油套管鋼在注氣高壓氧環境中的腐蝕規律研究

彭會新

油套管鋼在注氣高壓氧環境中的腐蝕規律研究

彭會新

（中國石油遼河油田公司開發事業部，遼寧 盤錦 124010）

高壓注氣提高油田采收率過程中引入氧氣，會對油井管造成很嚴重的氧腐蝕，因此有必要開展常用油井管材料在注氣環境中的氧腐蝕行為研究。對比研究了N80、N80-3Cr、N80-13Cr、P110在高壓注氣環境的均勻腐蝕和局部腐蝕情況，利用XRD對腐蝕產物進行了分析。結果表明：4種材料在高壓氧環境中會發生嚴重的均勻腐蝕和局部腐蝕，N80-13Cr的均勻腐蝕最低，但也高達42.53 mm·a-1，局部腐蝕速率高達53.18 mm·a-1；N80-3Cr的均勻腐蝕和局部腐蝕速率都是4種材料中最高的。N80、P110在氣相中的均勻腐蝕和局部腐蝕速率遠低于在液相中的。幾種材質的腐蝕產物均以FeO(OH)和Fe2O3為主。結合腐蝕產物的分析，對幾種材質的局部腐蝕機理進行了探討。

注氣；高壓；氧氣；局部腐蝕；腐蝕產物

目前，我國各大油田陸續進入開發中后期，原油產量急劇下降[1-2]，稠油占比越來越大[3]，導致開采難度越來越大。為提高原油采收率，國內外各油田公司一直在嘗試探索新技術和新方法，其中注氣驅油是被廣泛采用的技術[4]。在注氣方法中，注空氣驅油又以成本低廉、可就地取材而具備廣泛推廣價值[4]。

然而，注氣過程中含有的氧氣會對油井管材造成嚴重腐蝕［1-4］，影響油田正常生產。這一問題已經受到廣泛關注，如馮兆陽[4]等對注氣過程中氧腐蝕機理和防護措施進行了探討；石鑫［5-6］等對注氣高含氧環境下P110鋼的腐蝕行為和規律進行了系統研究。劉滿軍［7］等對火驅注氣井油套管的氧腐蝕現狀進行了分析并提出了針對性的防腐對策。王娜［8］、張志宏［9］、祁麗莎［10］、許艷艷等結合塔河油田生產實踐，對地面注水系統氧腐蝕、注氣井井筒及井下設備的氧腐蝕現狀進行了研究，并提出了防控措施。針對海上油田蒸汽吞吐過程中高溫高壓氧對油井管材造成的腐蝕，厲嘉濱［3］等進行了系統的研究。但以上關于氧腐蝕問題的研究大多針對P110等低合金鋼管材，而對油井管常用的3Cr、13Cr等材質研究相對較少。

本文在高壓氧環境中，對比研究了油井管常用的N80、P110、N80-3Cr、N80-13Cr材質的腐蝕行為和規律，為注氣環境中的油井管選材提供依據。

1 試驗方法

試驗所用材料為油田現場所用的N80、P110、N80-3Cr、N80-13Cr油井管材。將油井管制作成外徑Φ72 mm、內徑Φ64 mm、弦長35 mm、面寬11 mm的1/6圓環試樣。使用砂紙將試樣逐級打磨，依次用去離子水、乙醇、丙酮清洗，冷風吹干后置于干燥皿24 h后稱重。然后將試樣安裝于Φ72 mm的聚四氟圓柱狀夾具，其中N80和P110在氣、液相兩相中均放置4個平行試樣，而N80-3Cr、N80-13Cr只在液相中放置4個平行試樣，具體試驗參數見表1。試驗介質為1% NaCl溶液，用去離子水和分析純化學試劑配制而成。

表1 實驗條件

試驗在圖1所示的高溫高壓反應釜中進行，將試樣安裝好后，封閉釜蓋，升溫到指定溫度后，通入4 MPa氧氣，之后記錄試驗開始時間。試驗完畢取出試樣，去離子水清洗、吹干。其中3個平行試樣利用清洗液（1 L 1.19 g·mL-1HCl + 20 g Sb2O3+ 50 g SnCl2）除去試樣表面腐蝕產物后，吹干后利用電子天平測量其腐蝕后重量，根據公式1計算腐蝕速率。

其中：corr—腐蝕速率，mm·a-1；

前—腐蝕前質量，g；

后—腐蝕后質量，g；

—腐蝕材料密度，g·cm-3；

—圓環直徑，mm；

—試樣弦長，mm；

—試樣寬，mm；

—試樣腐蝕時間，d。

2 結果與討論

2.1 腐蝕速率

將4種材質的試樣取出清洗后，按照式（1）計算平均腐蝕速率。由于清洗后發現試樣都存在局部腐蝕，因此還進行了局部腐蝕速率計算，具體試驗結果見圖2。從圖2中可以看出，N80和P110的腐蝕速率分別為67.39、111.15 mm·a-1，腐蝕速率比較大。這表明了N80和P110在這種高壓氧環境中腐蝕的比較嚴重。同時兩種材料還出現了比較嚴重的局部腐蝕，局部腐蝕速率為96.25、144.52mm·a-1。N80和P110在氣相中的腐蝕速率分別為4.07、 6.61 mm·a-1，明顯低于它們在液相中的腐蝕速率。而氣相中局部腐蝕速率分別為6.41、10.48 mm·a-1，也明顯低于液相中的腐蝕速率。以上結果表明，P110在本實驗中的腐蝕速率均高于N80。

13Cr和3Cr在高壓氧環境中也發生了嚴重的腐蝕，其中13Cr均勻腐蝕速率較小，局部腐蝕速率較大。3Cr則同時發生了嚴重的均勻腐蝕和局部腐蝕。3Cr的均勻腐蝕速率與局部腐蝕速率均明顯大于13Cr。

圖1 4種試樣材料的腐蝕速率

2.2 宏觀形貌

圖2為試樣腐蝕后的宏觀形貌。N80-13Cr、N80-3Cr、N80、P110液相試樣發生了嚴重的腐蝕，表面均被大量的紅棕色腐蝕產物覆蓋；而N80和P110的氣相試樣以局部腐蝕為主，未發生腐蝕的位置呈現金屬光澤，發生腐蝕的位置也覆蓋著紅棕色的腐蝕產物。

為了能夠更清楚觀察幾種材料腐蝕后表面形貌，確定其腐蝕形態，本實驗中觀察了去除腐蝕產物后試樣的表面形貌。從圖中可以看出，13Cr試樣邊緣有很深的局部腐蝕坑，表明13Cr發生了嚴重的局部腐蝕。比較3Cr、N80和P110的形貌，可以看出3Cr的腐蝕深度要比N80和P110的明顯要深，而P110的腐蝕程度要比N80嚴重一些。N80、P110主要為全面腐蝕，同時也發生了局部腐蝕。P110在氣相中的腐蝕坑深要比N80的深一些。

圖2 去除腐蝕產物前試樣宏觀形貌

2.3 腐蝕機理討論

由試驗結果可知，3Cr、N80、P110在腐蝕環境中主要以均勻腐蝕為主，兼有局部腐蝕；13Cr則是局部腐蝕。在高含O2的濕潤環境中，鋼表面發生電化學腐蝕[4]。

陽極過程為：Fe→Fe2++2e； （2）

陰極過程為：O2+2H2O+4e→4OH-。 （3）

Fe2+與OH-反應生成Fe(OH)2，Fe(OH)2進一步被氧化成Fe3O4或FeOOH，在鋼的表面形成一層腐蝕產物銹層。銹層形成以后，在實驗室模擬條件下，會成為強烈的氧化劑（去極化劑），對于銹層下基體陽極過程起到去極化作用，促使陽極過程不斷進行，導致腐蝕產物不斷增厚。對于3Cr、N80、P110，這個過程發生在整個試樣表面，造成試樣的全面腐蝕。

13Cr以局部腐蝕（點蝕）為主，其機理如圖3所示。點蝕的發生可分為2個階段，即蝕孔的成核和蝕孔的生長過程。13Cr最初會在表面形成一層鈍化膜，但鈍化膜并不穩定，仍有一定的反應能力，鈍化膜的溶解和修復（再鈍化）處于動態平衡狀態。當介質中存在活性陰離子（如Cl-）時，會發生競爭吸附。由于氯離子能優先地、有選擇地吸附在鈍化膜上，與鈍化膜中的陽離子結合成可溶性氯化物，把氧原子排擠掉，導致平衡被破壞，溶解占優勢。新露出基體的特定點上會生成小蝕坑，孔徑多數在20～30 μm，這些小蝕坑被稱作孔蝕核。孔蝕核可在光滑的鈍化金屬表面上任何位置形成，但更容易在鈍化膜缺陷、夾雜物和晶間處優先形成。13Cr的局部腐蝕發生在試樣的邊緣，主要原因是這些地方存在縫隙腐蝕。

（a）點蝕核的形成；（b）點蝕坑的生長；（c）點蝕坑的自催化酸化。

蝕孔的生長主要是由于蝕孔內存在自催化過程。在點蝕形成初期，孔內發生金屬溶解：

Fe→Fe2++2e； （4）

Fe2++2H2O→Fe(OH)2+2H+。 （5）

生成的氫離子使蝕孔附近溶液的pH值降低，形成一個酸性溶液區，加速了金屬的溶解，使蝕坑擴大、加深。同時，在蝕孔附近發生氧還原：

1/2O2+H2O+2e→2OH-。 （6）

這是一個自身促進和自身發展的過程。金屬在蝕孔內的迅速溶解導致蝕孔內產生過多的金屬陽離子，為保持電中性，蝕孔外陰離子（C1-）向孔內遷移，也造成氯離子濃度升高。這樣就使孔內形成金屬氯化物（如FeCl2等）的濃溶液，這種濃溶液可使孔內金屬表面維持活化狀態。隨著蝕孔的加深和腐蝕產物覆蓋在孔蝕口，氧難以擴散到蝕孔內，導致孔口腐蝕產物沉積，形成一個閉塞電池。閉塞電池形成后，孔內外物質遷移更加困難，使孔內金屬氯化物濃度升高，氯化物的水解使溶液酸度進一步增加，加速了基體的陽極溶解。這種由閉塞電池引起孔內酸化加速腐蝕的現象，稱為“自催化酸化作用”。孔內的這種強酸環境使蝕孔內壁處于活化態，為陽極；而孔外大片金屬表面仍處于鈍化態，為陰極，從而構成由小陽極-大陰極組成的活化-鈍化電池，使蝕孔加速長大。自催化作用可使電池的電極電位達一百多毫伏，重力作用還使蝕孔具有深挖的能力，最終使試樣表面形成局部腐蝕坑。

3 結 論

1）油井管材料N80、P110、N80-3Cr和N80-13Cr在高壓氧環境中會發生嚴重的均勻腐蝕和局部腐蝕，腐蝕最低的N80-13Cr的均勻腐蝕程度高達42.53 mm·a-1，屬于極為嚴重的腐蝕，而P110和N80-3Cr的均勻腐蝕速率甚至高于100 mm·a-1，腐蝕更為嚴重。N80-3Cr的均勻腐蝕和局部腐蝕速率都是幾種材料中最高的。

2）油井管材料在氣相中的腐蝕速率顯著低于在液相中的，在氣相中也發生了明顯的局部腐蝕。

3）腐蝕后試樣表面形成了大量紅棕色腐蝕產物，主要為FeO(OH)和Fe2O3。去除腐蝕產物后，試樣表面能觀察到明顯的局部腐蝕坑。

［1］王斌，商永斌，毛涇生，等.氧氣對J55油管CO2腐蝕機理影響[J].內蒙古石油化工，2014（6）：54-57.

［2］吳靜.注空氣驅油過程中碳鋼的腐蝕行為研究[D].武漢：華中科技大學，2014．

［3］厲嘉濱，李敏，高大義，等. 海上某油田高溫高壓水蒸汽對熱采井管柱腐蝕問題研究[J].全面腐蝕控制，2014，28（12）：54-60.

［4］馮兆陽，萬里平，李皋，等.注空氣驅管材的腐蝕與防護研究現狀[J].全面腐蝕控制，2015，29（2）：62-66.

［5］石鑫，李大朋，張志宏，等.溫度對注氣井P110 油管鋼耐蝕性能的影響[J].材料保護，2017，50（12）：8-10.

［6］石鑫，李大朋，張志宏，等.高含O2工況下溫度對P110鋼腐蝕規律的影響[J].材料保護，2018，50（1）：113-116.

［7］劉滿軍.曙光油田火驅油套管腐蝕現狀及對策[J].化工管理，2018（6）：219.

［8］王娜，盧志強，石鑫，等.塔河油田氧腐蝕防治技術[J].全面腐蝕控制，2013，27（8）：48-72.

［9］祁麗莎，陳明貴，王小瑋，等.塔河油田注氣井井筒氧腐蝕機理研究[J].2016，42（6）：70-72.

［10］許艷艷，侯帆，丁保東，等.注氮氣井井下設備腐蝕原因分析及相應對策[J].2017，38（10）：815-822.

Study on the Corrosion Behavior of Casing and Tubing Steel in Gas Injection Environment With High Pressure of O2

（Petroleum Exploration and Development Institute of Liaohe Oilfield Company, Panjin Liaoning 124010, China）

Oxygen is introduced into the oil well in the process of enhancing oil recovery by injection of high pressure gas, which can cause the severe corrosion of casing and tubing steel. Therefore, it is necessary to study the corrosion behavior of steel in gas injection environment. In this paper, the corrosion behavior of steel N80, N80-3Cr, N80-13Cr, P110 was studied in gas injection environment with high pressure of O2, and the formed corrosion products were analyzed by XRD. The results showed that severe general and local corrosion occurred on these four kinds of steel in environment with high pressure of oxygen. The corrosion rate of N80-13Cr was the lowest among these four steels, but its general and local corrosion rateswere still up to 42.53mm·a-1and 53.18 mm·a-1. The general and local corrosion rate of N80-3Cr was the highest among these steels. The corrosion rates of N80 and P110 in gas phase were far below those in liquid phase. The corrosion products mainly compose of FeO(OH) and Fe2O3. Finally, the local corrosion mechanism of these steels was discussed.

Gas injectiong; High pressure; Oxygen; Local corrosion; Corrosion products

2020-11-24

彭會新（1967-），男，遼寧省盤錦市人，高級工程師， 1990年畢業于江漢石油學院鉆井工程專業，研究方向：鉆井工程。

TE242

A

1004-0935（2021）04-0560-04