高CO2 分压下井筒温度对井下工具用钢腐蚀行为的影响

李同同，王圣虹，李 强，徐凤祥，董社霞，赵振宇

（1.中海油田服务股份有限公司，天津300450；2.中国石油大学（华东），山东 青岛266580）

高CO2分压下井筒温度对井下工具用钢腐蚀行为的影响

李同同1，王圣虹1，李 强1，徐凤祥1，董社霞1，赵振宇2

（1.中海油田服务股份有限公司，天津300450；2.中国石油大学（华东），山东 青岛266580）

在含CO2油气储层的开发过程中，井下工具的CO2腐蚀严重威胁油田安全生产。利用高温高压釜模拟油田高CO2分压和高矿化度的生产环境进行腐蚀试验，在不同温度条件下分析3种钢的腐蚀速率。利用扫描电镜（SEM）和X射线衍射仪（XRD）等手段进行分析，确定其耐蚀性能，为不同钢材井下工具寿命预测提供依据。研究表明：N80和P110钢的腐蚀速率随温度的升高先增加后降低且分别在80℃出现最大值4.1和4.8 mm／a；32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势，80～130℃时腐蚀速率在2.0 mm／a附近波动；3种钢在低温条件下均以全面均匀腐蚀为主，在中温区存在严重的局部腐蚀，越过腐蚀高点后仍以均匀腐蚀为主。

CO2腐蚀 温度 腐蚀速率 腐蚀产物 腐蚀形貌

目前13Cr井下工具钢材料的成本是普通N80钢材料的6倍左右，油气田井下CO2腐蚀非常复杂，选材过于保守导致油井成本大幅提高［1］。为了降低油气田勘探开发成本，需要在保证耐蚀性能的前提下进行材料优选，来保证所选钢材的使用寿命和安全生产［2］。

通常油田常用保温油管材质为P110钢材料，32CrMo钢为射孔枪常用材质，打孔管常用材质为N80钢。通过研究3种钢材的腐蚀规律，确定P110钢材质保温管和N80钢打孔管正常生产的耐腐蚀年限；明确射孔枪联作管柱在井内的腐蚀类型、腐蚀速率和工作寿命；根据恶劣腐蚀环境利用模拟作业腐蚀环境的动态旋转挂片法对3种钢的腐蚀规律进行模拟测试研究，并通过扫描电镜（SEM）、X射线衍射仪（XRD）等手段进行分析，研究不同井段的温度对井下工具用钢腐蚀行为的影响，从而确定其耐蚀性能，为不同钢材井下工具的寿命预测提供依据。

1 试 验

1.1 试验方案

为模拟油井的恶劣腐蚀环境，根据油井的实际工况设定CO2分压为2.0 MPa，腐蚀介质中Cl－的质量浓度为20 000 mg／L，腐蚀介质流速为0.5 m／s，试验时间为 10 d，在 40～150℃全井筒温度范围对N80，P110和32CrMo钢材进行了模拟测试。

1.2 试验过程

试验所用材料取自某油田现场使用的井下工具，加工成Ⅱ型标准腐蚀试片［3］，其化学成分见表1。试验前依次用 150，300，500，1500，2000，2500号砂纸打磨试片，直至试样表面光滑出现镜面效果［4］。然后先用去离子水冲洗，除去打磨碎屑和试片上的其他附着物，再用丙酮浸泡试片，在浸泡时用脱脂棉擦拭试片表面以除去试片表面的油脂，最后用冷风吹干后测量试片尺寸并称质量［5］。利用分析纯的药品配置出相应的腐蚀介质。利用CWYF-1高温高压双联体反应釜进行动态旋转挂片的模拟试验［6］；利用 Hitachi S4800 SEM来观察试样表面腐蚀产物微观形貌［7］；利用能谱仪（EDX）分析腐蚀产物的元素含量［8］；利用型号为X’pert PRO的XRD分析腐蚀产物的成分和结构。试验结束后，清理试样腐蚀产物，利用质量损失计算腐蚀速率。

表1 完井工具所用钢材的化学成分 w，%

2 结果及分析

2.1 温度对腐蚀速率的影响

在不同温度条件下N80，P110和32CrMo钢的平均腐蚀速率见图1和图2。

图1 温度对N80和P110钢腐蚀速率的影响

图2 温度对32CrMo钢腐蚀速率的影响

由图1可知，N80和P110钢的低温区腐蚀速率高于高温区，60～80℃腐蚀速率最高，超过此区间后，随温度升高，腐蚀速率基本成下降趋势，下降速率逐渐趋缓，到130℃左右腐蚀速率下降到约0.6 mm／a。此现象的原因是高温区和低温区的反应机理不同，低温条件下，由于不能形成保护性的腐蚀产物膜，腐蚀速率由CO2水解生成碳酸的速度与CO2扩散到金属表面的速度共同决定，于是以均匀腐蚀速率为主；60～110℃，材料表面形成具有一定保护性的腐蚀产物膜，腐蚀速率由穿过保护膜的传质过程决定，腐蚀产物厚而松，晶粒粗大，不均匀，易破损，局部腐蚀较为突出，腐蚀速率在此区间会出现极大值；高温条件下（110℃以上），开始生成细致、紧密、附着力强的腐蚀产物膜，平均腐蚀速率降低。

由图2可知，32CrMo钢随温度升高腐蚀速率下降，温度在80～130℃时，腐蚀速率在2.0 mm／a附近波动。出现这一结果的原因为试样表面生成了一层致密的晶粒状腐蚀产物保护膜，且随温度升高，腐蚀产物晶粒变得更加细小，更加致密，使得腐蚀速率下降。

2.2 腐蚀形貌分析

从N80钢腐蚀后的宏观腐蚀形貌可以看出，N80钢在低温条件下以全面腐蚀为主，伴随有少量点蚀，随着温度升高，局部腐蚀越来越明显，80℃左右时试样表面出现明显坑蚀；温度上升至90℃时主要以均匀腐蚀为主，伴有轻微可见点蚀；温度高于110℃时，试样表面以全面腐蚀为主，没有肉眼可见的局部腐蚀发生。利用SEM观察110℃时N80钢腐蚀试样的腐蚀产物形貌，见图3。

图3 N80钢腐蚀产物的SEM形貌

由图3可以看出，N80腐蚀产物膜为双层结构。外层膜的表面晶粒形状属于多面体晶体结构，晶粒表面较光滑，许多不同晶粒互相穿插，但仍保持规则晶粒的基本形状。

P110钢在低温条件下以全面腐蚀为主，伴随有少量点蚀，随着温度升高，局部腐蚀越来越明显，在80℃左右时试样表面有很多较浅的腐蚀麻点和少量较深腐蚀坑；随着温度继续升高，局部腐蚀以点蚀为主；温度上升至110℃时主要以均匀腐蚀为主，肉眼已经观察不到局部腐蚀；温度升高至150℃时，试样表面仍观察不到局部腐蚀。利用SEM观察110℃时P110钢的腐蚀产物形貌见图4。由图4可以看出，腐蚀产物膜为双层结构，腐蚀产物膜的表面晶粒形状属于斜方六面体晶体结构，晶粒表面较光滑，许多不同晶粒互相穿插，但仍保持规则晶粒的基本形状，晶粒大小12～35μm。这与晶粒形成时的温度、所处温度下FeCO3溶解度和CO2分压有关。

图4 P110钢腐蚀产物的SEM形貌

32CrMo钢在低温条件下以全面腐蚀为主，伴随有少量点蚀，随着温度升高，局部腐蚀越来越明显，在80℃左右时试样表面出现少量坑蚀和台地状腐蚀；温度上升至90℃时主要以蜂窝状腐蚀为主；温度升高至130℃时，试样表面以全面腐蚀为主，伴随有少量点蚀。利用SEM观察32CrMo钢在130℃下的腐蚀产物形貌见图5。在低温条件下，32CrMo钢腐蚀较轻，且腐蚀产物膜大面积开裂，裂痕比较明显，产物膜与基体结合力低，有脱落的趋势。高温条件下试样表面生成了一层致密的晶粒状腐蚀产物，且随温度升高，腐蚀产物晶粒变得更加细小，更加致密。在5 000倍下可以看到腐蚀产物膜为上下重叠的两层，使基体免于与外界溶液接触，这是高温条件下腐蚀速率明显下降的主要原因之一。

图5 32CrMo钢腐蚀产物的SEM形貌

2.3 腐蚀产物分析

在温度为 130℃的条件下，N80，P110和32CrMo的腐蚀形貌主要为全面腐蚀，利用XRD分析腐蚀产物膜的成分。130℃和CO2分压2 MPa的条件下N80，P110和32CrMo钢的腐蚀产物XRD分析图谱见图6。由图6可以看出，3种试样的主要腐蚀产物均为FeCO3。低温条件下，腐蚀产物主要成分是Cr（OH）3和FeCO3，此时腐蚀产物膜软而且附着力低。高温条件下，腐蚀产物膜分为上下两层，下层紧贴试样表面，产物膜本身结合并不紧密，对试样保护性不强，主要成分是Cr（OH）3和FeCO3。上层腐蚀产物膜是后来生成的，主要成分是 FeCO3，还有少量 CaCO3和MgCO3，产物呈晶粒状，溶解度低，自身结合紧密，有一定厚度，对试样的包裹严密，对基体具有很好的保护性。

图6 130℃时钢材腐蚀产物XRD分析

3 结 论

（1）N80和P110钢的腐蚀速率随温度的升高先增加后降低且在80℃出现最大值，分别为4.1和 4.8 mm／a；

（2）32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势，在80～130℃，腐蚀速率在2.0 mm／a附近波动；

（3）3种钢在低温条件下均以全面腐蚀为主，伴随有少量点蚀，随着温度升高，局部腐蚀越来越明显，在越过一个腐蚀高点后，在腐蚀产物膜的保护作用下趋于均匀腐蚀；

（4）3种试样的主要腐蚀产物均为FeCO3，在不同的温度区间内附有其他少量的腐蚀产物。

［1］ 李建平，赵国仙，郝士明.几种因素对油套管钢CO2腐蚀行为影响［J］.中国腐蚀与防护学报 ，2005，25（4）：241-244.

［2］ 陈长风.油套管钢CO2腐蚀电化学行为与腐蚀产物膜特性研究［D］.西安：西北工业大学，2009.

［3］ 李章亚.油气田腐蚀与防护技术手册（下册）［M］.北京：石油工业出版社，1999：471-492.

［4］ 陈长风，陆续民，白真权，等.含1%Cr的N80钢CO2腐蚀产物膜特征［J］.中国腐蚀与防护学报，2003，23（6）：330-334.

［5］ 何晓英，李容，廖钫，等.N80油管钢在含H2S酸性溶液中的腐蚀行为研究［J］.腐蚀科学与防护技术，2001，13（4）：239.

［6］ 赵国仙，吕祥鸿.温度对油套管用钢腐蚀速率的影响［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2008，23（4）：74-78.

［7］ 李自力，程远鹏，毕海胜，等.制二氧化碳腐蚀与控油气田CO2／H2S共存腐蚀与缓蚀技术研究进展［J］.化工学报，2014，65（2）：406-414.

［8］ 吕祥鸿，路民旭.N80钢动态和静态CO2腐蚀行为对比研究［J］.腐蚀科学与防护技术，2003，15（1）：5-8.（编辑 寇岱清）

Influence of Wellbore Temperature on the Corrosion of Downhole Tools under High CO2Partial Pressure

Li Tongtong1，Wang Shenghong1，Li Qiang1，Xu Fengxiang1，Dong Shexia1，Zhao Zhenyu2
（1.China Oilfield Services Co.，Ltd.，Tianjin 300450，China；2.China University of Petroleum，Qingdao 266580，China）

During the development process of hydrocarbon reservoir containing CO2，corrosion of downhole tool caused by CO2seriously threatened the production safety.Corrosion rates of three steels were determined under different temperatures in an autoclave which could simulate the oilfield environment of high CO2partial pressure and high salinity.Performance of the steels was investigated by SEM and XRD，which could provide a reference for the life prediction of downhole tool.The results showed that corrosion rates of steel N80 and P110 increased and then decreased with the increase of temperature and the maximum values were 4.1 and 4.8 mm／a，respectively；corrosion rate of 32CrMo steel decreased with the increase of temperature，and fluctuated basically around 2 mm／a in the range of 80～130℃；corrosion morphology of the steels varied with temperature，i.e.，general corrosion mainly appeared under low temperature，severe localized corrosion existed in the middle temperature zone and then uniform corrosion tended to occur after reaching the highest corrosion rates.

CO2corrosion，temperature，corrosion rate，corrosion product，corrosion morphology

2017-06-02；修改稿收到日期：2017-09-12。

李同同（1989—），工程师，2015年获得中国石油大学（华东）硕士学位，现在中海油田服务股份有限公司主要从事海上完井方面的技术研究工作。E-mail：Iitt21＠cosl.com.cn