南海W油田32CrMo钢射孔枪腐蚀行为实验研究

刘贤玉，何 连，黄 静，韩 成，梁继文

中海石油(中国)有限公司湛江分公司

0 引言

南海西部W油田流砂港组为高压地层，储层长度约100～420 m，压力系数1.6左右，为降低高压地层完井作业中的井控风险，采用生产管柱射孔联作工艺，即下入一趟管柱，射孔作业结束后该管柱直接留在井内用于生产。该工艺完成射孔作业后无需立即起管柱，生产3～4年后待压力衰竭再修井起管柱拆甩射孔枪，有效降低了异常高压地层作业井控风险，同时大幅度缩短现场施工时间，降低作业成本。但由于W油田CO2分压高达1.35 MPa，生产期间将32CrMo射孔枪留在井筒内存在较大的腐蚀风险,而高CO2分压导致井下管柱腐蚀断裂的事故在国内外时有发生。若因射孔枪严重腐蚀而发生断枪落井事故，后续难以对储层实施分层防砂、补射孔、酸化、储层改造等作业，甚至可能报废井眼，影响油田开发生产。

目前对井下管材在CO2环境下的腐蚀性研究主要针对油气井工程常用的N80、1Cr、3Cr和13Cr等油套管钢[1-8]，而对32CrMo钢管件在井筒中的腐蚀研究缺乏报道。本文采用高温高压釜动态旋转试片法对32CrMo钢射孔枪腐蚀行为进行模拟测试研究，分析了32CrMo钢腐蚀机理及温度、CO2分压等因素对32CrMo钢腐蚀速率的影响效果，建立了多因素腐蚀速率工程预测模型，为油田开发中射孔枪耐腐蚀速率预测提供参考。

1 实验

1.1 实验方案

根据不同井筒的工况与腐蚀环境，开展32CrMo钢的腐蚀行为模拟实验研究。设定实验条件为：CO2分压范围0.4～2.0 MPa，温度为40～150 ℃，实验流速为0～0.75 m/s；根据油井地层采出液成分来配置实验腐蚀介质，介质Cl-浓度为20 000 mg/L；针对较短实验周期造成的腐蚀速率结果偏高问题，设计每个试片腐蚀测试周期为10 d。

1.2 实验过程

采用W油田现场射孔作业使用的32CrMo钢射孔枪作为实验材料，将其加工成II型标准腐蚀试片，规格为72.4 mm×11.5 mm×2 mm，测得化学成分如表1所示。

表1 W油田射孔枪32CrMo钢化学成分

用砂纸将腐蚀试片表面打磨光滑，去油清洗干净，风干后用电子天平称重。根据地层水样配置腐蚀介质，并除去溶液中气体杂质。将腐蚀试片放入高温高压双联体反应釜，调节升温装置至实验温度，温度稳定后通入CO2至压力达到实验预定值，通过旋转高温高压釜挂片来模拟预定的腐蚀介质流速，开展挂片腐蚀模拟实验；通过扫描电镜对腐蚀产物的微观组织形貌进行扫描；通过X-射线衍射仪研究腐蚀产物结构。实验结束后，将试样表面腐蚀产物清除干净，风干试样，采用失重法测定腐蚀速率[9]。

2 腐蚀特征分析

2.1 腐蚀类型分析

将腐蚀试片表层腐蚀产物膜去除后，观察试件在不同CO2分压与温度下腐蚀后表面宏观形貌，整体腐蚀程度随CO2分压升高明显加剧。CO2分压0.4 MPa时，试片腐蚀形态为局部腐蚀，表面有大量蜂窝状腐蚀痕迹；CO2分压1 MPa时，试片表面出现较明显的腐蚀坑，并有部分台地状腐蚀；CO2分压上升至2 MPa时，局部腐蚀更加显著，试片表面为台地状腐蚀与坑蚀共存。

温度低于60 ℃时，试样腐蚀形态主要为整体腐蚀，在局部有轻微点蚀；温度80 ℃时，试样腐蚀形态主要为局部腐蚀，表面出现较明显的腐蚀坑，并且有部分台地状腐蚀；温度90 ℃时表面出现大量蜂窝状腐蚀痕迹；温度升高至130 ℃时，试样腐蚀形态主要为均匀腐蚀，腐蚀程度较轻，并有部分轻微点蚀。

2.2 腐蚀产物膜分析

利用扫描电镜SEM分析32CrMo钢试片在不同温度下的腐烛产物微观组织形貌,图1为800倍电镜下SEM形貌图。温度40 ℃时，试片表面腐蚀产物膜较疏松且质地较软，呈开裂状，有明显的裂痕，产物膜与基体的附着力较低，较易剥落；温度升至80 ℃时，腐蚀产物膜分为上下重叠的两层结构，下层膜紧贴基体。上层腐蚀产物膜由表面较光滑、形状较规则的多面体晶粒组成，晶粒结构致密。由于大量上层晶粒的堆积，较难观察下层产物膜内部结构。温度升高至130 ℃时，上层晶粒形状变得更规则，粒径更细，晶粒结构更加均匀致密。较均匀致密的腐蚀产物对基体与腐蚀介质有较好的隔离效果，减缓腐蚀介质对基体的腐蚀作用。因此，当温度较高时，32CrMo钢试片腐蚀速率显著下降[9-10]。

图1 32CrMo钢不同温度下腐蚀产物微观形貌

通过X射线衍射仪对腐蚀产物进行X射线衍射分析(XRD)，结果表明腐蚀产物主要由FeCO3组成，并有Cr元素在腐蚀介质的作用下所形成的化合物，Cr化合物主要为Cr(OH)3或Cr2O3。FeCO3一部分呈现晶体特征，且晶体粒径较大，另一部分FeCO3呈现为非晶态。综合扫描电镜下的腐蚀产物微观组织形貌，推测腐蚀产物上层膜主要由晶态的FeCO3构成，下层膜由非晶态的FeCO3和含Cr化合物构成[9-11]。

结合上述分析，推断32CrMo钢腐蚀机理为：

(1)温度较低时，腐蚀产物膜主要表现为单层结构形态，由非晶态的Cr(OH)3和FeCO3构成。腐蚀产物膜较松软，覆盖在基体表面，但与基体的结合欠紧密，对腐蚀介质的屏蔽隔离作用有限，导致腐蚀速率较大，且以整体腐蚀为主。主要化学反应为：

Cr+3OH-→Cr(OH)3+3e

(1)

Fe→Fe2++2e

(2)

(3)

(4)

(2)温度较高时，腐蚀产物膜表现为双层结构形态。其中下层膜附着在基体表面，主要由非晶态的Cr(OH)3和FeCO3构成，主要化学反应式为式(1)～式(4)。由于结构较为疏松，结合欠紧密，对腐蚀介质的屏蔽作用较弱，对基体的保护效果较差。上层产物膜是温度较高后在下层膜的基础上形成的，主要由晶态的FeCO3构成，化学反应式为式(2)～式(4)。上层产物形成更加严实的覆盖层，对腐蚀介质有较强的屏蔽阻挡作用。温度升高后，上层产物膜形态趋于更加规则致密，对腐蚀介质的屏蔽阻挡作用进一步增强，从而腐蚀速率降低，腐蚀形态表现为均匀腐蚀，伴随部分点蚀[9-11]。

3 腐蚀速率影响因素分析

3.1 温度影响

在CO2分压2 MPa、实验介质水流速0.5 m/s、不同温度条件下32CrMo钢平均腐蚀速率实验结果见图2，平均腐蚀速率随温度升高而下降。温度较低时，腐蚀速率稳定在3.5 mm/a左右；温度80～110 ℃范围内时，腐蚀速率在2.5 mm/a附近上下波动；温度升至130 ℃时，腐蚀速率降至1.6 mm/a。

图2 32CrMo钢腐蚀速率随温度的变化曲线图

随着温度升高，腐蚀产物膜逐渐表现为双层膜结构，对基体的保护效果逐渐增强；同时高温条件下腐蚀介质中溶解的CO2浓度较低，对CO2腐蚀作用也有一定的抑制效果，从而使试样腐蚀速率整体呈下降趋势。但由于温度80～110 ℃时局部腐蚀作用较明显，使平均腐蚀速率表现为上下波动[9-11]。

3.2 CO2分压影响

在温度80 ℃、地层水流速0.5 m/s的条件下，CO2分压对32CrMo钢蚀速率的影响规律如图3所示，32CrMo钢平均腐蚀速率随CO2分压的升高近似呈对数关系递增。根据亨利定理，气体CO2在腐蚀介质中的溶解度正比液面上溶质的平衡压力，随着CO2分压的升高，腐蚀介质中将溶解更多的碳酸，使得腐蚀介质中氢离子浓度升高，从而使腐蚀速率随CO2分压的升高而增加[12-13]。

图3 32CrMo钢腐蚀速率随压力的变化曲线图

3.3 流速影响

在温度80 ℃、CO2分压2.0 MPa条件下，进行了0 m/s(静止状态)、0.25 m/s、0.5 m/s、0.75 m/s四种流速状态腐蚀介质中的腐蚀模拟测试，结果如图4所示，随着流速的增加，腐蚀速率近似呈线性关系递增。

图4 32CrMo钢腐蚀速率随流速的变化曲线图

流速是影响32CrMo钢腐蚀速率的重要因素。腐蚀介质的流动，对基体表面腐蚀产物具有较强的冲刷作用，加剧了基体表面腐蚀产物的物质交换，降低腐蚀产物膜对基体的附着力，产物膜容易从金属基体撕裂或剥落，致密保护膜较难形成，削弱了对基体的保护作用。因此,随着流速的增大，腐蚀速率也将增加[2,14]。

3.4 腐蚀介质含水率影响

在CO2分压2.0 MPa、产出液流速0.5 m/s、地层温度80 ℃条件下进行了纯油样、含水率50%介质、含水率100%介质对32CrMo钢腐蚀速率实验，结果如图5所示。

图5 32CrMo钢腐蚀速率随腐蚀介质含水率的变化曲线图

32CrMo钢腐蚀速率随腐蚀介质含水率的升高而急剧增大;当腐蚀介质不含水时，腐蚀作用可以忽略。对于CO2腐蚀，需要有水浸润于金属基体表面，CO2在水中溶解形成碳酸后才能发生，因此,腐蚀介质中水的不同形式对腐蚀速率影响较大。腐蚀介质中水的形式一般有油包水与水包油两种形式。油包水时腐蚀速率较小，水包油时腐蚀速率较大。一般腐蚀介质中含水率超过40%后，介质中水的形式会从油包水转化成水包油，从而水与金属基体的接触面迅速增加，使腐蚀速率急剧升高[2]。

4 腐蚀速率工程预测

综合考虑温度、CO2分压、腐蚀介质含水率和腐蚀介质流速等因素，建立32CrMo钢多因素腐蚀速率工程预测模型：

C=Kt×fp×fu×fw

(5)

式中：C—腐蚀速率，mm/a；

Kt—温度常数；

fp—二氧化碳分压影响因子；

fu—流速影响因子；

fw—含水率影响因子。

(1)温度常数Kt见表2，其他温度点Kt值可用插值计算求得。

表2 32CrMo钢温度常数的取值

(2)二氧化碳氧化碳分压影响因子fp：

fp=0.138 2ln(pCO2)+0.901 2

(6)

式中：pCO2—CO2分压，MPa。

(3)流速影响因子fu：

fu=1.109 9u+0.446 4

(7)

式中：u—流速，m/s。

(4)含水率影响因子fw：

(8)

式中：w—含水率，不含水时w=0，不含油时w=1。

5 应用分析

南海西部W油田A8井采用生产管柱射孔联作工艺完井，射孔枪外径127 mm，壁厚11 mm，油井CO2分压1.35 MPa，井底温度121 ℃，生产前期含水率约65%。基于腐蚀速率工程预测模型，预测井底环境射孔枪最大腐蚀速率为0.989 mm/a，在4年生产期内，射孔枪最小剩余壁厚为7.04 mm，不会发生油井射孔枪腐蚀脱落事故，可满足生产管柱射孔联作工艺要求。

A8井实际生产3.2年后，因潜油电泵失效，进行修井作业，起出井下管柱更换电泵，实测得到井下射孔枪最大外径为124.3 mm，计算射孔枪实际平均腐蚀速率为0.84 mm/a，这与预测值基本吻合。

6 结论

(1)32CrMo钢腐蚀产物主要是FeCO3，在40 ℃温度条件下，32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构，对基体的防腐保护作用较弱；在80 ℃温度条件下，32CrMo钢腐蚀产物膜为双层结构，对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用；温度升至130 ℃时，上层产物膜致密呈晶粒状，对腐蚀介质的屏蔽作用进一步增强，对基体起主要的防腐保护作用。

(2)实验条件下，32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高整体呈下降趋势，随CO2分压的升高呈对数关系增加，随着腐蚀介质流速的增加呈线增大，随腐蚀介质含水率的升高急剧增大，腐蚀介质不含水时，几乎不存在腐蚀。

(3)基于实验结果，建立了32CrMo钢多因素综合腐蚀速率工程预测模型；预测W油田A8井在投产4年后32CrMo钢射孔枪最大腐蚀速率为0.989 mm/a，预测值与实际腐蚀速率基本接近，该预测模型可为32CrMo钢腐蚀速率预测提供参考。