CO2驱油集输系统管线腐蚀特性及选材技术研究

时间：2024-07-28

殷宏

长庆油田公司第六采油厂

CO2驱是当今国际上应用较为广泛的三次采油技术之一，也是提高低渗透油藏采收率的重要技术手段[1]。截至目前，大庆油田已先后在多个实验区采用CO2驱油技术进行了开采。虽然油藏采收率较为可观，但由于CO2驱油技术的特殊性，在低渗透油层中注入液态CO2驱替原油时，油井采出液中会上返大量CO2气体，导致集输系统各工艺段管道、设备出现不同程度的腐蚀问题[2-3]。尤其温度在60～70 ℃范围区间内时，阀门和管体的均匀腐蚀速率和点蚀速率均高于1 mm/a[4]，达到国际上公认的极严重腐蚀标准的水平，对油气的安全生产产生了巨大威胁。

CO2驱集输系统内介质腐蚀性强、破坏性大，碳钢管道内防腐体系失效事故频发，说明目前对CO2驱集输系统腐蚀机理及主控因素的研究认识尚不明确，难以预测集输系统的腐蚀风险。此外，国内外可借鉴的双金属复合材质（20#碳钢内衬316L不锈钢）、非金属材质胺固化玻璃钢、316L 不锈钢等，存在造价较高及在大庆油田集输系统介质环境适应性差等问题。因此，有必要开展研究，明确CO2驱集输系统腐蚀特性及主控因素，进而优选出技术可行、经济合理的耐蚀金属，以解决CO2驱集输系统腐蚀问题并降低工程投资。

本文通过对大庆油田某CO2驱油集输系统内阀门和管道的失效分析，结合腐蚀模拟，探讨了CO2驱集输系统的腐蚀特性，明确了CO2驱油集输系统出现极严重腐蚀的原因，并提出了配套防治措施，可为CO2驱集输系统的腐蚀控制提供借鉴。

1 现场管段失效分析

对大庆油田某CO2驱集输系统管道及设备的腐蚀状况进行了现场调研和失效分析，发现掺水工艺段和集油环线工艺段泵阀和管体等设备的腐蚀较严重。各工艺段的运行参数及腐蚀情况如表1 所示，从表1 中可以看出，掺水介质内的温度高于集油介质，并且掺水介质内管体和阀门的腐蚀程度也比集油介质内的管体和阀门的腐蚀程度更严重。

表1 掺水介质和集油介质设备及管线的运行参数条件及腐蚀程度Tab.1 Operating parametery conditions and corrosion degree of equipment and pipelines in water-mixed medium and oil-collecting medium

进一步对掺水介质阀门和管体的腐蚀形貌进行分析，结果如图1 所示。从图1a 中可以看出，阀门凹槽处由于流体流型、流态的改变，腐蚀较为严重；从图1b 的微观腐蚀形貌上也可以看出，在流体高流速冲刷环境的作用下，阀门处形成了大面积的腐蚀坑，介质流向清晰可见，呈现冲刷腐蚀的腐蚀形态[5]。对管体的腐蚀形貌进行分析，结果如图1c 所示，管体内部存在大量点蚀并且点蚀密度高达200 m-2。进一步对阀门和管体处腐蚀产物的晶体结构进行分析，结果表明：腐蚀产物主要为FeCO3。因此，可以判断阀门和管体处的腐蚀主要是由CO2导致。

图1 掺水介质阀门内的宏观、微观腐蚀形貌以及管体内的宏观腐蚀形貌Fig.1 Corrosion morphology of the valve（macro and micro ）and macro-corrosion morphology of the pipe in the water-mixed medium

2 腐蚀与选材模拟实验

2.1 试样及溶液

选取油气田失效管材20#钢作为正交实验材料，实验溶液为蒸馏水，进行腐蚀实验前持续通入N22 h 对蒸馏水进行除氧处理。

选材测试实验分别在大庆某CO2驱集输系统掺水介质和集油介质内进行，介质中各离子成分如表2 所示。分别对20#钢、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo、Cr9Mo、Cr13 六种材料进行了筛选，腐蚀实验前在高压釜内持续通入N22 h 对集输系统水样进行除氧处理。

表2 掺水介质和集油介质的物质成分分析Tab.2 Material composition analysis of water-mixed medium and oil-collecting medium

2.2 实验条件及方法

利用高压釜进行正交腐蚀模拟实验。实验过程中CO2分压分别为0.1、0.2、0.5、1 MPa；实验温度分别为30、45、60、80 ℃，控制釜内流体流速分别为0.5、1、1.5、2 m/s，实验周期分别为3、7、14、29 d。

利用高压釜依据现场环境进行选材模拟实验，掺水介质中的实验温度控制在60 ℃，釜内介质流速为1 m/s，CO2分压分别为0.1、0.2、0.5 MPa；实验周期均为7 d。集油介质中的实验温度为35 ℃，釜内介质流速为1 m/s，CO2分压分别为0、0.5、1.0、1.5 MPa，实验周期均为7 d。

利用Quanta200FEG 场发射环境扫描电镜观察腐蚀微观形貌，利用Oxford X-MaxN 能谱仪分析腐蚀产物的元素成分，利用布鲁克d8 advance X-射线衍射仪分析腐蚀产物的晶体结构。

2.3 实验结果与讨论

2.3.1 腐蚀模拟实验

不考虑介质成分影响的条件下，在高压釜内进行正交实验，研究CO2分压、流速、温度、腐蚀周期四个因素对CO2驱集输系统钢制材料的影响，实验结果见表3。

表3 正交实验设计及结果Tab.3 Design and result of orthogonal experiment

通过对正交实验结果进行极差分析可以得出，影响腐蚀速率的因素由强到弱分别为：实验周期、实验温度、CO2分压、流速（表4）。此外，当实验周期为3 d、温度为60 ℃时，随CO2分压的升高，腐蚀速率显著增大，即使CO2分压仅为0.1 MPa，其腐蚀状况仍然可以达到严重腐蚀的等级（表3）。实验周期7 d 时的腐蚀速率与同温度，同CO2分压环境下长期服役管材的腐蚀速率相近。因此，对于CO2驱集输系统掺水介质工艺处长期服役的阀门和管体，温度和CO2分压均是其发生极严重腐蚀的主控因素；而对于CO2驱集输系统集油介质工艺处的阀门和管体，由于其服役温度仅为35～45 ℃，所以仅CO2分压是其发生极严重腐蚀的主控因素。

表4 实验因素的极差分析Tab.4 Range analysis of test factors

2.3.2 选材模拟实验

为了解决CO2驱集输系统钢材的腐蚀问题，进一步在该腐蚀环境下进行了选材研究。结果表明：在介质温度60 ℃、流速1 m/s 的掺水介质中，虽然钢材的均匀腐蚀速率随着CO2分压的增大而增大，但是随着钢材中Cr 含量的增加，材质的均匀腐蚀速率却在显著下降，其中20#、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo 材质的腐蚀速率仍相对较高，均匀腐蚀速率仍然可以达到0.25 mm/a，属于严重腐蚀等级。而Cr9Mo、Cr13 材质腐蚀速率相对较低，最大均匀腐蚀速率均小于0.03 mm/a，在此环境下表现出较好的耐蚀性能（图2）。从图3 中挂片的宏观腐蚀形貌上同样可以看出，20#、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo 四种材质表面均有较多的黑色腐蚀产物，而Cr9Mo、Cr13 材质的腐蚀试片表面较光亮，腐蚀痕迹较轻。

图2 介质温度60 ℃、流速1 m/s 的掺水介质中各实验材质在不同CO2分压环境下的腐蚀速率Fig.2 Corrosion rate of the test materials in the water-mixed medium with temperature of 60 ℃and flow rate of 1 m/s under different CO2 partial pressure environment

图3 介质温度60 ℃、流速1 m/s 的掺水介质中各实验材质在0.5 MPa 的CO2分压环境下宏观腐蚀形貌Fig.3 Macro-corrosion morphology of the test materials in the water-mixed medium with temperature of 60 ℃and flow rate of 1 m/s under 0.5 MPa CO2 partial pressure environment

在介质温度35 ℃，流速1 m/s 的集油介质中，几种材质的腐蚀情况与掺水介质类似，随着CO2分压的增加，20#、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo 材质的均匀腐蚀速率也较大，均匀腐蚀速率可超过0.25 mm/a，达到严重腐蚀的等级。而Cr9Mo、Cr13材质腐蚀速率相对较低，即使CO2分压达到1.5 MPa，仍能表现出较好的耐蚀性能（图4）。从挂片的宏观腐蚀形貌（图5）上同样可以看出，20#、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo 四种材质表面均有大量的腐蚀产物附着，而Cr9Mo、Cr13 材质的腐蚀试片腐蚀痕迹较轻。因此，可以认为只有合金钢材质Cr 含量超过9%以上时，才可在现有集输系统腐蚀达到严重等级的掺水介质和集油介质中腐蚀较轻，表现出优良的抗腐蚀性能。

图4 介质温度35 ℃、流速1 m/s 的集油介质中各实验材质在不同CO2分压环境下的腐蚀速率Fig.4 Corrosion rate of the test materials in the oil-collecting medium with temperature of 35 ℃and flow rate of 1 m/s under different CO2 partial pressure environments

图5 介质温度35 ℃、流速1 m/s 的集油介质中各实验材质在1.5 MPa 的CO2分压环境下宏观腐蚀形貌Fig.5 Macro-corrosion morphology of the test materials in the oil-collecting medium with temperature of 35 ℃and flow rate of 1 m/s under 1.5 MPa CO2 partial pressure environment

2.4 结果分析

研究表明：温度为30 ℃时，仅0.03 MPa 的CO2就会使碳钢表面发生极严重的均匀腐蚀[6]，而CO2驱集输系统内的CO2分压高达0.2～1 MPa，这说明CO2驱集输系统钢制材料的腐蚀失效主要是由于CO2腐蚀造成的。

另外，由于正交实验结果与现场试验结果相同，可以认为此温度环境下钢材的腐蚀失效是CO2分压和温度共同作用的结果。而集油介质内温度仅为35～45 ℃，因此集油工艺段钢材的腐蚀程度较掺水工艺段钢材的腐蚀程度轻[7]，但由于集油介质内CO2分压仍然较高，因此集油工艺段钢材仍会发生严重的腐蚀[8-9]，此工艺段的腐蚀的主控因素仅为介质中CO2的含量。

由于20#钢在CO2驱集输系统的钢材使用中存在严重的失效风险，而增加合金材料中的Cr 含量，可以显著增加材料在CO2腐蚀环境下的耐蚀性能[10-12]；同时，考虑油田材料应用上的经济适用性，在20#钢、12Cr1MoV、12Cr2Mo、Cr5Mo、Cr9Mo、Cr13 选定的六种钢材中进行了选材实验。结果表明：在掺水工艺段和集油工艺段，Cr9Mo 材质与Cr13 不锈钢均能表现出良好的耐蚀性能。因此，可以认为只有合金钢材质Cr 含量超过9%以上时，才可在现有集输系统腐蚀达到严重等级的掺水介质和集油介质中腐蚀较轻，表现出优良的抗腐蚀性能。