[18]。可以看出，1997～2007 年連續管因腐蝕而失效的占比為33%，而2006～2017 年連續管腐蝕失效占比達到34%，不同時期腐蝕引起的失效比率相當，同時腐蝕導致連續管失效所占的比例最高，說明腐蝕是影響連續管使用壽命和安全操作的重要因素。

圖1 連續管失效情況統計[18]Fig. 1 Statistics of coiled tubing failure[18]

圖2 所示為現場連續管腐蝕形貌圖。圖2（a）中滾筒左右兩邊分別為腐蝕（下井作業）和未被腐蝕（未下井作業）的連續管，左邊連續管表面呈現棕黃色，腐蝕較嚴重，右邊未腐蝕連續管表面呈明顯金屬光澤。圖2（b）所示為連續管在海上某氣井作業一段時間后被腐蝕的外觀形貌，連續管整體腐蝕非常嚴重，局部位置腐蝕穿孔、甚至腐蝕開裂。

2 數值模型的建立和驗證

2.1 CO2 腐蝕連續管的機理

在含CO2的高溫高壓氣井中，連續管表面發生深度點蝕以及腐蝕開裂，腐蝕失效情況非常嚴重。因此，有必要探究連續管在CO2環境中的腐蝕行為和機理。CO2是一種酸性氣體，可溶于水生成碳酸，碳酸的化學性質不穩定，會電解分離出H+和 CO32?，從而降低溶液的pH 值，增加溶液的酸度，腐蝕連續管。連續管在CO2環境中的腐蝕過程是一個管體發生電化學反應、化學反應及物質傳遞的復雜過程。連續管腐蝕過程中涉及的化學反應方程式有[19]

陽極

陰極

由上述可知，腐蝕溶液中連續管表面腐蝕變化主要涉及陰陽兩極的電化學反應：陽極發生鐵的氧化反應，陰極發生碳酸電解、水電解和氫的還原反應。整個電化學腐蝕過程包含了物質的傳遞、帶電荷離子定向遷移形成電場以及管體表面由于電化學反應導致的電極極化。

2.2 多物理場耦合理論模型

連續管電化學腐蝕過程是一個多物理場耦合的過程，主要涉及流場、電場、物質傳遞、溫度場等。本研究假設電解質溶液濃度分布均勻，考慮物質傳遞過程中的擴散、電遷移以及環境溫度對腐蝕的影響，重點研究電場、物質傳遞、電化學反應之間的耦合作用。

2.2.1 物質傳遞模型

2.3 數值模型和邊界條件

在連續管CO2腐蝕模型中，采用任意拉格朗日-歐拉方法（ALE）描述連續管的腐蝕過程。任意拉格朗日-歐拉方法(ALE)包括兩個坐標系：一個表示為(X,Y)的參考坐標系，另一個表示為(x，y)的空間坐標系。參考坐標系中的坐標固定，而空間坐標系中的坐標隨時間移動。通過求解下述方程可獲得網格的位移

式中：X、Y為參考坐標系；x、y為空間坐標系，t為仿真時間步。

根據連續管表面的腐蝕過程設置邊界條件，可通過設定電極表面的腐蝕速度實現。根據法拉第定律，通過電極的電流密度求得電極表面的腐蝕速度

式中：v為腐蝕速度，mm/year；M為物質的摩爾質量，g/mol。

模型其余的邊界采用對稱邊界，是不動的，因此邊界條件應滿足

根據上述理論描述，采用COMSOL 軟件二次電流分布接口和稀物質傳遞接口模擬連續管的腐蝕行為。圖3（a）為連續管的實物照片。為簡化計算，建立了二維平面電解質計算域，焊縫寬5 mm，母材寬為5.5 mm。建立圖3（b）所示幾何模型，網格及邊界條件如圖3（c）所示。網格類型為三角形，網格總數為24 466，最大和最小網格尺寸分別為0.848 0 和0.004 8 mm。采用穩態求解器進行求解。腐蝕溶液環境參數：pH 值為2.5～6.5，溫度為50～200 ℃，CO2分壓為0～5 MPa。具體參數將在后續計算中詳細交代。

圖3 連續管實物圖和數值模擬腐蝕過程的簡化模型Fig. 3 Picture of actrual CT and simplified numerical simulation model of CT corrosion

2.4 數值模型驗證

圖4 電解質溶液中電位分布和電流流向模擬結果Fig. 4 Potential distributions and current directions of electrolyte solution at two temperatures

圖5 電解質溶液中電流密度流線模擬結果Fig. 5 Current density diagrams of electrolyte solution at two temperatures

為了驗證數值模型的準確性，與文獻[21]中的實驗結果進行對比，模擬條件：電解質溶液為質量分數為1%的氯化鈉鹽溶液，呈弱酸性；環境溫度為20 和50 ℃，溶液流速為2 m/s，CO2分壓為0.1 MPa。通過模型計算得到不同溫度下電解質溶液中的電位分布和電流密度（j）流線圖，如圖4 和圖5 所示。可以看出，當溫度較高時，連續管在電解質溶液中的電位和電流密度較大。圖6 為不同溫度下溶液pH 值對材料腐蝕速率影響的實驗結果與數值模擬結果。對比結果可知，腐蝕速率的實驗結果與數值模擬結果的最小誤差為1.3%，最大誤差為25%。雖然個別結果的誤差較大，但是實驗結果與數值模擬得到的腐蝕影響規律總體上是一致的，說明該模擬方法具有可行性。

3 環境參數對連續管腐蝕速率的影響

圖6 溶液pH 值對管材腐蝕速率的影響Fig. 6 Influence of pH value on corrosion rate of CT

連續管在含CO2高溫高壓氣井作業中的腐蝕過程是一個復雜的電化學過程，主要受到溫度、CO2分壓、溶液pH 值、流速、礦化物、材料等因素的影響[22]。目前針對連續管腐蝕影響因素中對于礦化物的研究相對較多，而流速對于腐蝕的影響較小，因此本研究基于數值模擬方法主要探究溫度、CO2分壓以及溶液pH 值對連續管腐蝕的影響規律。以CT110 連續管為研究對象，通過數值模擬方法，研究連續管在大北氣田采出水溶液中的腐蝕行為[23]。

3.1 溫度對連續管腐蝕速率的影響

當溶液pH 值為 4，電解質溶液電導率為2.86，CO2分壓分別為0.1、0.5 和1.0 MPa 時，數值模擬得到的溫度對連續管腐蝕速率的影響規律如圖7 所示。連續管腐蝕速率隨著溫度的上升而增大，當上升到一定溫度后，腐蝕速率達到最大值，出現“峰值腐蝕速率”，而后隨著溫度繼續上升而逐漸下降。根據電化學反應原理可知，當溫度升高時，溶液中活性離子的活性增強，溶液的電阻率提高，陰極的電化學反應速率增大，腐蝕產物形成的保護膜比較疏松且無附著力，不足以起到保護作用，因此腐蝕速率隨著溫度的上升而增大。當溫度繼續升高，達到一定數值后，腐蝕產物在基體表面堆積，形成一個較為完整的保護膜，阻礙腐蝕溶液中的離子向基體金屬擴散，從而抑制腐蝕反應進行，因此溫度對連續管腐蝕的影響呈現先增大后減小的趨勢。當CO2分壓分別為0.1、0.5 和1 MPa 時，連續管腐蝕速率達到峰值的溫度分別為120、90 和60 ℃。這是因為在不同CO2分壓下，溶液中溶解的CO2含量不一樣，導致連續管表面生成致密保護膜時的溫度有所不同。

圖7 溫度和CO2 分壓對連續管腐蝕速率的影響Fig. 7 Influence of temperature and partial pressure of CO2 on corrosion rate of CT

3.2 CO2 分壓對連續管腐蝕速率的影響

從圖8 可以看出，當溶液pH 值為 4，電解質溶液電導率為2.86 時，不同溫度下CO2分壓對連續管腐蝕速率的影響規律基本一致。輻射速率首先隨著CO2分壓增大而增大，而后逐漸趨于平穩狀態。這是因為當溶液中CO2分壓增大時，溶液中CO2分子的擴散速率增大，加快了陰極反應，生成的碳酸濃度升高，電離得到的H+濃度也隨之增大，進一步加快了陽極基體金屬鐵的溶解，使得腐蝕速率增大。但當CO2分壓達到一定臨界值后，生成的腐蝕產物在連續管表面形成致密的保護膜，腐蝕反應逐漸穩定，此時腐蝕速率受CO2影響較小，基本趨于平穩，出現“穩定腐蝕速率”。

3.3 溶液pH 值對連續管腐蝕速率的影響

圖8 不同CO2 分壓下連續管的腐蝕速率Fig. 8 Corrosion rates of CT under different CO2 partial pressures

圖9 為連續管在不同pH 值下的腐蝕速率。從圖9 中可以看出：當CO2分壓為0.1 MPa、電解質溶液電導率為2.86、pH 值較小時，連續管腐蝕速率最大；隨著溶液pH 值的增大，腐蝕速率降低。當溫度為30 ℃時，連續管的腐蝕速率隨pH 值變化較小；而當溫度為90 ℃時，連續管腐蝕速率的降幅很大。溶液pH 值對連續管腐蝕的影響受溫度控制，溫度越高，pH 值對腐蝕速率的影響越顯著。當CO2分壓一定時，陰極反應生成的碳酸與溶液pH 值密不可分，溶液的酸度決定了碳酸的存在形式，pH 值增大有利于碳酸電離，也有利于形成碳酸亞鐵，但是碳酸分解和擴散又受溫度的影響。因此，溶液pH 值對連續管腐蝕速率的影響主要受溫度控制，出現了“受控腐蝕速率”。

圖9 pH 值對連續管腐蝕速率的影響Fig. 9 Corrosion rates of CT at different pH values

4 結 論

建立了高溫高壓氣井連續管的CO2電化學腐蝕模型，結合實驗結果，驗證了該數值模擬方法是可行的。通過分析數值模擬結果，得到如下結論。

（1）隨著溫度上升，連續管CO2腐蝕速率呈現先增大后減小的趨勢，不同溫度下出現不同的“峰值腐蝕速率”。CO2分壓分別為0.1、0.5 和1.0 MPa 時，“峰值腐蝕速率”溫度分別為60、80 和110 ℃。

（2）連續管腐蝕速率隨CO2分壓的增大而增大，但增大到一定值后趨于平穩狀態，出現了“穩定腐蝕速率”，連續管應盡量在CO2分壓小于1.0 MPa 的“穩定腐蝕速率”壓力條件下作業。

（3）連續管的腐蝕速率隨pH 值的增大而減小，同時還受溫度的控制，溫度較高時，pH 值對腐蝕速率的影響更加顯著。根據“受控腐蝕速率”條件，建議減少連續管在低溫、pH 值小于5 的高酸性環境下的服役時間。