高CO2 分壓下井筒溫度對井下工具用鋼腐蝕行為的影響

李同同，王圣虹，李 強，徐鳳祥，董社霞，趙振宇

（1.中海油田服務股份有限公司，天津300450；2.中國石油大學（華東），山東 青島266580）

高CO2分壓下井筒溫度對井下工具用鋼腐蝕行為的影響

李同同1，王圣虹1，李 強1，徐鳳祥1，董社霞1，趙振宇2

（1.中海油田服務股份有限公司，天津300450；2.中國石油大學（華東），山東 青島266580）

在含CO2油氣儲層的開發過程中，井下工具的CO2腐蝕嚴重威脅油田安全生產。利用高溫高壓釜模擬油田高CO2分壓和高礦化度的生產環境進行腐蝕試驗，在不同溫度條件下分析3種鋼的腐蝕速率。利用掃描電鏡（SEM）和X射線衍射儀（XRD）等手段進行分析，確定其耐蝕性能，為不同鋼材井下工具壽命預測提供依據。研究表明：N80和P110鋼的腐蝕速率隨溫度的升高先增加后降低且分別在80℃出現最大值4.1和4.8 mm／a；32CrMo鋼的腐蝕速率隨溫度升高呈下降趨勢，80～130℃時腐蝕速率在2.0 mm／a附近波動；3種鋼在低溫條件下均以全面均勻腐蝕為主，在中溫區存在嚴重的局部腐蝕，越過腐蝕高點后仍以均勻腐蝕為主。

CO2腐蝕 溫度 腐蝕速率 腐蝕產物 腐蝕形貌

目前13Cr井下工具鋼材料的成本是普通N80鋼材料的6倍左右，油氣田井下CO2腐蝕非常復雜，選材過于保守導致油井成本大幅提高［1］。為了降低油氣田勘探開發成本，需要在保證耐蝕性能的前提下進行材料優選，來保證所選鋼材的使用壽命和安全生產［2］。

通常油田常用保溫油管材質為P110鋼材料，32CrMo鋼為射孔槍常用材質，打孔管常用材質為N80鋼。通過研究3種鋼材的腐蝕規律，確定P110鋼材質保溫管和N80鋼打孔管正常生產的耐腐蝕年限；明確射孔槍聯作管柱在井內的腐蝕類型、腐蝕速率和工作壽命；根據惡劣腐蝕環境利用模擬作業腐蝕環境的動態旋轉掛片法對3種鋼的腐蝕規律進行模擬測試研究，并通過掃描電鏡（SEM）、X射線衍射儀（XRD）等手段進行分析，研究不同井段的溫度對井下工具用鋼腐蝕行為的影響，從而確定其耐蝕性能，為不同鋼材井下工具的壽命預測提供依據。

1 試 驗

1.1 試驗方案

為模擬油井的惡劣腐蝕環境，根據油井的實際工況設定CO2分壓為2.0 MPa，腐蝕介質中Cl－的質量濃度為20 000 mg／L，腐蝕介質流速為0.5 m／s，試驗時間為 10 d，在 40～150℃全井筒溫度范圍對N80，P110和32CrMo鋼材進行了模擬測試。

1.2 試驗過程

試驗所用材料取自某油田現場使用的井下工具，加工成Ⅱ型標準腐蝕試片［3］，其化學成分見表1。試驗前依次用 150，300，500，1500，2000，2500號砂紙打磨試片，直至試樣表面光滑出現鏡面效果［4］。然后先用去離子水沖洗，除去打磨碎屑和試片上的其他附著物，再用丙酮浸泡試片，在浸泡時用脫脂棉擦拭試片表面以除去試片表面的油脂，最后用冷風吹干后測量試片尺寸并稱質量［5］。利用分析純的藥品配置出相應的腐蝕介質。利用CWYF-1高溫高壓雙聯體反應釜進行動態旋轉掛片的模擬試驗［6］；利用 Hitachi S4800 SEM來觀察試樣表面腐蝕產物微觀形貌［7］；利用能譜儀（EDX）分析腐蝕產物的元素含量［8］；利用型號為X’pert PRO的XRD分析腐蝕產物的成分和結構。試驗結束后，清理試樣腐蝕產物，利用質量損失計算腐蝕速率。

表1 完井工具所用鋼材的化學成分 w，%

2 結果及分析

2.1 溫度對腐蝕速率的影響

在不同溫度條件下N80，P110和32CrMo鋼的平均腐蝕速率見圖1和圖2。

圖1 溫度對N80和P110鋼腐蝕速率的影響

圖2 溫度對32CrMo鋼腐蝕速率的影響

由圖1可知，N80和P110鋼的低溫區腐蝕速率高于高溫區，60～80℃腐蝕速率最高，超過此區間后，隨溫度升高，腐蝕速率基本成下降趨勢，下降速率逐漸趨緩，到130℃左右腐蝕速率下降到約0.6 mm／a。此現象的原因是高溫區和低溫區的反應機理不同，低溫條件下，由于不能形成保護性的腐蝕產物膜，腐蝕速率由CO2水解生成碳酸的速度與CO2擴散到金屬表面的速度共同決定，于是以均勻腐蝕速率為主；60～110℃，材料表面形成具有一定保護性的腐蝕產物膜，腐蝕速率由穿過保護膜的傳質過程決定，腐蝕產物厚而松，晶粒粗大，不均勻，易破損，局部腐蝕較為突出，腐蝕速率在此區間會出現極大值；高溫條件下（110℃以上），開始生成細致、緊密、附著力強的腐蝕產物膜，平均腐蝕速率降低。

由圖2可知，32CrMo鋼隨溫度升高腐蝕速率下降，溫度在80～130℃時，腐蝕速率在2.0 mm／a附近波動。出現這一結果的原因為試樣表面生成了一層致密的晶粒狀腐蝕產物保護膜，且隨溫度升高，腐蝕產物晶粒變得更加細小，更加致密，使得腐蝕速率下降。

2.2 腐蝕形貌分析

從N80鋼腐蝕后的宏觀腐蝕形貌可以看出，N80鋼在低溫條件下以全面腐蝕為主，伴隨有少量點蝕，隨著溫度升高，局部腐蝕越來越明顯，80℃左右時試樣表面出現明顯坑蝕；溫度上升至90℃時主要以均勻腐蝕為主，伴有輕微可見點蝕；溫度高于110℃時，試樣表面以全面腐蝕為主，沒有肉眼可見的局部腐蝕發生。利用SEM觀察110℃時N80鋼腐蝕試樣的腐蝕產物形貌，見圖3。

圖3 N80鋼腐蝕產物的SEM形貌

由圖3可以看出，N80腐蝕產物膜為雙層結構。外層膜的表面晶粒形狀屬于多面體晶體結構，晶粒表面較光滑，許多不同晶粒互相穿插，但仍保持規則晶粒的基本形狀。

P110鋼在低溫條件下以全面腐蝕為主，伴隨有少量點蝕，隨著溫度升高，局部腐蝕越來越明顯，在80℃左右時試樣表面有很多較淺的腐蝕麻點和少量較深腐蝕坑；隨著溫度繼續升高，局部腐蝕以點蝕為主；溫度上升至110℃時主要以均勻腐蝕為主，肉眼已經觀察不到局部腐蝕；溫度升高至150℃時，試樣表面仍觀察不到局部腐蝕。利用SEM觀察110℃時P110鋼的腐蝕產物形貌見圖4。由圖4可以看出，腐蝕產物膜為雙層結構，腐蝕產物膜的表面晶粒形狀屬于斜方六面體晶體結構，晶粒表面較光滑，許多不同晶粒互相穿插，但仍保持規則晶粒的基本形狀，晶粒大小12～35μm。這與晶粒形成時的溫度、所處溫度下FeCO3溶解度和CO2分壓有關。

圖4 P110鋼腐蝕產物的SEM形貌

32CrMo鋼在低溫條件下以全面腐蝕為主，伴隨有少量點蝕，隨著溫度升高，局部腐蝕越來越明顯，在80℃左右時試樣表面出現少量坑蝕和臺地狀腐蝕；溫度上升至90℃時主要以蜂窩狀腐蝕為主；溫度升高至130℃時，試樣表面以全面腐蝕為主，伴隨有少量點蝕。利用SEM觀察32CrMo鋼在130℃下的腐蝕產物形貌見圖5。在低溫條件下，32CrMo鋼腐蝕較輕，且腐蝕產物膜大面積開裂，裂痕比較明顯，產物膜與基體結合力低，有脫落的趨勢。高溫條件下試樣表面生成了一層致密的晶粒狀腐蝕產物，且隨溫度升高，腐蝕產物晶粒變得更加細小，更加致密。在5 000倍下可以看到腐蝕產物膜為上下重疊的兩層，使基體免于與外界溶液接觸，這是高溫條件下腐蝕速率明顯下降的主要原因之一。

圖5 32CrMo鋼腐蝕產物的SEM形貌

2.3 腐蝕產物分析

在溫度為 130℃的條件下，N80，P110和32CrMo的腐蝕形貌主要為全面腐蝕，利用XRD分析腐蝕產物膜的成分。130℃和CO2分壓2 MPa的條件下N80，P110和32CrMo鋼的腐蝕產物XRD分析圖譜見圖6。由圖6可以看出，3種試樣的主要腐蝕產物均為FeCO3。低溫條件下，腐蝕產物主要成分是Cr（OH）3和FeCO3，此時腐蝕產物膜軟而且附著力低。高溫條件下，腐蝕產物膜分為上下兩層，下層緊貼試樣表面，產物膜本身結合并不緊密，對試樣保護性不強，主要成分是Cr（OH）3和FeCO3。上層腐蝕產物膜是后來生成的，主要成分是 FeCO3，還有少量 CaCO3和MgCO3，產物呈晶粒狀，溶解度低，自身結合緊密，有一定厚度，對試樣的包裹嚴密，對基體具有很好的保護性。

圖6 130℃時鋼材腐蝕產物XRD分析

3 結 論

（1）N80和P110鋼的腐蝕速率隨溫度的升高先增加后降低且在80℃出現最大值，分別為4.1和 4.8 mm／a；

（2）32CrMo鋼的腐蝕速率隨溫度升高呈下降趨勢，在80～130℃，腐蝕速率在2.0 mm／a附近波動；

（3）3種鋼在低溫條件下均以全面腐蝕為主，伴隨有少量點蝕，隨著溫度升高，局部腐蝕越來越明顯，在越過一個腐蝕高點后，在腐蝕產物膜的保護作用下趨于均勻腐蝕；

（4）3種試樣的主要腐蝕產物均為FeCO3，在不同的溫度區間內附有其他少量的腐蝕產物。

［1］ 李建平，趙國仙，郝士明.幾種因素對油套管鋼CO2腐蝕行為影響［J］.中國腐蝕與防護學報 ，2005，25（4）：241-244.

［2］ 陳長風.油套管鋼CO2腐蝕電化學行為與腐蝕產物膜特性研究［D］.西安：西北工業大學，2009.

［3］ 李章亞.油氣田腐蝕與防護技術手冊（下冊）［M］.北京：石油工業出版社，1999：471-492.

［4］ 陳長風，陸續民，白真權，等.含1%Cr的N80鋼CO2腐蝕產物膜特征［J］.中國腐蝕與防護學報，2003，23（6）：330-334.

［5］ 何曉英，李容，廖鈁，等.N80油管鋼在含H2S酸性溶液中的腐蝕行為研究［J］.腐蝕科學與防護技術，2001，13（4）：239.

［6］ 趙國仙，呂祥鴻.溫度對油套管用鋼腐蝕速率的影響［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2008，23（4）：74-78.

［7］ 李自力，程遠鵬，畢海勝，等.制二氧化碳腐蝕與控油氣田CO2／H2S共存腐蝕與緩蝕技術研究進展［J］.化工學報，2014，65（2）：406-414.

［8］ 呂祥鴻，路民旭.N80鋼動態和靜態CO2腐蝕行為對比研究［J］.腐蝕科學與防護技術，2003，15（1）：5-8.（編輯 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—），工程師，2015年獲得中國石油大學（華東）碩士學位，現在中海油田服務股份有限公司主要從事海上完井方面的技術研究工作。E-mail：Iitt21＠cosl.com.cn