流动条件下油套管材料腐蚀行为的影响因素

流动条件下油套管材料腐蚀行为的影响因素

1油田腐蚀环境n80、p15和sm110是塔里木油田常用的油条钢。油田油层埋深3500m6000m。油田的自然条件差，地下地质条件复杂。b2油压高达3.5mpa，cl-含量高达150g。井底温度为120140，侵蚀环境差。随着油田的开发，油水的开采和腐蚀变得越来越严重。在油田工作中，发现管道壁严重腐烂，管道外壁腐蚀较小。除了液位差异外，管道内外壁的腐蚀环境基本相同。因此，在对三种常用油管材料（n80、磷酸酯、sm110）的静态腐蚀后，研究了一些环境因素的流动侵蚀条件下对这些材料的腐败现象的规律，并为油田运行和co腐蚀理论的建立提供了依据。2腐蚀介质及试样的制备试验所用材料均取自塔里木油田现场使用的油套管,经化学成份分析和金相组织分析后确定其材料种类,分析结果见表1和表2.将各种材料分别加工成86mm(O.D)×80mm(I.D)×3mm的全尺寸动态圆环试样后,用砂纸逐级打磨至600号,用丙酮清洗除油,清水冲洗,冷风吹干后,将试样相互绝缘安装在特制的防腐试样架上,放入高压釜内,加入腐蚀介质.腐蚀介质的成份见表3.试验采用美国Cortest公司生产的34MPa动态高压釜.试验前通入高纯氮2h以除氧,随后将高压釜密封,再通入高纯CO2,升温升压,待温度压力达到试验参数,开始旋转试样以达到试验要求的流速.试验结束后,将试样连同试样架取出用自来水冲洗约10min,去掉试样表面残留的溶液.随后将试样放入清洗液中剧烈搅拌至腐蚀产物除净为止.清洗液配方为:盐酸(1.19g/cm3)1L、三氧化二锑20g、氯化亚锡50g.酸洗后去除腐蚀产物的试样立即在自来水中冲洗,并通过在饱和碳酸氢钠溶液中浸泡约2min～3min进行中和处理,之后自来水冲洗并用滤纸吸干后置于无水酒精或丙酮中浸泡3min～5min脱水.脱水后试样经热风吹干后,用FR-300MKII电子天平(精度1mg)称重并计算其失重腐蚀速率.3结果与讨论3.1co分压对腐蚀速率的影响研究结果表明,CO2腐蚀最严重的温度范围在100℃左右,根据国际上广泛采用的以最恶劣情况下的腐蚀速率作为油套管寿命预测的基础的理论,在各种因素对材料腐蚀速率的影响研究时,均采用90℃作为试验温度.图1是温度为90℃、流速为1.5m/s和试验时间为48h条件下,CO2分压的变化与3种材料的腐蚀速率关系图.可知,随着CO2分压的升高,腐蚀速率先升后降,在CO2分压为2.5MPa时,除N80钢外,其它两种材料的平均腐蚀速率均达到峰值,之后,随着CO2分压的升高,腐蚀速率开始下降.这和金属表面的腐蚀产物膜的形成有关.通常而言,随着CO2分压的升高,溶液对金属的腐蚀性增强,平均腐蚀速率应该升高,但是由于此时的平均腐蚀速率不仅反映了各种材料自身的抗蚀性,同时反映出其腐蚀产物在金属表面的成膜性.CO2分压升高后,材料表面膜增厚,保护性增强,两方面协同作用使得在CO2分压为3.5MPa时,腐蚀速率反而降低了.3.2冲刷-腐蚀反应在温度为90℃、CO2分压为2.5MPa和试验时间为48h条件下,N80、P105、SM110油管钢的腐蚀速率随流速变化(图2)表明,随着流速的增加,腐蚀速率呈上升趋势,在流速达到1.5m/s时,腐蚀速率达到最大值,之后,随着流速的增长,腐蚀速率又下降了.因为流动的气体或液体将对油管内壁构成强烈的冲刷,除了使管壁承受一定的冲刷应力、促进腐蚀反应的物质交换外,还将抑制致密保护膜的形成;尤其是在油管内壁已被腐蚀而不再光滑的条件下,某点处的流速可能远远高于整体流速,而且还可能出现紊流,这必然会加剧腐蚀状况.所以,一般情况,随流速的增加,腐蚀速率急剧增加.但是,在本实验中发现,流速的影响决不是这么简单.因为,在以CO2腐蚀为主的条件下,腐蚀速率不仅和材料的抗蚀性有关,而且和腐蚀产物膜的性质和形貌有关,而腐蚀产物的性质和形貌不仅和材料的化学成分有关,和流速也有关.高流速影响Fe2+溶解动力学和FeCO3的形核,形成一个虽然薄但更具保护性的薄膜,因而提高流速反而使腐蚀速率降低了.3.3不同cl-浓度对腐蚀速率的影响图3是温度为90℃、CO2分压为2.5MPa、流速为1.5m/s和试验时间为48h条件下,N80、P105、SM110油管钢的腐蚀速率随氯离子浓度的变化.可知,在Cl-浓度为88g/L时,除N80钢外,其他两种材料的平均腐蚀速率最高.Cl-离子半径小,穿透腐蚀产物膜容易,对钝化膜有特别的局部破坏作用.而且,Cl-容易在金属表面吸附而影响了腐蚀产物膜的吸附,所以在高Cl-离子浓度的溶液中,研究Cl-离子浓度的变化对腐蚀速率的影响具有重要意义.通常,随Cl-浓度升高,材料表面形成沟槽状腐蚀的状况加剧,高速流动的液体随即将沟槽冲垮,出现更为严重的局部腐蚀.但是,当Cl-浓度高到一定程度,它将影响溶液中氢离子的活化程度,从而降低腐蚀速率.3.4腐蚀速率随ph的变化在温度为90℃、CO2分压为2.5MPa、流速为1.5m/s和试验48h条件下,通过加盐酸调节pH值,N80、P105、SM110油管钢的腐蚀速率随pH的变化如图4所示.一般情况,pH值增加,溶液的氢离子浓度降低,阴极去极化作用减弱,腐蚀速率降低.同时,pH值还通过影响FeCO3膜的性质来影响腐蚀速率,在低pH值时,膜的保护性较差,pH值增加改善膜的保护性,降低腐蚀速率.但在试验的pH值的范围内,pH值的变化对平均腐蚀速率的影响不大.3.5不同含水率的油包水腐蚀速率随水资图5是温度为90℃,CO2分压为2.5MPa、流速为1.5m/s和试验48h条件下,N80、P105和SM110油管钢的局部腐蚀速率随原油含水率的变化.CO2腐蚀只在水浸润了钢铁表面后才会发生,其腐蚀的严重程度取决于水浸润钢铁表面的时间和程度.因此,油井产出液中油水比是影响腐蚀速率的一个十分重要的原因.水在产出液中不同的存在形式会导致腐蚀速率发生巨大改变.水在产出液中存在形式主要有两种,油包水和水包油,这两种形式又与井筒中流体的流速密切相关.一般而言,当含水率达到30%～40%以上时,油包水会转化成水包油的形式,腐蚀速率发生急变.试验选用30%、70%及100%含水率,腐蚀速率变化见图5,可知,随着试验介质中水含量的提高腐蚀速率直线上升,以N80为例,含水100%模拟水介质中局部腐蚀速率比含水30%的介质中腐蚀速率高出近15倍,比含水70%的介质中局部腐蚀速率也高出5倍以上.P105和SM110也有类似的结果,尤以P105变化为大,不含油的水介质中局部腐蚀速率比含水30%的介质中腐蚀速率高了50倍.可见油水比对油管内壁腐蚀速率影响之大.4腐蚀速率的变化(1)在试验温度为90℃、流速为1.5m/s时,随着CO2分压的升高,材料的腐蚀速率先升后降.在CO2分压为2.5MPa时,除N80外,其它材料的腐蚀速率皆达到峰值,之后,随着CO2分压的升高,腐蚀速率开始下降.(2)在试验温度为90℃、CO2分压为2.5MPa时,随着流速的增加,腐蚀速率先升后降,在流速达到1.5m/