渤海油田常用套管CO2腐蚀室内研究

周伟强，李旭光，熊培祺

(中海石油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452)

渤海油田常用套管CO2腐蚀室内研究

周伟强，李旭光，熊培祺

(中海石油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452)

近年来，随着含CO2油气层的开发日益增多，含CO2的油水对井下管柱的腐蚀问题也越来越突出。结合中国海上BZ34-9油田在“海上油田总体开发方案编制”阶段套管材质优选，开展了油水对管柱腐蚀规律研究，针对影响腐蚀的主要因素，对N80、3Cr、13Cr钢片进行了室内模拟实验，结果表明腐蚀速率随着含水、温度、CO2分压、流速的增加而加快。

渤海油田；套管腐蚀；CO2腐蚀

1 问题的提出

渤海油田由于水源井机组排量大、水质较差,普遍存在管柱及机组腐蚀的情况，且管柱更换频率高，如SZ36-1-DW1井(3 000 m3/d)，自投产以来管柱穿孔已经累计6次。目前已在水源井上应用 51/2″套管代替油管，仍出现腐蚀穿孔现象，从API RP 14E(近海石油生产平台管道系统的统计和安装)推荐数据来看，冲蚀穿孔可能性很小，故怀疑水质或井筒内有腐蚀性流体所致。

近年来，海上油田对含CO2油气层的开发日益增多，含CO2的油水对井下管柱的腐蚀问题也越来越突出。随着渤海油田开发进入中后期，油水井损坏问题日益严重，其中筛管、油套管腐蚀损坏最为严重。管柱腐蚀引起油水井破坏，造成不必要的报废井，制约了油田的产量，严重影响油田的经济效益。

鉴于含CO2油气的井存在问题比较严重，90%以上的油田在开发初期就以预防为主[1]，开展腐蚀影响因索的调研，弄淸楚油水井腐蚀的影响因素，根据具体因素釆取相应的防护措施，这种以防为主的方法取得了良好的经济效益和社会效益。目前国内很多陆地油田也借鉴国外的做法进行井下管柱防腐研究，总结出井下油管柱腐蚀特征[2]。 由于海上油田在这方面做的工作较少，因此有必要开展油水对管柱腐蚀规律研究。

2 CO2腐蚀机理研究

CO2对碳钢的腐蚀主要表现为三种形式：均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑点腐蚀， 其腐蚀产物主要为FeCO3和Fe3O4[3-10]。三种腐蚀形式的形成，往往相互伴随，严重影响金属强度。在一定环境条件下，金属管壁会形成一层水膜, CO2在一定压力下，溶解并附着在管壁面上，使金属表面发生均匀的电极化腐蚀, 即均匀腐蚀；当管柱内受高速流体冲刷，腐蚀产物不断被清洗掉，使得金属表面不断裸露，腐蚀会不断加剧，即冲刷腐蚀；当超过一定的时间，腐蚀产物会在金属表面形成保护膜，将会阻止腐蚀形成，但这种膜的生成很不均匀，易破损，即为坑点腐蚀。虽然CO2是造成金属管柱腐蚀的主要因素，但是在没有腐蚀介质存在的条件下， CO2本身并不腐蚀金属，CO2对钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2在一定条件下溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀，而且油气井的产出水中常含有钙、镁和钡等离子，易生成碳酸盐沉淀，与腐蚀产物FeCO3一起以垢的形式沉积在井下管柱和设备表面,造成堵塞,影响生产的正常进行。

影响腐蚀速率的因素很多, CO2是其中的一个主要因素，但是其他因素也是不容忽视的。本文主要从腐蚀介质、温度、CO2分压、流速等因素进行实验研究。

3 实验内容

3.1 实验条件

根据现场情况，同时考虑室内实际实验条件(目前设备压力最大可模拟到5 MPa，该因素对腐蚀影响较小)，确定影响腐蚀的主要实验参数，见表1。其中CO2分压数值取上限。

油样取自BZ34-9-X井，水质分析见表2。

表1 BZ34-9-X井模拟实验参数

表2 BZ34-9-X井地层水水质主要成分 mg/L

3.2 实验方法

实验选用的材料为标准腐蚀钢片：N80钢片、3Cr钢片、13Cr钢片,用无水乙醇浸泡约5 min，取出钢片，用滤纸擦干，用冷风吹干包好，放入干燥器中干燥30 min，称重(精确至0.0001 g)，使用游标卡尺量取钢片的长宽厚(精度为0.02 mm)。实验设备为美国岩心公司生产的CRS旋转圆盘高温高压腐蚀速率测定仪。

安装腐蚀钢片到反应釜，打开预热釜，加入油水样/地层水约500 mL，通入CO2除去釜中的氧气，按实验方案设置温度，打开冷却循环水，加热预热釜，并加压将预热釜中油水样打入反应釜中；加热反应釜，向反应釜内注入一定压力的CO2，并用氮气将总压补充至规定压力。控制流速为0.5 m/s，动态腐蚀钢片24 h。实验结束后，取出钢片进行拍照，然后用水冲洗钢片表面沉积物，并用医用纱布擦干，放入无水乙醇中浸泡约5 min，取出用冷风吹干，放在干燥器30min后称量，并计算腐蚀速率。

3.3 实验结果

腐蚀后的钢片表现为：N80均匀腐蚀，3Cr、13Cr为坑点腐蚀。室内模拟实验数据结果见图1、图2及表3。通过实验发现，N80钢片在含水70%、温度120 ℃、CO2分压为0.42 MPa和含水100%、温度125 ℃、CO2分压为0.49 MPa时，腐蚀速率分别为0.103 mm/a和0.782 mm/a，大于行业标准0.076 mm/a，其余条件下N80、3Cr、13Cr铜片的腐蚀速率均在行业标准内，3Cr、13Cr抗腐蚀能力较好。同时，发现腐蚀速率随含水率、温度、CO2分压、流速的升高而增加。

图1 含水30%油样的腐蚀钢片速率

图2 含水70%油样的腐蚀钢片速率

钢片型号测试温度/℃实验时间/h压力条件腐蚀速率/(mm·a-1)N80125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.7823Cr125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.06713Cr125240.49MPaCO2+4.51MPaN20.042

4 实验分析及认识

CO2腐蚀与腐蚀介质、环境温度、液体流速、CO2分压各种因素均有关系。

(1)实验表明，腐蚀介质是钢片腐蚀的一个基本的影响因素。在含油较高的情况下，随着腐蚀时间变长，钢片表面会形成一层钝化膜[3]，使腐蚀速率大大降低。相同条件下，含水率越高，钢片腐蚀速率越大。

(2)温度对CO2腐蚀的影响主要表现在钝化膜生成导致的影响。分别分析图1、图2，在80 ℃～120 ℃温度区间内腐蚀突出，随温度升高，腐蚀速度加快；但温度升高时，CO2在介质中的溶解度降低，又可抑制腐蚀；温度升高，表面生成的Fe3O4含量增加，保护膜更容易形成。因此，腐蚀速率受温度影响更加复杂，受到生成的腐蚀产物钝化膜和介质中CO2的溶解度变化的共同影响。

(3)流速对CO2腐蚀的影响也比较复杂。通过表1、2、图1、2综合分析，对于同一种型号的钢片，其他条件相近时，流速小于1 m/s时，腐蚀速率变化较慢；流速大于等于1 m/s时，腐蚀速率迅速增加。

(4)CO2分压是衡量CO2腐蚀速率的一个重要参数。由表2、图1、图2综合分析可以看出，腐蚀速率随着CO2分压的增加而增大。因为CO2腐蚀过程的氢离子大部分来源于碳酸中电离出来的氢离子，CO2分压越高，溶解于水的CO2量越大，H2CO3浓度也越高，进而电离出的H+也越多。

[1] 郑举，厉嘉滨.海上油田注水井套管腐蚀机理及腐蚀控制技术研究[J].腐蚀研究，2013，27(9):61-62.

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编辑：岑志勇

1673-8217(2017)03-0124-03

2016-11-16

周伟强，硕士，工程师，1984年生，2012年毕业于中国石油大学(北京)石油与天然气工程专业，现从事增产措施技术研究工作。

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