井下组合材质防腐电偶腐蚀特征研究

邢希金，耿亚楠，冯桓榰

中海油研究总院钻采研究院（北京100028）

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井下组合材质防腐电偶腐蚀特征研究

邢希金，耿亚楠，冯桓榰

中海油研究总院钻采研究院（北京100028）

为了研究井下环境下常用油井管材间组合使用的电偶腐蚀特性，采用测量常用油井管材的开路电位、腐蚀电位及极化曲线获得电偶腐蚀规律，并在实际油田井下环境进行了实例研究，获得了常用井下防腐材料的曲线。分析表明：随着金属材质中铬含量的增加，其电位增加明显，金属材质的耐蚀性能增加；同一种金属材质，随管材钢级的增加其电位略有增加，耐蚀性能提高不明显。通过对常用材质的开路电位与腐蚀电位测试，对油田实例研究的方案进行简化，以中东某油田Asmari油层为实验井下腐蚀环境，研究了3Cr、9Cr、13Cr及Super13Cr之间的电偶腐蚀规律。实验测试结果表明，3Cr材质与超级13Cr混合连接后，接触位置的腐蚀加重程度增加近50%，若是采用9Cr材质过度，3Cr材质腐蚀加速程度大幅降低至15%，9Cr材质本身的腐蚀加重程度也低于15%。钢级对电偶腐蚀影响较小，采用中间材质过渡有利于保护低铬合金，提高其使用寿命。

油井管；组合材质；电偶腐蚀；极化曲线；开路电位；腐蚀电位

电偶腐蚀又称接触腐蚀，是指不同金属在导电介质中接触后因各自电极电位差异形成腐蚀原电池现象，通常特指两种金属间的接触腐蚀，其中一种金属在腐蚀过程被加速[1]。电偶腐蚀与金属自腐蚀电位相关，两者自腐蚀电位相差越大，高电位的阴极越受保护，而低电位阳极越容易腐蚀[2,3]。目前研究人员对海水环境中常用的金属偶对进行了大量研究测量，形成了海水环境的电偶序[4,5]。油井管材近些年新产品日渐增多，油井管组合使用广泛被油气田接受，由于井下环境的电偶腐蚀研究相对较少，油井管电偶腐蚀通常被忽视。

从常用油井管电偶腐蚀研究相关文献可以发现，目前的研究存在局限性，多为特定的两种材质。2006年艾俊哲[6]针对二氧化碳环境中电偶腐蚀探讨了缓蚀剂抑制电偶腐蚀的作用机理。李君[7]等针对含硫环境研究了pH值对Q235碳钢与304L不锈钢间电偶腐蚀行为。2007年赵华莱[8]以酸性气井油套管及封隔器钢材为对象，研究了Inconel718-VM80SS及N08028-BG95SS两个电偶对在封隔液环境下的电偶腐蚀行为，通过研究获得认为二者偶合后阳极腐蚀加剧。2007年刘东[9]等利用失重法、电偶电流测量、SEM、XRD分析研究了饱和CO2的1% NaCl水溶液中碳钢与不锈钢,以及碳钢腐蚀产物膜之间的电偶腐蚀行为，研究认为阴阳极面积比影响较大，温度为90℃时腐蚀产物膜与碳钢的电偶腐蚀最为严重。2009年严密林[10]等研究发现，井下环境G3油管和SM80SS套管钢构成的电偶对中，G3钢为电偶腐蚀电池的阴极，而SM80SS钢为电偶腐蚀电池的阳极。2010年陈华伟[11]等对电偶电位、阴阳极面积比和环境温度等因素对电偶腐蚀行为的影响进行了评述。2012年宗广霞[12]等采用电化学方法研究了X65与316L电偶对在模拟油田产出水环境中的电偶腐蚀行为。2015年王春生[13]等研究致密性气藏氮气钻完井一体化管柱中超级13Cr油钻杆和4145H钻铤螺纹连接的电偶腐蚀问题。任呈强[14]等在模拟气井油套管环空环境中（溶有CO2和H2S的地层水），采用电化学试验、腐蚀失重法和腐蚀形貌观察等方法对17-4不锈钢和C110套管钢间的电偶腐蚀进行了研究。

基于上述研究的局限性，针对油气田井下腐蚀环境，对常用的碳钢、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr等油井管材间的电偶腐蚀特征进行了研究。

1 组合材质的概念及应用

组合材质是指同一口井油管或套管使用了两种或两种以上材质[15]，这个定义里的组合还特指同一尺寸油管或套管采用两种或多种材质。受油田开发成本的影响，油套管组合材质防腐已经广泛应用于油田生产中。据统计，截止目前组合材质防腐方案在中国近海油气田中已经应用超过300井次。组合材质的提出与使用主要是为了节约高级别钢材的用量，以降低油气田的开发成本。根据油气井的寿命与安全的级别，大体上可以将组合材质分为保守型组合材质和激进型组合材质两种类型。组合材质防腐设计的依据是油气在生产过程中沿井筒向上流动，其所处的腐蚀环境温度和压力不断下降，腐蚀气体分压与温度在生产过程中逐渐降低，其腐蚀性趋缓。准确计算沿井筒的温度和分压剖面，就可以确定井下各段油管和套管防腐材质。通常情况下油气井下部可以采用高级别的防腐材质，而油气井上部可以使用相对低级别的材质。然而这种组合材质的使用需要考虑两种不同金属之间的电偶腐蚀问题，基于这一问题开展了相关的实验研究工作。

2 井下常用材质电位

2.1 常用材质极化曲线分析

金属的极化曲线一定程度上可以反映金属的耐蚀性能。因此分析与研究金属的极化曲线是解释金属腐蚀的基本规律、揭示金属腐蚀机理和探讨控制腐蚀途径的有效方法之一。对油气田生产中井下油管和套管常用的金属钢材进行了极化曲线测量，结果见图1。图1中横坐标为电流密度，纵坐标为电位，腐蚀电位高低表征金属耐蚀程度。从图中可以看出，对于不同材质随金属材质中铬含量的增加，其电位增加明显，这表征了该金属材质的耐蚀性能增加；同一种金属材质，随管材钢级的增加其电位略有增加，耐蚀性能提高不明显。从图中也可以发现，井下常用金属材质中L80钢耐蚀性能最差，13Cr-110耐蚀性能最好。

图1 井下常用材质的极化曲线

2.2 常用材质间的电位差

通过对常用金属材质的开路电位与腐蚀电位测量发现，同种材质不同钢级间的电位差较小，以常用13Cr管材为例，13Cr-80与13Cr-110之间的开路电位差为0.002 98V，腐蚀电位差为0.017 21V，表1给出了常用材质的开路电位与腐蚀电位。为简化研究每种金属材质选择一个样品进行电偶腐蚀研究。

表1 常用材质的开路电位与腐蚀电位/V

基于上述电位测量与简化，对井下常用的两种金属间的电偶腐蚀电位差进行计算如表2。由表2数据可知，两种金属之间的电位差越大，这两种金属同时在井下使用时期低级别的材质更容易发生电偶腐蚀，由此可知井下腐蚀环境中碳钢不宜直接与13Cr相连接。

表2 两种金属间的电偶腐蚀电位差/V

3 电偶腐蚀油田实例研究

以中东某油田Asmari油层的实际井下环境对不同材质间的电偶腐蚀进行了研究。Asmari油层温度为90℃，饱和压力为18.3MPa，CO2含量为4.3%，CO2分压为0.8MPa，地层水230 000mg/L，其中氯离子含量为145 000mg/L。实验分别测试了可用该油田不同井段的3Cr、9Cr、13Cr和Super 13Cr的之间腐蚀情况。

实验方法为采用环氧树脂封装3Cr、9Cr、13Cr和超级13Cr试样，工作面积分别为1cm2，600#砂纸打磨，无水乙醇擦拭干净，置于500mL溶液的三电极体系中，参比电极为饱和甘汞电极，辅助电极为铂电极。二氧化碳除氧0.5h，密封。待电极表面电位稳定后测量，实验测量仪器：CS系列电化学工作站。实验结果如表3所示。

表3 不同材质的腐蚀电位测试/V

由表3可知，实际油田环境条件下，腐蚀电位随着Cr含量的升高而升高，说明各材质间由于Cr含量不同存在明显的电位差，电位低的金属（如3Cr）与电位高的金属（Super 13Cr）偶接后存在电偶腐蚀，电位低的金属作为阳极将加速腐蚀，而电位高的金属作为阴极，其腐蚀速率会减小。

此外，还测试了不同材料耦接条件下的电流情况。在两个工作电极之间串联一个5Ω的电阻，将数字万用表量程调至200mV档，直接通过数字万用表测试5Ω电阻两端的电位差，读取万用表示数，分别记录偶接后60s时电阻两端电位差；并计算电流值，结果如表4所示。从表中数据可知，3Cr与Su⁃per13Cr之间的电偶对电流最高，为6.0μA，而13Cr与Super13Cr之间的电偶对电流最低，仅为0.5μA。

利用绝缘帮带将不同材质的挂片捆绑到一起后，进行了耦接条件下的腐蚀速率测试，表5给出了各材质两两互相耦接后的腐蚀速率加重情况。

根据表4中测试的不同材质的腐蚀电位，以及表5中的腐蚀速率相对增量，可以得到图2所示的电位与腐蚀增量曲线。根据本实验测试结果，3Cr材质与Super 13Cr混合连接后，接触位置的腐蚀加重程度增加近50%，会大大降低低电位材质的腐蚀寿命。

表4 不同材质耦合后的稳定电流

表5 电偶腐蚀对加重腐蚀度/V

图2 不同材质耦合后的腐蚀加重程度

而若是采用9Cr材质过度，3Cr材质腐蚀加速程度大幅降低至15%，9Cr材质本身的腐蚀加重程度也低于15%。这样有利的保护3Cr材质，提高3Cr材质的使用寿命。对于Super 13Cr和普通13Cr来说，耦合后没有明显的加速现象，实际中可以直接混合连接。

4 结论与认识

1)井下常用金属材质极化曲线表明，随金属材质中铬含量的增加，金属材质的耐蚀性能增加；同一种金属材质，随钢级的增加其电位略有增加，耐蚀性能提高不明显。因此实际油田腐蚀环境研究中可以忽略钢级的影响，简化研究方案。

2)通过绘制电位-腐蚀增量曲线分析，3Cr材质与Super13Cr直接连接后，接触位置的腐蚀加重程度增加近50%，会大大降低低电位材质的腐蚀寿命。而采用9Cr材质过度，3Cr材质腐蚀加速程度大幅降低至15%，9Cr材质本身的腐蚀加重程度也低于15%，这有利的保护3Cr材质，提高3Cr材质的使用寿命。对于Super 13Cr和普通13Cr来说，组合后没有明显的加速现象，实际中可以直接连接。

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In order to study the galvanic corrosion characteristics of the common oil well pipe material combination use in underground environment,the galvanic corrosion laws between the materials were obtained by measuring the open circuit potential,the corrosion po⁃tential and the polarization curve of the common oil well pipe materials,and the polarization curves of the common downhole anticorro⁃sion materials were obtained in actual oil field downhole environment.The analysis of the curves showed that with the increase of chromi⁃um content in metal material,the potential and corrosion resistance of the metal material increased significantly；for the same metal ma⁃terial,the increase of its corrosion resistance is not obvious with the increase of the steel grade of material.The scheme of the oilfield case study is simplified through the open circuit potential and corrosion potential test of common materials.the galvanic corrosion laws among 3Cr,9Cr,13Cr and Super13Cr steel were studied by simulating the downhole corrosion environment of Asmari oil reservoir of a oilfield in the Middle East.It is shown that,the contact of 3Cr steel with Super13Cr steel can make the corrosion increase 50%；but if 9Cr material is used as transition material,the corrosion degree of 3Cr material is reduced to 15%,and the degree corrosion of 9Cr mate⁃rial itself is less than 15%.The effect of steel grade on galvanic corrosion is little,and the use of transition material is advantageous to the protection of low chromium alloy and prolongs its service life.

oil well pipe；combining material；galvanic corrosion；polarization curve；open circuit potential；corrosion potential

尉立岗

2016-07-08

邢希金（1981-），男，高级工程师，现主要从事海洋石油开发入井工作液及井筒完整性研究工作。