南海W油田32CrMo鋼射孔槍腐蝕行為實驗研究

劉賢玉，何 連，黃 靜，韓 成，梁繼文

中海石油(中國)有限公司湛江分公司

0 引言

南海西部W油田流砂港組為高壓地層，儲層長度約100～420 m，壓力系數1.6左右，為降低高壓地層完井作業中的井控風險，采用生產管柱射孔聯作工藝，即下入一趟管柱，射孔作業結束后該管柱直接留在井內用于生產。該工藝完成射孔作業后無需立即起管柱，生產3～4年后待壓力衰竭再修井起管柱拆甩射孔槍，有效降低了異常高壓地層作業井控風險，同時大幅度縮短現場施工時間，降低作業成本。但由于W油田CO2分壓高達1.35 MPa，生產期間將32CrMo射孔槍留在井筒內存在較大的腐蝕風險,而高CO2分壓導致井下管柱腐蝕斷裂的事故在國內外時有發生。若因射孔槍嚴重腐蝕而發生斷槍落井事故，后續難以對儲層實施分層防砂、補射孔、酸化、儲層改造等作業，甚至可能報廢井眼，影響油田開發生產。

目前對井下管材在CO2環境下的腐蝕性研究主要針對油氣井工程常用的N80、1Cr、3Cr和13Cr等油套管鋼[1-8]，而對32CrMo鋼管件在井筒中的腐蝕研究缺乏報道。本文采用高溫高壓釜動態旋轉試片法對32CrMo鋼射孔槍腐蝕行為進行模擬測試研究，分析了32CrMo鋼腐蝕機理及溫度、CO2分壓等因素對32CrMo鋼腐蝕速率的影響效果，建立了多因素腐蝕速率工程預測模型，為油田開發中射孔槍耐腐蝕速率預測提供參考。

1 實驗

1.1 實驗方案

根據不同井筒的工況與腐蝕環境，開展32CrMo鋼的腐蝕行為模擬實驗研究。設定實驗條件為：CO2分壓范圍0.4～2.0 MPa，溫度為40～150 ℃，實驗流速為0～0.75 m/s；根據油井地層采出液成分來配置實驗腐蝕介質，介質Cl-濃度為20 000 mg/L；針對較短實驗周期造成的腐蝕速率結果偏高問題，設計每個試片腐蝕測試周期為10 d。

1.2 實驗過程

采用W油田現場射孔作業使用的32CrMo鋼射孔槍作為實驗材料，將其加工成II型標準腐蝕試片，規格為72.4 mm×11.5 mm×2 mm，測得化學成分如表1所示。

表1 W油田射孔槍32CrMo鋼化學成分

用砂紙將腐蝕試片表面打磨光滑，去油清洗干凈，風干后用電子天平稱重。根據地層水樣配置腐蝕介質，并除去溶液中氣體雜質。將腐蝕試片放入高溫高壓雙聯體反應釜，調節升溫裝置至實驗溫度，溫度穩定后通入CO2至壓力達到實驗預定值，通過旋轉高溫高壓釜掛片來模擬預定的腐蝕介質流速，開展掛片腐蝕模擬實驗；通過掃描電鏡對腐蝕產物的微觀組織形貌進行掃描；通過X-射線衍射儀研究腐蝕產物結構。實驗結束后，將試樣表面腐蝕產物清除干凈，風干試樣，采用失重法測定腐蝕速率[9]。

2 腐蝕特征分析

2.1 腐蝕類型分析

將腐蝕試片表層腐蝕產物膜去除后，觀察試件在不同CO2分壓與溫度下腐蝕后表面宏觀形貌，整體腐蝕程度隨CO2分壓升高明顯加劇。CO2分壓0.4 MPa時，試片腐蝕形態為局部腐蝕，表面有大量蜂窩狀腐蝕痕跡；CO2分壓1 MPa時，試片表面出現較明顯的腐蝕坑，并有部分臺地狀腐蝕；CO2分壓上升至2 MPa時，局部腐蝕更加顯著，試片表面為臺地狀腐蝕與坑蝕共存。

溫度低于60 ℃時，試樣腐蝕形態主要為整體腐蝕，在局部有輕微點蝕；溫度80 ℃時，試樣腐蝕形態主要為局部腐蝕，表面出現較明顯的腐蝕坑，并且有部分臺地狀腐蝕；溫度90 ℃時表面出現大量蜂窩狀腐蝕痕跡；溫度升高至130 ℃時，試樣腐蝕形態主要為均勻腐蝕，腐蝕程度較輕，并有部分輕微點蝕。

2.2 腐蝕產物膜分析

利用掃描電鏡SEM分析32CrMo鋼試片在不同溫度下的腐燭產物微觀組織形貌,圖1為800倍電鏡下SEM形貌圖。溫度40 ℃時，試片表面腐蝕產物膜較疏松且質地較軟，呈開裂狀，有明顯的裂痕，產物膜與基體的附著力較低，較易剝落；溫度升至80 ℃時，腐蝕產物膜分為上下重疊的兩層結構，下層膜緊貼基體。上層腐蝕產物膜由表面較光滑、形狀較規則的多面體晶粒組成，晶粒結構致密。由于大量上層晶粒的堆積，較難觀察下層產物膜內部結構。溫度升高至130 ℃時，上層晶粒形狀變得更規則，粒徑更細，晶粒結構更加均勻致密。較均勻致密的腐蝕產物對基體與腐蝕介質有較好的隔離效果，減緩腐蝕介質對基體的腐蝕作用。因此，當溫度較高時，32CrMo鋼試片腐蝕速率顯著下降[9-10]。

圖1 32CrMo鋼不同溫度下腐蝕產物微觀形貌

通過X射線衍射儀對腐蝕產物進行X射線衍射分析(XRD)，結果表明腐蝕產物主要由FeCO3組成，并有Cr元素在腐蝕介質的作用下所形成的化合物，Cr化合物主要為Cr(OH)3或Cr2O3。FeCO3一部分呈現晶體特征，且晶體粒徑較大，另一部分FeCO3呈現為非晶態。綜合掃描電鏡下的腐蝕產物微觀組織形貌，推測腐蝕產物上層膜主要由晶態的FeCO3構成，下層膜由非晶態的FeCO3和含Cr化合物構成[9-11]。

結合上述分析，推斷32CrMo鋼腐蝕機理為：

(1)溫度較低時，腐蝕產物膜主要表現為單層結構形態，由非晶態的Cr(OH)3和FeCO3構成。腐蝕產物膜較松軟，覆蓋在基體表面，但與基體的結合欠緊密，對腐蝕介質的屏蔽隔離作用有限，導致腐蝕速率較大，且以整體腐蝕為主。主要化學反應為：

Cr+3OH-→Cr(OH)3+3e

(1)

Fe→Fe2++2e

(2)

(3)

(4)

(2)溫度較高時，腐蝕產物膜表現為雙層結構形態。其中下層膜附著在基體表面，主要由非晶態的Cr(OH)3和FeCO3構成，主要化學反應式為式(1)～式(4)。由于結構較為疏松，結合欠緊密，對腐蝕介質的屏蔽作用較弱，對基體的保護效果較差。上層產物膜是溫度較高后在下層膜的基礎上形成的，主要由晶態的FeCO3構成，化學反應式為式(2)～式(4)。上層產物形成更加嚴實的覆蓋層，對腐蝕介質有較強的屏蔽阻擋作用。溫度升高后，上層產物膜形態趨于更加規則致密，對腐蝕介質的屏蔽阻擋作用進一步增強，從而腐蝕速率降低，腐蝕形態表現為均勻腐蝕，伴隨部分點蝕[9-11]。

3 腐蝕速率影響因素分析

3.1 溫度影響

在CO2分壓2 MPa、實驗介質水流速0.5 m/s、不同溫度條件下32CrMo鋼平均腐蝕速率實驗結果見圖2，平均腐蝕速率隨溫度升高而下降。溫度較低時，腐蝕速率穩定在3.5 mm/a左右；溫度80～110 ℃范圍內時，腐蝕速率在2.5 mm/a附近上下波動；溫度升至130 ℃時，腐蝕速率降至1.6 mm/a。

圖2 32CrMo鋼腐蝕速率隨溫度的變化曲線圖

隨著溫度升高，腐蝕產物膜逐漸表現為雙層膜結構，對基體的保護效果逐漸增強；同時高溫條件下腐蝕介質中溶解的CO2濃度較低，對CO2腐蝕作用也有一定的抑制效果，從而使試樣腐蝕速率整體呈下降趨勢。但由于溫度80～110 ℃時局部腐蝕作用較明顯，使平均腐蝕速率表現為上下波動[9-11]。

3.2 CO2分壓影響

在溫度80 ℃、地層水流速0.5 m/s的條件下，CO2分壓對32CrMo鋼蝕速率的影響規律如圖3所示，32CrMo鋼平均腐蝕速率隨CO2分壓的升高近似呈對數關系遞增。根據亨利定理，氣體CO2在腐蝕介質中的溶解度正比液面上溶質的平衡壓力，隨著CO2分壓的升高，腐蝕介質中將溶解更多的碳酸，使得腐蝕介質中氫離子濃度升高，從而使腐蝕速率隨CO2分壓的升高而增加[12-13]。

圖3 32CrMo鋼腐蝕速率隨壓力的變化曲線圖

3.3 流速影響

在溫度80 ℃、CO2分壓2.0 MPa條件下，進行了0 m/s(靜止狀態)、0.25 m/s、0.5 m/s、0.75 m/s四種流速狀態腐蝕介質中的腐蝕模擬測試，結果如圖4所示，隨著流速的增加，腐蝕速率近似呈線性關系遞增。

圖4 32CrMo鋼腐蝕速率隨流速的變化曲線圖

流速是影響32CrMo鋼腐蝕速率的重要因素。腐蝕介質的流動，對基體表面腐蝕產物具有較強的沖刷作用，加劇了基體表面腐蝕產物的物質交換，降低腐蝕產物膜對基體的附著力，產物膜容易從金屬基體撕裂或剝落，致密保護膜較難形成，削弱了對基體的保護作用。因此,隨著流速的增大，腐蝕速率也將增加[2,14]。

3.4 腐蝕介質含水率影響

在CO2分壓2.0 MPa、產出液流速0.5 m/s、地層溫度80 ℃條件下進行了純油樣、含水率50%介質、含水率100%介質對32CrMo鋼腐蝕速率實驗，結果如圖5所示。

圖5 32CrMo鋼腐蝕速率隨腐蝕介質含水率的變化曲線圖

32CrMo鋼腐蝕速率隨腐蝕介質含水率的升高而急劇增大;當腐蝕介質不含水時，腐蝕作用可以忽略。對于CO2腐蝕，需要有水浸潤于金屬基體表面，CO2在水中溶解形成碳酸后才能發生，因此,腐蝕介質中水的不同形式對腐蝕速率影響較大。腐蝕介質中水的形式一般有油包水與水包油兩種形式。油包水時腐蝕速率較小，水包油時腐蝕速率較大。一般腐蝕介質中含水率超過40%后，介質中水的形式會從油包水轉化成水包油，從而水與金屬基體的接觸面迅速增加，使腐蝕速率急劇升高[2]。

4 腐蝕速率工程預測

綜合考慮溫度、CO2分壓、腐蝕介質含水率和腐蝕介質流速等因素，建立32CrMo鋼多因素腐蝕速率工程預測模型：

C=Kt×fp×fu×fw

(5)

式中：C—腐蝕速率，mm/a；

Kt—溫度常數；

fp—二氧化碳分壓影響因子；

fu—流速影響因子；

fw—含水率影響因子。

(1)溫度常數Kt見表2，其他溫度點Kt值可用插值計算求得。

表2 32CrMo鋼溫度常數的取值

(2)二氧化碳氧化碳分壓影響因子fp：

fp=0.138 2ln(pCO2)+0.901 2

(6)

式中：pCO2—CO2分壓，MPa。

(3)流速影響因子fu：

fu=1.109 9u+0.446 4

(7)

式中：u—流速，m/s。

(4)含水率影響因子fw：

(8)

式中：w—含水率，不含水時w=0，不含油時w=1。

5 應用分析

南海西部W油田A8井采用生產管柱射孔聯作工藝完井，射孔槍外徑127 mm，壁厚11 mm，油井CO2分壓1.35 MPa，井底溫度121 ℃，生產前期含水率約65%。基于腐蝕速率工程預測模型，預測井底環境射孔槍最大腐蝕速率為0.989 mm/a，在4年生產期內，射孔槍最小剩余壁厚為7.04 mm，不會發生油井射孔槍腐蝕脫落事故，可滿足生產管柱射孔聯作工藝要求。

A8井實際生產3.2年后，因潛油電泵失效，進行修井作業，起出井下管柱更換電泵，實測得到井下射孔槍最大外徑為124.3 mm，計算射孔槍實際平均腐蝕速率為0.84 mm/a，這與預測值基本吻合。

6 結論

(1)32CrMo鋼腐蝕產物主要是FeCO3，在40 ℃溫度條件下，32CrMo鋼腐蝕產物膜為單層結構，對基體的防腐保護作用較弱；在80 ℃溫度條件下，32CrMo鋼腐蝕產物膜為雙層結構，對腐蝕介質有一定的屏蔽阻擋作用；溫度升至130 ℃時，上層產物膜致密呈晶粒狀，對腐蝕介質的屏蔽作用進一步增強，對基體起主要的防腐保護作用。

(2)實驗條件下，32CrMo鋼的腐蝕速率隨溫度升高整體呈下降趨勢，隨CO2分壓的升高呈對數關系增加，隨著腐蝕介質流速的增加呈線增大，隨腐蝕介質含水率的升高急劇增大，腐蝕介質不含水時，幾乎不存在腐蝕。

(3)基于實驗結果，建立了32CrMo鋼多因素綜合腐蝕速率工程預測模型；預測W油田A8井在投產4年后32CrMo鋼射孔槍最大腐蝕速率為0.989 mm/a，預測值與實際腐蝕速率基本接近，該預測模型可為32CrMo鋼腐蝕速率預測提供參考。