溫度對油田注水管道內電化學腐蝕的影響

徐士祺

(西安石油大學,西安 710065)

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溫度對油田注水管道內電化學腐蝕的影響

徐士祺

(西安石油大學,西安 710065)

采用電化學腐蝕試驗， X-射線衍射和X-射線能譜儀等方法對20號管線鋼在不同溫度中延長油田注水水質進行腐蝕模擬試驗驗。結果表明，隨著注水溫度的升高，20號管線鋼延長油田注水水質中的腐蝕速率先增加后減小；腐蝕過程趨于以氧擴散過程控制；20號管線鋼表面腐蝕產物成分主要是FeCO3和Fe2O3，腐蝕產物中含有大量的垢樣，結垢的主要成分為CaCO3，注水管道存在垢下腐蝕，通過腐蝕模擬試驗確定延長油田注水管道在55 ℃時腐蝕速率最大。

20號管線鋼；腐蝕電化學；注水管道；腐蝕機理

注水可以充分地補充地層自身能量，提高原油產量及采收率，為當地原油的正常生產做出了極大貢獻[1]。根據近年來的現場調查，油田產出水具有礦化度偏高、pH偏堿性，因此油田注水管線的腐蝕狀況極為嚴重[2]。隨著油田產出液含水的逐步上升、注水開發規模的加大以及注水管網使用年限的增加，近幾年內注水管網系統的腐蝕問題呈現出急劇加重趨勢，油田注水管道的腐蝕防治問題已刻不容緩。

本工作結合我國延長油田注水的水質特點，采用電化學方法分析了注水水質發生腐蝕的陰極及陽極過程，通過X-射線衍射和X-射線能譜儀方法分析了腐蝕產物，進而分析延長油田注水管線腐蝕的機理。

1 試驗

1.1 試樣制備

試片采用延長油田注水管線鋼，材質為20號管線鋼，其化學成分(質量分數/%)為：C 0.20，Mn 0.45，Si 0.18，P 0.03，S 0.025，Ni 0.2 ，Cr 0.20，Cu 0.23，余量為鐵。其金相組織見圖1，為珠光體+鐵素體。

試片尺寸分別為25 mm×10 mm×2 mm(用于腐蝕形貌觀察)和10 mm×10 mm×2 mm(用于電化學測量)。將試片用有機溶劑除油，用砂紙逐級打磨至1 200號后，依次用丙酮和乙醇清洗試樣，吹風機吹干后將試樣放入干燥皿中待用。

1.2 試驗介質

試驗采用延長油田處理后的采出水，在標準取樣點進行取樣，進行離子濃度化驗，其中各種離子含量(mg/L)如下：K++Na+181.6，Ca2+32.1，Cl-70.9，Sr2+0.57，SO42-153.7，Ba2+0.039，Mg2+24.3，HCO3-360.0，NH4+0.06，CO32-12.0。溶液pH為8.71，總礦化度為834.7 mg/L。

圖1 試驗用20號鋼金相組織Fig. 1 Metallographic structure of 20# pipeline steel

1.3 電化學試驗

電化學試驗在M2273電化學工作中完成。采用3電極體系，工作電極為20號管線鋼試樣，參比電極為飽和甘汞電極(SCE)，輔助電極為鉑片，對不同溫度下的20號管線鋼進行極化曲線測試，0.5 mV/s的掃描速率，據外推法比較自腐蝕電流密度Jcorr，觀察其變化規律。電化學阻抗試驗采用采用幅值為10 mV的正弦波，掃描頻率為5 mHz～100 kHz對電化學阻抗譜分析采用的是Zsimpwin軟件。

1.4 腐蝕形貌觀察

20號管線鋼試件腐蝕一定時間后取出，采用特定的離子水洗去試件表面的殘留物質，同時確保銹層的完整。對于表面的腐蝕形貌采用X-射線衍射圖進行觀測，并用美國KEVEX公司8000型X-射線能譜儀分析腐蝕產物。

2 結果與討論

2.1 電化學試驗

圖2為試片在延長油田采出水中不同溫度下的動電位極化曲線。由圖2可見，在不同溫度下20號管線鋼的陽極極化曲線均顯示很平滑，可見在試驗期間，20號管線鋼一直處于活化狀態[3]。

圖2 不同溫度下20號鋼在油田采出水中的極化曲線Fig. 2 The polarization curves of 20# steel at different temperatures in oil field solution

表1為20號管線鋼在不同溫度下極化曲線的擬合參數值。由表1可見，隨著溫度的升高，陰極極化曲線Tafel斜率變化比較大，而陽極極化曲線Tafel斜率變化不大，說明隨著溫度的變化，延長油田注水管線鋼腐蝕陰極反應機理有所變化，而陽極反應基本沒有改變，βc>βa，說明反應受陰極控制[4]。在45～60 ℃范圍內，腐蝕電流密度先增加后減小，根據Farady第二定律，腐蝕速率與腐蝕電流密度成正比關系，隨著溫度的升高腐蝕速率先升高后降低，當溫度為55 ℃附近時，腐蝕速率最大。

表1 不同溫度下試片在油田采出水中的極化曲線相關電化學參數

圖3為20號管線鋼試樣在不同溫度延長油田采出水中的電化學阻抗譜，圖4為其等效電路擬合，圖中Rs為溶液電阻；Ra為極化電阻；Rt為電荷傳遞電阻；Rw為擴散電阻，C為雙電層電容；Qd1代表發生彌散效應的研究電極與溶液之間的雙電層電容，Qc為腐蝕產物膜的電容，R單位為Ω·cm2，Q單位為F/cm2。由圖3可見，阻抗圖呈現出兩個時間常數，分別對應于高頻容抗弧和低頻容抗弧，其中高頻容抗弧與雙電層界面電容和溶液電阻有關，表示化學反應[5]，低頻容抗弧則可能與吸附中間產物有關，代表界面性質[5]，可知在40 ℃下與其他溫度下的中間產物的吸附方式不同。試樣在不同溫度延長油田水質中的阻抗譜擬合數據見表2。由表2可見，隨著溫度的升高，溶液電阻Rs和電荷傳遞電阻Rt都先降低后升高，在55 ℃時溶液電阻Rs和電荷傳遞電阻Rt最小，從而阻礙電荷的能力減小，使得腐蝕電流增大，腐蝕反應加劇。

圖3 在40 ℃,50 ℃,55 ℃,60 ℃,65 ℃時的擬合后的Nyquist組合圖Fig. 3 The Nyquist composite plot after fitting at the temperatures 40 ℃,50 ℃,55 ℃,60 ℃,65 ℃

(a) 40 ℃

(b) 50,55,60,65 ℃圖4 不同溫度下阻抗譜擬合數據的等效電路圖Fig. 4 The equivalent circuit diagram of impedance spectrum fitting data at different temperatures

2.2 腐蝕形貌觀察

圖5為20號管線鋼采用在60 ℃延長油田水質中96 h后的表面和斷口形貌。

由圖5(a)可見，試驗后試樣表面形貌呈較疏松狀的山丘花樣，分布著許多突起和微坑，交匯處有部分斷裂的條紋，裂紋擴展沿表面進行，呈不規則排列。由圖5(b)可見，斷面中間有一單層與斷面其他部分有差異，形成臺階狀；斷口區存在一系列排列大致平行的彎曲條紋，夾雜在垢樣之中；大量棱狀物質，即為碳酸鈣型垢形貌特點。對腐蝕產物的微觀形貌進行分析，腐蝕產物成片層狀堆積在樣品表面，高倍數的電鏡掃描結果表明，腐蝕產物結構分布較緊密，表面有部分孔隙，這可能與介質環境中的Cl-濃度有關[6]，Cl-具有較小的體積和較強的穿透性，在腐蝕過程中，Cl-可以穿透腐蝕產物膜。

表2 試樣在不同溫度延長油田水質中的阻抗譜擬合參數

(a) 表面 (b) 斷口圖5 96 h掛片試驗后試樣表面和斷口的形貌Fig. 5 Surface (a) and fracture (b) morphology of specimen after 96 h coupon test

表3為掛片試驗后試樣表面垢樣的能譜分析結果。

由表3可見：垢樣中含有的主要化學元素有碳、氧、鈣、氯和鐵，說明此垢樣的主要成分為的碳酸鈣，同時含有少量的氯化物、碳酸亞鐵、硫化物等腐蝕產物。

表3 注水管線垢樣的能譜分析數據

2.3 腐蝕機理分析

延長油田注水管線在鈣離子和碳酸氫根離子含量較高的高礦化度水作用下，產生了內腐蝕，且通過X射線能譜分析可知內腐蝕的腐蝕產物主要是FeCO3和Fe2O3，腐蝕產物中含有大量的垢樣，結垢的主要成分為CaCO3。這是因為試驗水質的pH為8.71，呈弱堿性，碳鋼在試驗水質中具有一定的鈍性，進行的陽極過程包括鐵的溶解及Fe2+與OH-及CO32-結合直接形成腐蝕產物膜，反應的機理為：

陽極溶解機理：

(1)

(2)

當發生鈍化時：

(3)

(4)

陰極發生的吸氧腐蝕：

(5)

對腐蝕微觀形貌分析顯示，延長油田注水管線鋼腐蝕后形貌為碳酸鈣型垢形貌特點。對腐蝕產物的微觀形貌進行分析，表面有部分孔隙，這與介質環境中的Cl-濃度有關并伴有鹽類離子(尤其是氯離子)腐蝕產生的點蝕現象[7]，其內腐蝕機理主要是二氧化碳和鹽類綜合作用結果。當金屬表面有腐蝕垢覆蓋時，垢下形成相對閉塞的微環境，在局部腐蝕中被稱為“閉塞區”[8]，是腐蝕反應的陽極區。由于垢層的阻塞作用，靠近金屬基體區域溶解氧很少，甚至很快被鐵、Fe2+的氧化所耗盡，而靠近垢/水界面或沒有垢層覆蓋的區域供氧充足，是腐蝕反應的陰極區[9]，所以整個反應受陰極的氧擴散過程控制。

3 結論

(1) 延長油田注水管道的腐蝕速率隨注水溫度的變化規律是隨著溫度升高先增大后減小的，在55 ℃時腐蝕速率最大。

(2) 延長油田注水管道腐蝕存在垢下腐蝕，整個反應受氧擴散過程的控制。

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Effect of Temperature on Electrochemical Corrosion of Internal Injection Pipe in an Oil Field

XU Shi-qi

(Petroleum Engineering College of Xi′An Petroleum University, Xi′an 710065, China)

The corrosion simulation test of 20 steel pipelines with injection water of an oilfield was carried out at different temperatures adopting the methods of electrochemical test，X-ray diffraction and X-ray energy dispersive spectrometer. The results showed that with the increase of temperature of injection water, the corrosion rate of 20 steel increased firstly and then decreased, the corrosion process tended to be controlled by oxygen diffusion. The composition of the corrosion products on the surface of 20 steel were mainly FeCO3and Fe2O3. The corrosion products contained a large number of scale and the main component of the scale was CaCO3. There was corrosion under the scale of water injection pipeline. The simulation experiment showed that the maximum corrosion rate of Yanchang oil field water injection pipe was at 55 ℃.

20 steel pipeline steel; electrochemical corrosion; water injection pipeline; corrosion mechanism

2014-07-15

西安石油大學青年科技創新(YS28032501)

徐士祺(1979-),講師,博士,從事油氣設施的腐蝕與防護研究,13659230463,cdlgong2000@163.com

TG172

A

1005-748X(2015)03-0226-04