模擬氣田環(huán)境中連續(xù)油管腐蝕影響因素研究

王 聰，馮拉俊

(西安理工大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710048)

模擬氣田環(huán)境中連續(xù)油管腐蝕影響因素研究

王 聰，馮拉俊

(西安理工大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710048)

隨著國內(nèi)自主研發(fā)的連續(xù)油管試制成功，國產(chǎn)連續(xù)油管得到了廣泛應(yīng)用，2011年美國API SPEC 5ST發(fā)布了《連續(xù)油管規(guī)范》，促進(jìn)了連續(xù)油管的發(fā)展，加強(qiáng)連續(xù)油管在氣田環(huán)境中的腐蝕影響因素研究，有助于國產(chǎn)連續(xù)油管開發(fā)新品種、制定新工藝。采用高溫高壓釜試驗(yàn)，輔以質(zhì)量損失法計(jì)算，研究在模擬氣田井腐蝕環(huán)境中腐蝕因素對(duì)CT70級(jí)國產(chǎn)連續(xù)油管的腐蝕規(guī)律。結(jié)果表明:總壓力分別為0.082，4，7和10 MPa時(shí)，油管發(fā)生了腐蝕現(xiàn)象，隨總壓力升高，腐蝕速率呈先上升后平穩(wěn)的趨勢(shì)，7 MPa為臨界點(diǎn);溫度分別為27，57，90和105℃時(shí)，隨溫度的升高，油管腐蝕速率呈先上升后下降的趨勢(shì)，在90℃時(shí)達(dá)到最大值。

油氣田 腐蝕速率 連續(xù)油管

連續(xù)油管具有操作靈活，節(jié)約成本，簡單省時(shí)，安全可靠等特點(diǎn)［1］，是井下作業(yè)的一種首選輸油管線。隨著油氣田的持續(xù)開發(fā)，地層液中含有的硫化氫、二氧化碳、氯離子和水等不斷增多，再加上微生物的作用，使井下環(huán)境變的十分惡劣，因此對(duì)鋼材耐腐蝕性能要求較高，而連續(xù)油管焊縫區(qū)金屬的組織結(jié)構(gòu)、應(yīng)力狀態(tài)等因素與母材的通常存在較大的差異，焊縫一般較母材的耐腐蝕性能低。K.Masamura［2］等人及西安石油管材研究所［3］和西北工業(yè)大學(xué)［4－5］等單位都對(duì)此作了一定的研究工作，但仍有許多問題需進(jìn)行深入討論。為了保證連續(xù)油管的安全使用，為連續(xù)油管的焊接工藝提供理論依據(jù)，文章以國產(chǎn)連續(xù)油管為研究對(duì)象，利用高溫高壓反應(yīng)釜設(shè)備，在模擬典型的氣田腐蝕工況環(huán)境中探求連續(xù)油管母材與焊縫的腐蝕速率與壓力和溫度之間的變化規(guī)律。

1 試驗(yàn)材料和過程

1.1 試驗(yàn)材料

試驗(yàn)材料為寶雞石油鋼管有限責(zé)任公司生產(chǎn)的CT70級(jí)連續(xù)管，其化學(xué)成分見表1。

表1 CT70級(jí)連續(xù)管的化學(xué)成分Table 1 Chemical compositions of CT70-level continuous tube w，%

取幾種不同規(guī)格的管子，為消除材料表面的氧化皮對(duì)測(cè)試結(jié)果的影響，試驗(yàn)前，先用車床對(duì)試樣表面精切削，然后把每種管子按母材和焊縫分別取樣。管子用線切割方法加工試樣尺寸為25 mm×20 mm×2.5 mm，并打上編號(hào)。對(duì)打號(hào)后的試樣表面先后經(jīng)100號(hào)、200號(hào)、320號(hào)及500號(hào)金相砂紙逐級(jí)打磨，清水沖洗，風(fēng)干后用電子天平稱重，并用游標(biāo)卡尺測(cè)量試樣工作面尺寸。

1.2 試驗(yàn)過程

試驗(yàn)分8組，分別在總壓力為0.082，4，7和 10 MPa時(shí)，溫度為27，57，90和105℃時(shí)進(jìn)行。

高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕試驗(yàn)設(shè)備為威海自控反應(yīng)釜有限公司生產(chǎn)的WHFS型磁力攪拌靜密封反應(yīng)釜。腐蝕介質(zhì)采用油田模擬采出液，離子組成為:Na+和K+質(zhì)量濃度為5 391 mg/L，Ca2+質(zhì)量濃度為6 553 mg/L，Mg2+質(zhì)量濃度為239 mg/L，HCO3－質(zhì)量濃度為225 mg/L，SO42－質(zhì)量濃度為719 mg/L，Cl－質(zhì)量濃度為19794 mg/L，溶液的pH值為6.27。將配置好的腐蝕溶液注入反應(yīng)釜中，每3個(gè)平行試樣為一組，在反應(yīng)釜冷卻管的上方，用塑料繩固定氣相試樣，在下方用塑料繩固定好液相試樣。反應(yīng)釜中的腐蝕溶液剛好淹沒液相試樣，隨后將高壓釜密封，用螺栓固定好，接著并向反應(yīng)釜中通CO2氣體，直到CO2分壓滿足試驗(yàn)條件的要求值，關(guān)閉CO2進(jìn)氣閥，打開氬氣閥，使反應(yīng)釜中總壓力達(dá)到試驗(yàn)條件的要求值。接著打開總電源，開始進(jìn)行加熱和攪拌，當(dāng)溫度升至試驗(yàn)要求的溫度時(shí)，開始計(jì)時(shí)，72小時(shí)后，關(guān)閉電源，通過反應(yīng)釜的排氣孔排氣(可能會(huì)帶出一部分汽化的腐蝕料液)，然后打開反應(yīng)釜，取出試樣。用自來水清洗試樣表面，并用毛刷刷洗，再用洗潔劑清洗，接著用丙酮擦洗，然后用吹風(fēng)機(jī)吹干，稱重并按每組試樣取三個(gè)平行試樣的平均值計(jì)算其質(zhì)量損失腐蝕速率。

2 試驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 總壓力的影響

試驗(yàn)結(jié)果表明，試樣在57℃，CO2分壓0.082 MPa，總壓力也為0.082 MPa時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.064 6 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.084 9 mm/a?？倝毫? MPa時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.523 8 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.842 5 mm/a?？倝毫? MPa時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.837 5 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.945 7 mm/ a?？倝毫?0 MPa時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.833 5 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.868 2 mm/a。其中總壓力為7 MPa時(shí)試樣腐蝕最嚴(yán)重，腐蝕速率最大?？倝毫?.082 MPa時(shí)，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.048 7 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.050 7 mm/a。總壓力為4 MPa時(shí)，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.496 6 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.501 5 mm/a?？倝毫? MPa，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.768 6 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.869 8 mm/a?？倝毫?0 MPa時(shí)，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.853 9 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.964 0 mm/a。其中，總壓力為10 MPa時(shí)試樣腐蝕最嚴(yán)重，腐蝕速率最大。

總壓力與腐蝕速率的關(guān)系曲線見圖1。

圖1 總壓力對(duì)腐蝕速率的影響Fig．1 Impact total pressure on the corrosion rate

由圖1可以看出，隨著總壓力的升高，液相的腐蝕速率大于氣相，焊縫試樣腐蝕速率略大于母材試樣。在4 MPa時(shí)液相焊縫試樣的腐蝕速率急劇增大，然后慢慢趨于平穩(wěn);氣相焊縫腐蝕速率在7 MPa后趨于平穩(wěn)。母材試樣在液相和氣相中腐蝕速率變化基本一致。

由此可知在一定的溫度范圍內(nèi)，通過增加介質(zhì)的壓力，可使腐蝕速率增大。這是由于壓力增加，使參加反應(yīng)的氣體的溶解度加大，從而加速了陰極反應(yīng)。然而再隨著壓力的繼續(xù)增加，腐蝕速率呈現(xiàn)平緩的趨勢(shì)，這是由于此時(shí)的腐蝕速率還要受環(huán)境和材料等多種因素的綜合影響。

2.2 溫度的影響

在CO2分壓為0.033 MPa，總壓力為4 MPa的靜態(tài)條件下，溫度為27℃時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.148 2 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.233 3 mm/a。溫度為57℃時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.297 7 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.424 5 mm/a。溫度為90℃時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.860 5 mm/a;液相焊縫試樣平均腐蝕速率為1.246 9 mm/a。溫度為105℃時(shí)，液相母材試樣平均腐蝕速率為0.400 7 mm/a;液相焊縫試樣的平均腐蝕速率為0.581 6 mm/a。溫度為27℃，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.048 7 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.061 6 mm/a。溫度為57℃時(shí)，氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.611 2 mm/a;氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.307 1 mm/a。溫度為90℃時(shí)，氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.710 0 mm/a;氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.689 6 mm/a。溫度為105℃時(shí)，氣相焊縫試樣平均腐蝕速率為0.690 5 mm/a;氣相母材試樣平均腐蝕速率為0.517 0 mm/a。

溫度與腐蝕速率的關(guān)系曲線見圖2。

圖2 溫度對(duì)腐蝕速率的影響Fig．2 Impact of temperature on the corrosion rate

由圖2可看出，隨著溫度的升高，液相和氣相中試樣腐蝕速率均呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，相同溫度下在液相中，焊縫試樣腐蝕速率略大于母材試樣;在氣相中，母材試樣的腐蝕速率大于或小于焊縫試樣的腐蝕速率均有出現(xiàn)。無論試樣在氣相或液相中，在90℃時(shí)腐蝕速率均達(dá)到最大值，然后呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。

溫度對(duì)于腐蝕過程可導(dǎo)致如下的結(jié)果:一是溫度升高，腐蝕反應(yīng)的速度加快，促進(jìn)腐蝕過程;二是溫度升高，腐蝕性氣體在介質(zhì)中的溶解度降低從而抑制腐蝕;三是溫度升高，腐蝕產(chǎn)物的成膜機(jī)制以及在介質(zhì)中的溶解度發(fā)生變化，可能促進(jìn)腐蝕，也可能抑制腐蝕。

在低溫區(qū)(低于70℃)，腐蝕速率隨溫度的升高而增大，腐蝕后少量的腐蝕產(chǎn)物FeCO3附著于試樣表面，松軟而無附著力，故表面光滑，為均勻腐蝕。

在中溫區(qū)(一般90℃附近)腐蝕速度達(dá)最大，并且有嚴(yán)重的局部腐蝕出現(xiàn)。溫度升高腐蝕反應(yīng)速度加快，腐蝕產(chǎn)物厚而不緊，F(xiàn)eCO3晶粒粗大，對(duì)阻止反應(yīng)進(jìn)一步發(fā)生作用不大，而阻礙反應(yīng)的因素作用還不明顯。

在較高溫區(qū)及高溫區(qū)(一般在120℃的溫度范圍內(nèi)及150℃以上)溫度升高腐蝕速率減小。形成晶粒細(xì)小、致密而又有附著力的FeCO3膜，這層膜對(duì)基體起了保護(hù)作用，因此腐蝕速度很小。

因此溫度對(duì)于腐蝕過程的綜合作用，使得連續(xù)油管的腐蝕速率呈先增加后降低的變化規(guī)律，并且當(dāng)溫度超過57℃時(shí)腐蝕速率迅速增大，在90℃時(shí)達(dá)到最大值，而后又下降。

3 結(jié) 論

(1)在Cl－為19 794 mg/L，總礦化度為32 921 mg/L，pH值為6.27的腐蝕介質(zhì)中，在溫度為57℃，CO2分壓0.082 Mpa，總壓力分別為0.082，4，7和10 MPa的腐蝕條件下，通過測(cè)試連續(xù)油管的母材和焊縫兩組試樣分別在液相和氣相中的腐蝕速率表明試樣的腐蝕速率隨著總壓力的增大而呈先上升后平穩(wěn)的趨勢(shì)，7 MPa為臨界點(diǎn)。

(2)在Cl－為19 794 mg/L，總礦化度為32 921 mg/L，pH值為6.27的腐蝕介質(zhì)中，在CO2分壓力為0.033 MPa、總壓力為4 MPa，溫度分別為27，57，90和105℃的腐蝕條件下，通過測(cè)試連續(xù)油管的母材和焊縫兩組試樣分別在液相和氣相中的腐蝕速率表明隨著溫度的升高，腐蝕速率呈上升趨勢(shì)，在90℃時(shí)達(dá)到最大值，而后出現(xiàn)下降。

［1］ 張燕娜，石凱．連續(xù)油管的應(yīng)用與發(fā)展［J］．西部探礦工程，2010，22(1):93-94.

［2］ Masamura K，H ashizume S，Sakai J.Polarization behavior of high alloy OCTG in CO2environment as affected by chlorides and sulfides［J］.Corrosion，1987(6):359-368.

［3］ 白真權(quán)，李鶴林，劉道新，等.模擬油田CO2/H2S環(huán)境中N80鋼的腐蝕及影響因素研究［J］.材料保護(hù)，2003，36 (4):32-34.

［4］ 周計(jì)明.油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓水介質(zhì)中的腐蝕行為及防護(hù)技術(shù)的作用［D］.西安:西北工業(yè)大學(xué)，2002.

［5］ 任呈強(qiáng).N80油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓兩相介質(zhì)中的電化學(xué)行為及緩蝕機(jī)理研究［D］.西安:西北工業(yè)大學(xué)，2003.

(編輯 杜婷婷)

Abstract:With the successful development of continuous oil tube in China，it has been widely applied in oil fields．Furthermore，The issue of“Standard on Continuous Oil Tubes”by API SPEC 5ST in 2011 has accelerated the development of continuous oil tube and strengthened the R＆ D activities on the impact factors of corrosion of continuous oil tubes in oil field environment，which are favorable for the development of new types of tubes and state－of－the－art processes．The corrosion factor of gas field corrosive environment for the corrosion of continuous oil tube CT70 at different total pressures(0．082，4，7，10 MPa)and different temperatures(27，57，90，105℃)was studied by autoclave tests and weight loss method analysis．The results show that the corrosion occurred on tubular steel CT70 in the tests．With the increased total pressure，the corrosion rate increased and then showed a steady trend．7MPa is the critical point;When the temperature is increased，the corrosion rate first goes up and goes down，and reaches maximum a at 90℃．

Keywords:oil field，corrosion rate，continuous oil tubes

Study on Impact Factors of Continuous Oil Tubes in Simulated Oil Field Environment

Wang Cong，F(xiàn)eng Lajun
(School of Material Science and Engineering of Xi’an University of Technology，Xi’an，Shaanxi 710048)

TE980．1

A

1007－015X(2012)05－0007－03

2012－04－28;修改稿收到日期:2012－06－28。

王聰(1984－)，碩士，從事連續(xù)油管的腐蝕與防護(hù)研究工作。E-mail:wangcongxaut@163.com。