高含水油田J55油套管超临界CO2腐蚀研究

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CO 2腐蚀长期以来一直是石油天然气工业面临的严重问题。

特别是在目前情况下，我国许多主力油田的开发进入中后期，油气田中的CO 2含量和含水率上升，再加上深层高温高压油气田的开发，各种采油工艺的实施，如回注CO 2强化采油工艺（EOR）的广泛应用，致使生产条件更为苛刻，高含水率、高矿化度和大量侵蚀性物质（如CO 2、H 2S、Cl -、少量溶解氧和细菌等）的交互作用使采油设备、油套管、输送管线等的腐蚀更趋严重。

尽管国、内外已经进行了大量的研究，但还是难以满足腐蚀预测和腐蚀控制的工程需求，油气田中CO 2腐蚀的问题还没有得到很好的解决，CO 2腐蚀引起的事故频频发生[1]。

本文以某油井产出液作为腐蚀介质，针对J55管材，开展室内试验，进行不同压力、不同温度、不同流速下的腐蚀速率研究，对行缓蚀剂筛选和投放工艺有一定的指导意义。

1 试验方法
实验采用的材料是25CrMnV（抽油杆）和API J55管材钢。

CO 2腐蚀模拟实验在3L高温高压FCZ磁力驱动反应釜中进行。

实验用试样为30x15x3mm的长方体试块，其表面用砂纸逐级打磨至800#，用无水乙醇清洗、干燥、标记，分别装在夹具中（每个夹具中装有六块试样）。

装釜后，通CO 2除氧2~3h左右，然后升温、升压。

介质成分模拟某油井产出液（含水约95%，矿化度约17000），离子浓度如表1所示。

实验参数如下：实验温度范围为20~80℃，每隔15℃为一点，CO 2分压为：0.1MPa、0.5MPa、1MPa、2MPa、4MPa、6MPa、8MPa、10MPa、15MPa、20MPa，流速
为0.75m/s，实验周期为144h。

取出试样，用水冲洗、酒精浸泡、丙酮浸泡、吹干，用500mLHCl（盐酸，ρ=1.19g/mL）、3.5gC 6H 12N 4（六次甲基四胺）和去离子水配置成1000mL溶液去除腐蚀产物；用失重法计算平均腐蚀速率。

表1 模拟某油井产出液离子浓度
离子种类离子浓度/（mg·L -1）K +123.5Na +6646.06Ca 2+226.65Mg2+68.35Cl -10530.7HCO 3-725.9NO 3-38.1矿化度
18359.3
2 实验结果分析
2.1 温度在不同压力下对腐蚀速率的影响
图1为J55钢在同温不同压力下腐蚀速率的变化曲线，可见：
a）在压强一定的条件下，腐蚀速率先是随着温度的升高而增大，随温度增大到一定值后，随着温度的升高，腐蚀速率反而减小；腐蚀速率的最高值都出现在50℃；
b）4MPa压力条件下值比2MPa压力条件下在每个温度点的腐蚀速率都要大，说明在温度条件一定的前提下，4MPa比2MPa更有利于腐蚀；4MPa和2MPa在50℃，腐蚀速率出现极大值的温度处，腐蚀速率相差
高含水油田J55油套管超临界CO 2腐蚀研究
张学智 
李振坤 
中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452
摘要：通过高温高压CO 2腐蚀模拟实验研究了温度和压力对J55油套管钢在某油井模拟采出液中的腐蚀行为的影响，以失重法计算了平均腐蚀速率，并观察了腐蚀类型。

结果表明，在温度< 50℃，压力< 6 MPa时，腐蚀速率随压强和温度升高而增加，腐蚀速率最大值出现在10 MPa，50℃处，当温度在65℃时，已经有了保护膜，保护膜随温度升高均匀性和致密性变好，压力在10 MPa时，保护膜已经破坏，并随压强升高保护膜破坏程度加强，超临界状态，腐蚀速率一直增大。

关键词：CO 2腐蚀 J55 超临界CO 2 腐蚀产物膜
Corrosion Behaviour of J55 Oil Casing Under Supercritical CO 2 Environment in High Water Wells
Zhang Xuezhi，Li Zhenkun
CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co Tianjin 300452 China
Abstract：In this paper，the corrosion behavior of temperature and pressure on J55 oil casing in simulated production fluid environment is studied by high temperature and high pressure CO2 corrosion simulation experiment. Weight loss methods are used to analyze the corrosion rate，microstructure and composition of corrosion products. Results showed that the corrosion rate increases with the pressure less than 6 MPa and temperature less than 50℃. The maximum corrosion rate is in 10 MPa，50℃. There has been corrosion products When the temperature at 65℃ and as the temperature rises，the corrosion products become more homogeneous and compact. When the pressure is at 10 MPa，the corrosion products are damaged，reaching a supercritical state，and the damage degree and corrosion rate of the corrosion products increase with the pressure increasing.
Keywords：CO 2 corrosion；J55；supercritical CO 2；corrosion products
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很少具体数据为4~15.25291MPa，2~15.03127MPa。

但是，在80℃时，腐蚀速率却相差很小。

c）6MPa压力条件下腐蚀曲线在60℃以后跟2MPa 压力条件下的腐蚀曲线有一个交点，跟4MPa压力条件下腐蚀速率的有两个交点，根据曲线的走势，可以判断出一定温度下在不同压强下的腐蚀速率大小。

d）不同压强下，腐蚀速率在两温度点之间的变化值有可能一样，表现在不同曲线在相的温度区间是平行线。

而大多数情况下腐蚀速率在两温度点之间的变化值有是不一样的。

e）同一压强下，在不同温度点之间，腐蚀速率有时是相同的，表现为在不同温度区间，曲线为直线，而在大多数情况下是不同的。

f）从图可以看出，从整体看，腐蚀速率随温度升高的而增大的变化率要比腐蚀速率随温度升高而降低的变化率要小。

但是6MPa腐蚀速率随温度升高而增大的效果不是很明显，有数据9.124~35℃，9.844~50℃，腐蚀速率随温度升高而降低的效果相比之下还是比较
明显的。

图1 温度—腐蚀速率
2.2 压强在不同温度下对腐蚀速率的影响
图2为J55钢在同一压强不同温度下腐蚀速率的变化曲线，可见：
a）从单条曲线来看，腐蚀速率随压强的增加有着不同的变化趋势，随压强的升高，腐蚀速率先是增大，增大到一定值之后，腐蚀速率又随着压强的增加而降低，有的曲线可以看出，在80℃时在腐蚀速率随压强增大降低到一定值之后，腐蚀速率又随着压强的增大而上升。

b）3条曲线在4 MPa时，都出现峰值。

腐蚀速率最大值的温度是35℃，压强是4 MPa。

c）20℃和35℃的曲线在左侧有个交点。

20℃的曲线来说，压强由0.1MPa到0.5 MPa，其腐蚀速率的变化值很大，但是压力超过0.5 MPa之后腐蚀速率随压强的变化率就小一些。

35℃的曲线在0.5 MPa至1 MPa之间的，腐蚀速率的变化是很大的，1 MPa之后腐蚀速率随压强变化的效果仍很明显，当腐蚀速率随压强增大而降低时，压强的变化对腐蚀速率的影响是很明显的。

d）80℃的曲线变化可分为2个部分，第一部分就是在压强低于6MPa时，腐蚀速率随着压强的升高而增大，之后又随压强的升高，腐蚀速率降低，第二部分在压强大于6MPa后，腐蚀速率随着压强值得升高而一
直增大。

e）从整个曲线来看，80℃腐蚀要比其他两个温度
的腐蚀慢。

图2 压强对腐蚀速率的变化曲线
3 J55钢超临界CO2腐蚀分析
3.1 同温度不同压强腐蚀形貌分析
图3为J55钢在同温不同压强腐蚀形貌的对比分析，可见：
（1）随着压强的增加，保护膜的保护性先减小再增加，之后，保护膜的保护性随压强的增加一直降低。

在低压强时，保护膜的致密性和保护性比高压强时的好。

（2）压强值高于一定值后，保护膜破坏，压强值越大，破坏的越严重。

最后，腐蚀表面没有保护膜存在的迹象。

（3）在一定温度时，在保护膜存在的时候，腐蚀速率随压强的增加，有先增加，后降低的趋势，而在保护膜不存在的情况下，腐蚀速率随着压强的增加而增加，并不出现降低的趋势。

（4）压强达到10MPa后，腐蚀速率随压强升高一
直增大，表面没有保护膜。

图3 J55钢在同温不同压强腐蚀形貌的对比
3.2 低压不同温度下腐蚀形貌分析
以2MPa条件下不同温度下腐蚀形貌分析（见图4），可见：
（1）在压强一定时，腐蚀速率随温度升高先增加，腐蚀速率在50℃达到最大值，之后腐蚀速率随温
80
度升高而降低。

（2）在温度一定时，腐蚀速率随压强增大而升高，在压强达到4MPa时达到最大，之后，腐蚀速率随压强增大而较小。

（3）当压强超过6 MPa时，腐蚀速率随压强升高一直增大。

（4）温度达到65℃时，形成保护膜。

温度越高，
保护膜越均匀，致密。

图4 2MPa条件下不同温度下腐蚀形貌分析
4 结论
1）在温度<50℃，压力<6MPa时，腐蚀速率随压强和温度升高而增加，腐蚀速率最大值出现在4MPa，50℃处，
2）当温度在65℃时，已经有了保护膜，保护膜随温度升高均匀性和致密性变好，压力在10MPa时，保护膜已经破坏，并随压强升高保护膜破坏程度加强，超临界状态，腐蚀速率一直增大[2]。

参考文献
[1] 田民波，刘德令，编译.薄膜科学与技术[M].北京：机械工业出版社，1991：158.
[2] 苟文选，金宝森，卫丰.材料力学[M].西安：西北工业大学出版社，2000：285-289.
作者简介
张学智，男，石油工程专业，工程师，生于1982年，2005年毕业于长江大学，获学士学位，现从事钻完井技术工作，现为工程技术公司井下技术公司作业准备中心主任。

胀系数比珠光体钢大30％~50％），会在焊后的冷却、热处理和使用过程中产生热应力。

4 焊接工艺条件与冶金反应的关系
焊接冶金过程与焊接工艺条件有着密切的关系。

影响焊缝金属成分的主要因素有2个，一是焊接材料（焊丝、焊剂、焊条），它们不仅影响冶金全过程的发展而且决定了焊缝金属的合金系统，所以调整焊接材料是控制焊缝金属成分的主要手段。

二是焊接工艺规范，它在一定程度上影响冶金过程的发展，所以调整焊接工艺规范是控制焊缝金属成分的辅助手段。

在选择焊接材料和焊接工艺时，不仅要考虑焊缝金属的成分和性能，同时也要考虑过渡层的成分和性能。

焊缝金属与母材金属化学成分差别愈大愈不容易充分混合，则过渡层愈明显；熔合比或稀释率愈高时，过渡层也愈明显；熔合区金属液态存在的时间愈长或液体金属流动性愈好，则愈易于混合均匀，过渡层也有所减小。

因此，可以通过增大焊接电流、延长熔池的高温停留时间、加强熔池的搅拌等工艺措施对过渡层进行适当控制。

5 焊接工艺方法的选择
由于化工生产装置存在高温、高压、腐蚀性强等特点，在选择焊接方法时应考虑生产率和焊接条件，还应考虑熔合比的影响，采用手工钨极氩弧焊打底、焊条电弧焊填充盖面的焊接方法是比较理想的，因为手弧焊时熔合比较小，且方便灵活，不受焊件形状的影响。

6 焊接材料的选择
奥氏体不锈钢和珠光体耐热钢焊接时，焊缝及熔合区的组织和性能主要取决于填充金属材料，选用含镍量≥12％的A302焊条施焊时焊缝金属得到的组织基本上是奥氏体或全部是奥氏体组织。

由于镍的含量较高，能起到稳定奥氏体组织的作用，不仅能克服珠光体钢对焊缝的稀释，并且对抑制熔合区中碳扩散和改变焊接接头应力分布也有利，是比较理想的填充金属材料。

7 制定焊接工艺方案 根据上述对异种钢焊接特性的分析和焊接工艺方法、焊接材料的选择，制定焊接工艺方案。

7.1 焊接工艺参数的选择
（1）焊件材质为15CrMo＋06Cr18Ni11Ti异种钢。

（2）采用手工钨极氩弧焊打底、焊条电弧焊填充、盖面的焊接方法。

（3）焊道层数3～4层， 根部间隙2.5～4.0.mm， 钝边厚度1.0～1.5mm。

（4）氩气流量9～16L/min，喷嘴孔径8～12mm，喷嘴与工件间距离5～10mm。

（5）焊接电流80A～100A， 焊接速度10～14cm/min， 极性；DC。

（6）钨极伸出长度3～5mm。

钨极Φ2.4mm。

（7）焊丝牌号ER309 H12Cr24Ni13Si，焊丝Φ2.5mm。

（8）焊条型号E309-16，焊条牌号A302， 焊条Φ2.5mm～3.2mm。

（9）焊接电流60A～85A， 极性；DC﹣，焊接速度8～12cm/min。

（10）焊道背面必须充氩保护或涂抹涂敷焊剂，焊条经250℃～280℃烘烤1小时。

7.2 操作要点
（1）施焊前坡口两侧各20～30mm必须清理干净，并涂上白垩粉以减少熔滴焊渣附着在管壁上难以清理。

（2）氩弧焊打底层焊道施焊时，必须采用填充焊丝的焊接方法，不允许采用自熔的焊接方法。

（3）焊条电弧焊盖面焊道施焊时应采用较快焊接速度，以缩短焊接区在450～850℃温度区间的停留时间。

（4）尽可能选择较小的焊接电流，较快的焊接速度，以减少焊缝金属的熔合比和降低稀释率。

（5）严禁在焊件的非焊接部位引燃电弧，收弧时必须将弧坑填满。

（6）珠光体钢和奥氏体钢相焊时，可按珠光体钢的预热条件预热而焊后不进行热处理。

8 结束语
在化工装置的检修过程中，由于异种钢接头工作条件的特殊性，决定了异种钢焊接的复杂性，合理选用焊接材料、焊接方法和焊接工艺才能够保证焊接质量，才能够保证化工装置的安稳运行。

（上接第76页）。