高溫高壓氣井連續管在CO2 環境中的電化學腐蝕數值模擬

劉元亮，劉少胡，馬衛國

（長江大學機械工程學院，湖北 荊州 434023）

隨著石油天然氣勘探開發的不斷進步，井下油氣開采環境變得更加復雜[1-3]。連續管大多是在高溫、高壓和高腐蝕（H2S、CO2、Cl-等腐蝕介質）環境下作業，極易造成腐蝕失效[4-7]。在導致連續管發生腐蝕的眾多介質中，H2S 和CO2的腐蝕情況是最嚴重的，而且國內外多數油氣井中CO2的含量都相對較高[8-9]，因此非常有必要對CO2環境中連續管的腐蝕情況進行深入研究。

目前，國內外對于CO2環境中連續管腐蝕(Coiling tubing，CT)的研究大多是通過高溫高壓腐蝕實驗模擬油氣井生產過程中的腐蝕行為實現的[10-15]。薛玉娜等[11-12]通過電化學實驗模擬研究了CT80 連續油管鋼在長慶油田高礦化度油井水中的電化學腐蝕行為；趙國仙等[13-14]通過高溫高壓下CO2腐蝕實驗研究了溫度對QT900 連續管在CO2環境中的腐蝕行為；任呈強等[15]采用電化學阻抗和動電位掃描極化曲線測試技術研究了N80 鋼的CO2高溫高壓腐蝕電化學行為及機理；Waard 等[16]分析碳鋼的CO2腐蝕機理，提出了碳鋼的CO2腐蝕理論模型；Deshpande[17]利用COMSOL Multiphysics 軟件預測了電偶對的腐蝕速率，但沒有深入考慮環境因素對腐蝕速率的影響。

目前對于連續管的CO2腐蝕主要是通過實驗模擬方法進行研究，但是，受條件所限，實驗無法模擬一些復雜的真實工作環境，而且實驗模擬費用較高、周期較長，而數值模擬方法可以彌補實驗模擬的不足。本研究以CT110 連續管為研究對象，模擬連續管的復雜作業環境，基于電化學腐蝕工作原理，通過數值模擬方法研究其在CO2環境下的腐蝕行為，為現場腐蝕失效分析及防腐提供參考依據。……