旅大油田A 井液控管線腐蝕分析及管材優(yōu)選

辛 野，劉志龍，于曉濤，鄒 琦，吳春元，肖 昌，蘇高申

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300450；2.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北荊州434023）

由于環(huán)境條件的限制，我國海上油田稠油熱采開發(fā)起步較晚。目前渤海油田已經(jīng)開展多輪次蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗。渤海油田蒸汽吞吐井的井深較深，受注汽溫度高、井底壓力高及含有腐蝕性氣體等因素的影響，渤海油田蒸汽吞吐井高溫長效測試技術(shù)的研究應(yīng)用存在較多困難和挑戰(zhàn)[1-2]，如油套管環(huán)空溫度監(jiān)測、井下注汽溫度壓力的長期實時監(jiān)測、水平段吸氣剖面的監(jiān)測用儀器設(shè)備的金屬管路在井下高溫、高壓（350 ℃，17 MPa）及腐蝕性介質(zhì)工況下極易發(fā)生腐蝕失效問題[3-6]，目前國內(nèi)尚無有效的解決辦法。為解決這一問題，本文對井下液控管線材料的腐蝕產(chǎn)物進行了系統(tǒng)分析，研究產(chǎn)生腐蝕的主控因素，并模擬旅大油田A 井高溫高壓工況，進行多種材料的動態(tài)腐蝕評價試驗，優(yōu)選出了該工況下更耐腐蝕的液控管線材料。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器

QG-1 金相切割機，上海研潤光機科技有限公司；CWYF-1 高溫高壓動態(tài)腐蝕實驗釜，江蘇博銳思科研儀器有限公司；WJCL-2000 微機測硫儀，河南省鶴壁市九鼎儀表有限公司；Aquion IC 離子色譜儀，賽默飛世爾科技有限公司；JSM-5600 LV 掃描電子顯微鏡，日本JEOL 公司。

1.2 水樣分析

參考《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》SY/T 5329-2012 中的分析方法，對旅大油田蒸汽驅(qū)采出水樣進行了成分分析。用測硫管比色法測量水樣中的H2S 含量，用滴定法測量水樣中的CO2含量，用離子色譜儀檢測水樣中離子含量。根據(jù)檢測結(jié)果得出管線腐蝕的介質(zhì)環(huán)境，為后續(xù)模擬腐蝕實驗中模擬水樣配制和腐蝕性氣體的加量提供依據(jù)。

1.3 腐蝕產(chǎn)物分析

用QG-1 金相切割機將現(xiàn)場已腐蝕的液控管線切割成數(shù)段約1 cm 小段，然后再用石油醚將試樣表面油污洗凈。用日本Hitachi SU8010 場發(fā)射掃描電子顯微鏡(SEM)和電子能譜(EDS)檢測器對試樣基體與腐蝕面進行分析。

1.4 動態(tài)模擬腐蝕實驗

通過動態(tài)模擬腐蝕實驗對管線材料進行優(yōu)選。選取4 種常見耐腐蝕的鋼材316L、P110、鎳625 和9Cr1Mo，加工成40 mm×13 mm×2 mm 規(guī)格的腐蝕試片，經(jīng)過 200＃、400＃、600＃砂紙逐級打磨，清水沖洗，丙酮除油，干燥后測量其質(zhì)量及尺寸。

用CWYF-1 高溫高壓動態(tài)腐蝕實驗釜進行動態(tài)模擬腐蝕試驗。考慮到旅大油田A 井稠油熱采過程中井下溫度分布在200～350 ℃，模擬腐蝕實驗溫度選取200、250、300 ℃和350 ℃，實驗壓力選取對應(yīng)溫度下的飽和蒸氣壓1.5、4.0、8.6 MPa 和16.6 MPa。根據(jù)水樣檢測結(jié)果配制的模擬水樣作為腐蝕介質(zhì)。每種材質(zhì)的試片放5 個平行試樣，然后加入腐蝕介質(zhì)，密封，通入高純N2除氧2 h，升溫至設(shè)置的溫度，通入H2S 和CO2至預(yù)定濃度，調(diào)節(jié)試片旋鈕裝置，使介質(zhì)相對于試片的流速為1 m/s。腐蝕實驗周期為168 h，為了模擬井下實際，每隔1 d 對釜內(nèi)介質(zhì)進行排出與補給的動態(tài)調(diào)整。

實驗結(jié)束后取出試片，用清水洗去腐蝕介質(zhì)，用無水乙醇脫水干燥，最后用脫脂棉將其擦拭干凈，每種材質(zhì)的5 個平行樣中取一個用于腐蝕產(chǎn)物表征，另外4 個用于測定腐蝕速率，腐蝕速率計算公式如下：

式中，rcor為均勻腐蝕速率，mm/a；m為實驗前的試片質(zhì)量，g；mt為實驗后的試片質(zhì)量，g；S1為試片的總面積，cm2；ρ為試片材料的密度，g/cm3；t為實驗時間，h。

2 液控管線腐蝕原因分析

為分析液控管線金屬腐蝕的原因，對液控管線所處介質(zhì)環(huán)境中的水樣組成和現(xiàn)場腐蝕管線的腐蝕產(chǎn)物及腐蝕形貌進行了測試和分析，并根據(jù)測試分析結(jié)果對液控管線的腐蝕原因進行分析。

2.1 腐蝕介質(zhì)組分分析

通過離子色譜儀、測硫儀和滴定法對水樣進行分析，分析結(jié)果如表1 所示。

表1 水樣分析結(jié)果Table 1 Results of water sample analysis

由表1 水樣分析結(jié)果可知，液控管線所處的介質(zhì)環(huán)境較為惡劣，水樣礦化度達到5.0×104mg/L以上，Cl-質(zhì)量濃度接近3.0×104mg/L，還溶解有一定量的酸性氣體CO2和H2S。因此，可以推斷液控管線腐蝕形式應(yīng)包括氯離子腐蝕和H2S 腐蝕[7]。

以表1 中分析結(jié)果為基礎(chǔ)，配制現(xiàn)場模擬水樣，成分見表2。

表2 模擬水成分Table 2 Simulated water composition

2.2 腐蝕產(chǎn)物形貌分析

圖1 為管線腐蝕宏觀形貌。從圖1 可以看出，現(xiàn)場液控管線整體腐蝕嚴(yán)重，管線局部的腐蝕特征明顯，主要為不均勻的坑蝕，坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物為黑色粉末狀，在基體上的附著力較強，不易去除。

圖1 現(xiàn)場液控管線腐蝕形貌Fig.1 Corrosion of liquid control line on site

圖2 為管線試樣腐蝕坑的微觀形貌。圖2（a）為腐蝕坑全貌，圖2（b）點為腐蝕坑內(nèi)部放大10 000 倍掃描電鏡。從腐蝕坑全貌來看，腐蝕從基體向坑內(nèi)過渡，過渡區(qū)被較大面積的腐蝕產(chǎn)物覆蓋，部分腐蝕產(chǎn)物脫落，坑內(nèi)有腐蝕產(chǎn)物堆積，腐蝕產(chǎn)物呈疏松狀且有裂紋，說明腐蝕產(chǎn)物為脆性物質(zhì)[8-9]，在腐蝕進程中易自動從基體剝離，使腐蝕界面得以更新，坑蝕程度加深。從坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物局部形貌來看，腐蝕產(chǎn)物為棒狀產(chǎn)物和不規(guī)整的顆粒狀產(chǎn)物組成的疏松多孔結(jié)構(gòu)[10-13]，裂紋尺寸為亞微米級，深達基體，這些裂紋的存在會在基體表面產(chǎn)生大量的應(yīng)力集中點，現(xiàn)場注蒸汽井取出的液控管線與新管線相比易發(fā)生脆斷，是腐蝕坑內(nèi)大量裂紋造成的[14-16]。

圖2 液控管線試樣腐蝕坑SEMFig.2 SEM of corrosion pit of liquid control line sample

2.3 腐蝕產(chǎn)物成分分析

液控管線試樣基體SEM+EDS 測試結(jié)果如圖3 所示。

圖3 液控管線試樣基體SEM+EDS 測試結(jié)果Fig.3 SEM+EDS test results of liquid control line sample matrix

由圖 3（c）、（d）中數(shù)據(jù)可以看出，現(xiàn)場用液控管線基體的EDS 面掃描和點掃描平均結(jié)果基本一致，基體中的元素分布比較均勻，從基體元素組成可以推斷，該基體材料為高鎳耐蝕合金鋼。

圖4 為液控管線試樣腐蝕坑不同部位EDS 分析結(jié)果。

圖4 液控管線試樣腐蝕部位EDS 測試結(jié)果Fig.4 EDS test results of corrosive parts of liquid control line

由圖4 可知，腐蝕坑區(qū)域的Fe 元素和Ni 元素相對于試樣基體部分平均含量下降了60%，而S 元素的平均含量上升了570%，結(jié)合采出液成分分析結(jié)果，可以推斷發(fā)生了 H2S 腐蝕[17]。此外圖 4（a）中的腐蝕層出現(xiàn)了明顯的斷裂，表明腐蝕垢層比較脆弱，斷層的產(chǎn)生使金屬基體暴露在腐蝕溶液中，并且容易形成縫隙腐蝕加重腐蝕情況；腐蝕坑內(nèi)C 元素含量基本沒有發(fā)生變化，而過渡部分C 元素含量上升了191.21%。

圖5 為腐蝕試樣的XRD 分析結(jié)果。由圖5 可知，腐蝕試樣中出現(xiàn)了CaCO3垢，綜合分析可以推斷其發(fā)生了少量的CO2腐蝕[18]，并且腐蝕產(chǎn)物以膜的形式包覆在管線表面；O 元素含量整體上升較為平均，為835.93%，其形成的原因是金屬離子與水中羥基結(jié)合，然后在高溫下脫水形成金屬氧化物附著在表面引起的[19]；另外，腐蝕坑內(nèi)多出了Na 和Cl 兩種元素，由于Cl-的原子半徑非常小，極易滲入腐蝕垢層與金屬的夾層中，并且在圖4（a）的斷裂層中會存在閉塞電池作用，導(dǎo)致Cl-富集，從而更容易形成電化學(xué)腐蝕。

圖5 腐蝕試樣XRDFig.5 XRD analysis results of corrosion samples

主要元素Fe 和Ni 含量與基體相比大幅下降，而元素Cr 和Ti 含量大幅上升，結(jié)合O 元素的增加，說明Fe 和Ni 在腐蝕過程中產(chǎn)生了相應(yīng)的氧化物，其次Cr 和Ti 在基體中屬于耐蝕組分，在選擇液控管線材料時可以考慮選擇這兩種元素含量較高的材料。

3 材料優(yōu)選

由旅大油田A 井液控管線腐蝕原因的分析結(jié)果可知，現(xiàn)場液控管線腐蝕主要原因是在高溫高壓和高礦化度條件下的H2S 腐蝕。本文針對性地選擇316L、Inconel 625、P110 和 9Cr1Mo 4 種耐蝕合金鋼作為備選材料，進行室內(nèi)動態(tài)模擬腐蝕評價實驗，以腐蝕速率為評價指標(biāo)，優(yōu)選可用作旅大油田高溫蒸汽驅(qū)監(jiān)測儀器液控管線的鋼材，實驗結(jié)果如表3所示。

表3 動態(tài)模擬腐蝕實驗結(jié)果Table 3 Dynamic simulation corrosion test results

圖6 給出了4 種材料腐蝕速率隨溫度的變化。由圖6 可知，4 條曲線的斜率大小順序為9Cr1Mo＞316L＞P110＞Inconel 625，說明 4 種材料的抗溫性有較大差異。9Cr1Mo 的腐蝕速率隨溫度升高而上升的幅度較大，抗溫性差；Inconel 625 的腐蝕速率隨溫度變化不大，抗溫性好，在350 ℃時Inconel 625 的腐蝕速率低至0.011 8 mm/a，遠低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)值0.076 0 mm/a；9Cr1Mo、316L 和 P110 在 200～350 ℃時腐蝕速率均大于Inconel 625。因此，從抗溫性和腐蝕速率考慮，Inconel 625 在該工況下的抗腐蝕性能最優(yōu)。

圖6 溫度對腐蝕速率的影響Fig.6 Influence of temperature on corrosion rate

4 結(jié) 論

（1）現(xiàn)場腐蝕介質(zhì)成分分析和現(xiàn)場液控管線腐蝕試樣形貌和成分分析表明，旅大油田A 井液控管線腐蝕的主要原因是高礦化度和高溫高壓條件下的H2S 腐蝕，并伴有氯離子腐蝕和少量的CO2腐蝕。

（2）動態(tài)模擬腐蝕實驗結(jié)果表明，9Cr1Mo、316L、P110 和 Inconel 625 等 4 種常見耐腐蝕鋼材中Inconel 625 的抗溫性和耐蝕性最好，推薦旅大油田蒸汽驅(qū)監(jiān)測設(shè)備液控管線選用Inconel 625 鋼材。