CO2驱采油井中D级抽油杆的腐蚀特征

刘建新，张瑞霞，杨洁，王卫明 （中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营257000）

刘东清 （中石化胜利油田分公司海洋钻井公司，山东 东营257000）

CO2溶于水后能产生严重的局部腐蚀，腐蚀速度可超过10mm／a［1］。随着CO2驱开发区块的日益增多，CO2腐蚀成为影响抽油杆寿命的重要因素。严重的腐蚀使抽油杆有效截面积变小，腐蚀坑处产生应力集中［2，3］，易导致抽油杆断脱，降低杆柱使用寿命，增加作业成本，影响油田生产。现有的CO2腐蚀研究主要集中在油套管钢方面，对抽油杆的研究很少［4～6］。为此，用反应釜模拟CO2驱生产井高温高压油、气、水三相环境，开展了D级抽油杆的CO2腐蚀研究，为油田CO2驱开发过程中抽油杆的使用与腐蚀控制提供了参考依据。

1 试验

试验材料取自现场使用的D级抽油杆 （25CrMnVA），对材料进行成分和金相组织分析，其中C、Si、Mn、P、S、Cr、Ni、Cu和V的质量分数分别为：0．24%、0．28%、0．95%、0．015%、0．005%、0．93%、0．009%、0．008%和0．072%。25CrMnVA显微组织为回火索氏体，由于添加了能够细化晶粒的微量元素V等，所以晶粒更为细小。试样加工成1／6环状试样，规格Ø76mm×Ø68mm×12mm，表面用砂纸逐级打磨至800＃，用无水乙醇清洗，丙酮除油，干燥。

试验用水为模拟高89区块典型油井的采出水，总矿化度69369．16mg／L，其中K＋＋Na＋、Ca2＋、Mg2＋、Cl－、、的质量浓度分别是17232．75、7690．35、911．63、41387．88、945．81、1200．75mg／L。试验用原油为现场采出原油，原油性质见表1。

表1 高89区块产出原油性质

用高温高压磁力驱动反应釜模拟井筒环境，开展CO2腐蚀挂片试验。用电子天平测量3个平行试样的腐蚀失重，计算平均腐蚀速率。另一个平行试样用扫描电镜 （SEM）观察腐蚀后的表面形貌，利用X射线衍射 （XRD）对腐蚀产物膜的相结构进行定性分析。首先进行水、气两相腐蚀试验，试验温度20～120℃，CO2分压0．1～20MPa，流速0．75m／s，腐蚀时间144h。然后进行油、水、气三相腐蚀试验，试验温度76℃，CO2分压10．2MPa，流速1m／s，腐蚀时间480h，含水率分别为5%、10%、30%、50%、75%、90%。

2 试验结果与讨论

2.1 不同井深处D级抽油杆的腐蚀速率

高89区块地层温度高达143℃，平均泵挂2500m，产出气中CO2体积分数平均80%。根据水气两相腐蚀介质中不同温度和压力时的腐蚀试验结果，得出不同井深处25CrMnVA的平均腐蚀速率，结果见图1。从图1可知，井深超过1200m时，25CrMnVA腐蚀速率急剧上升，在2000m时达到最大值，之后腐蚀速率快速下降。根据高89区块油井温度、压力测试结果，得知在井深1200～2200m范围内，井内温度约60～100℃，CO2分压约7～14MPa。井深小于2000m时，CO2分压对腐蚀的影响占主导地位，随着井深增加，CO2分压升高，CO2的溶解度升高，溶液对金属的腐蚀性增强，因此25CrMnVA的平均腐蚀速率升高。另一方面，随着井深增加，温度升高，腐蚀产物膜的力学性能逐渐提高，致密性增加，对基体的保护作用明显提高［7］，因此，在温度和CO2分压的协同作用下，使得25CrMnVA的平均腐蚀速率在井深2000m时达到最大值。当井深超过2000m时，腐蚀产物膜对基体的保护作用占主导地位，从而腐蚀速率逐渐下降。

图1 不同井深处的腐蚀速率

2.2 原油含水率对平均腐蚀速率的影响

油井产液的含水率是影响CO2腐蚀速率的一个重要因素。图2是不同原油含水率条件下25CrMnVA的腐蚀速率变化趋势。可知，随着含水率的增加，腐蚀速率增加。含水率小于30%时，腐蚀速率小于0．01mm／a，处于耐蚀状态。含水率在30%～50%之间时，腐蚀速率发生一次突变，从0．01mm／a上升到0．10mm／a，腐蚀速率提高约10倍。含水率超过50%后，腐蚀速率快速上升，含水率超过75%后，腐蚀速率变化不大。原油对碳钢的缓蚀机理主要是几何覆盖效应，原油在碳钢表面吸附，有利于生成致密的腐蚀产物膜，既减少了腐蚀反应的活性点，又阻碍了腐蚀性物质与腐蚀产物的传输，从而降低了碳钢的腐蚀速率［4］。CO2腐蚀的程度取决于水浸润钢铁表面的程度。根据Ostwald相体积理论，当水相体积占总体积的比小于26%时，只能形成油包水型乳状液；当水相体积占总体积的比大于74%时，只能形成水包油型乳状液；而水相体积占总体积的26%～74%时，油包水型和水包油型乳状液均可形成。因此认为，当原油含水率低于30%时，形成稳定的油包水型乳状液，原油可润湿整个金属表面，原油的缓蚀作用占据主导地位，材料的腐蚀速率非常小，处于耐蚀状态。原油含水率在30%～75%之间时，随着含水率增加，逐步由 “油包水”为主导向“水包油”为主导转变，原油的保护作用开始减弱，金属表面的活性点增加，腐蚀速率逐步增加。当原油含水率高于75%后，形成稳定的水包油型乳状液，腐蚀速率很大。

2.3 腐蚀产物膜微观形态与成分

图3为不同含水率条件下腐蚀产物膜的SEM形貌。含水率50%时腐蚀产物局部覆盖于材料表面，含水率75%和90%，腐蚀产物膜表现为两层，表层腐蚀产物呈瘤状堆积，均有不同程度的脱落。含水率75%时，蚀坑底部堆积形成瘤状腐蚀产物，含水率90%时腐蚀坑中的腐蚀产物存在裂纹，且疏松多孔。

图2 含水率对腐蚀速率的影响

图3 不同含水率条件下的腐蚀产物膜SEM形貌

对含水率75%时的腐蚀产物膜进行X射线衍射分析，图谱中 （图4）未检测到纯FeCO3相的存在，腐蚀产物膜结构组成比较复杂，主要由Fe（Ca，Mn）CO3、Fe2O3、Fe和FeO·Cr2O3构成。测得的衍射峰强度与FeCO3标准衍射峰强度基本一致，但是衍射峰位置与FeCO3标准衍射峰位置偏离，向左偏移大约1°。这是因为Ca、Mn置换了FeCO3晶体中的Fe，形成了Fe（Ca，Mn）CO3复盐，由于晶体中溶入了半径较大的Ca、Mn原子，使得晶面间距变大，导致衍射峰向小角度偏移［8，9］。当试样脱离腐蚀环境以后，暴露在空气中的部分FeCO3膜由于氧化作用会分解成Fe2O3。

图4 含水率75%腐蚀产物膜XRD图谱

3 结论

1）在高89区块CO2驱开发过程中，井深超过1200m时，25CrMnVA腐蚀速率急剧上升，2000m时腐蚀速率达到极大值。

2）含水率低于30%时，25CrMnVA腐蚀轻微，处于耐蚀状态，含水率超过30%时，腐蚀速率快速上升，应采取相应的腐蚀防护措施。

3）25CrMnVA的CO2腐蚀产物膜主要由Fe（Ca，Mn）CO3复盐构成。

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