西南石油大学学报(自然科学版)  2018, Vol. 40 Issue (4): 162-168
CO2辅助蒸汽驱对四种钢的腐蚀性能影响模拟    [PDF全文]
石善志1, 董宝军2, 曾德智2 , 于会永1, 陈禹欣1    
1. 新疆油田工程技术研究院, 新疆 克拉玛依 834000;
2. “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学, 四川 成都 610500
摘要: CO2辅助蒸汽驱是稠油开采的新型方式,但有关CO2辅助蒸汽驱注气井中井下管柱CO2腐蚀行为的研究较少。为此,利用高温高压釜模拟CO2辅助蒸汽驱注气井筒工况,在CO2分压为2 MPa,240 ℃的条件下,对4种常用的油套管钢进行了失重腐蚀挂片试验,得到了模拟工况下油套管钢的腐蚀速率,利用SEM观察了4种材质的微观腐蚀形貌,并采用SEM和EDS对4种管材的腐蚀产物进行了表征。结果表明,在实验条件下,4种材质的均匀腐蚀速率均小于油田的腐蚀控制指标(0.076 mm/a);N80钢的腐蚀形态为均匀腐蚀,而3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀形态为局部腐蚀;4种钢材的腐蚀速率均满足CO2辅助蒸汽驱注气井筒腐蚀控制要求。
关键词: CO2辅助蒸汽驱     CO2腐蚀     井下管柱     腐蚀速率     腐蚀形貌    
Simulation of the Effect of Corrosion Performance of Four Types Under CO2-assisted Steam Flooding Conditions
SHI Shanzhi1, DONG Baojun2, ZENG Dezhi2 , YU Huiyong1, CHEN Yuxin1    
1. Research Institute of Engineering Technology, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay, Xinjiang 834000, China;
2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
Abstract: CO2-assisted steam flooding is a novel method for heavy oil production. However, studies on CO2 corrosion of downhole pipe in a high-temperature steam environment are relatively scarce. Therefore, in this study, the CO2 corrosion behavior of oilfield pipe casing steel in a high-temperature steam environment was investigated using four types of oilfield pipe casing steel. A high-temperature, high-pressure autoclave was used to simulate the operating conditions during CO2-assisted wellbore steam flooding. With a CO2 partial pressure of 2 MPa and an operating temperature of 240℃, a weight loss coupon corrosion test was performed on four types of oilfield pipe casing steel, and the corrosion rates of the pipeline materials under the simulated operating conditions were obtained. Scanning electron microscopy, energy dispersive x-ray spectrometry, and x-ray diffraction were used to determine the morphology and composition of the corrosion products. The results show that under the experimental conditions, the uniform corrosion rates of the four types of materials were lower than the allowable corrosion rate for oil fields (0.076 mm/a). The corrosion morphology of N80 steel was uniform corrosion, while that of 3Cr, 9Cr, and 13CR steel were localized corrosion. The corrosion rates of all four steel materials met the corrosion control requirements for CO2-assisted wellbore steam flooding.
Key words: CO2-assisted steam flooding     CO2 corrosion     downhole pipe     corrosion rate     corrosion morphology    
0 引言

CO$_2$辅助蒸汽驱是新型的稠油开采方式,它是通过注气井管柱向稠油油层注入蒸汽和少量CO$_2$,降低稠油黏度和流动阻力,从而提高稠油采收率的开采方式[1-2]。注蒸汽过程中,注气井井筒的温度(> 160 ℃)较高,而随后注入的CO$_2$会冷却井筒,使井筒内壁上产生水膜。注气井管柱可能会在水膜处产生严重的局部腐蚀和全面腐蚀风险[3-4]

学者们对酸性环境中的油套管的耐腐蚀性能进行了大量的研究[5-8]。陈太辉等研究了Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO$_2$腐蚀的影响,研究发现管线钢中添加少量Cr元素可显著降低其平均腐蚀速率[9]。陈尧研究了13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能,表明在85,110和170 ℃时,N80钢腐蚀类型为局部腐蚀,13Cr钢腐蚀类型为均匀腐蚀[10]。Xu认为在Cr含量超过3%时,才会产生钝化膜特征,且腐蚀产物膜中的主要成分是Cr(OH)3[11]。Ueda等研究表明,含Cr钢的腐蚀性能与温度有密切关系,基体中Cr含量越高,出现最大腐蚀速率的温度越偏离高温区[12]。当前,对于油套管钢的耐CO$_2$腐蚀性能研究均集中在180 ℃以下。对于CO$_2$辅助蒸汽驱,注气井注气温度约为240 ℃,在此工况下,对油套管钢耐CO$_2$腐蚀性能的研究较少。常见的油套管钢能否适用CO$_2$辅助蒸汽驱工况?含CO$_2$高温蒸汽环境中,油套管钢的腐蚀为局部腐蚀还是均匀腐蚀?这些问题都尚待解决。因此,有必要针对含CO$_2$辅助蒸汽驱工况进行实验。

本文以N80、3Cr、9Cr、13Cr钢为试验材质,采用美国PARR公司制造的高温高压釜,研究四种钢材在高温蒸汽环境中耐CO$_2$腐蚀性能,为CO$_2$辅助蒸汽驱注气井的选材提供参考。

1 实验部分 1.1 试样

实验材料选取N80、3Cr、9Cr和13Cr等4种钢,化学成分见表 1所示。由表 1可知,4种材质的Cr的含量范围为0.036%$\sim$13.000%。试样的尺寸为30 mm$\times$15 mm$\times$3 mm,每一种材质共3件平行试样。

表1 试样的化学成分 Table 1 Chemical composition of specimens
1.2 实验设备

实验采用美国PARR公司制造的PARR 4584型高温高压釜(图 1)。

图1 高温高压釜示意图 Fig. 1 Schematic of the HTHP autoclave

该高温高压釜的最大密封工作压力20 MPa,最高工作温度500 ℃,容积5.5 L。

1.3 实验步骤

实验前,依次用金相砂纸将试片进行打磨至1200#,再用石油醚清洗去油、酒精除水,最后经冷风吹干后置于干燥皿干燥2 h后取出测量其尺寸和质量。将去离子水预先用高纯N2除氧8 h,将试片置于釜内密封。将釜密封后,向釜内通入氮气持续赶氧0.5 h,开启加热待釜内升温至240 ℃后,通入2 MPa的CO$_2$气体。实验周期为72 h。实验结束后,将每组的4个平行试样取出,其中3个试样用于计算腐蚀失重,另外一个试片用于观测腐蚀产物形貌,分析腐蚀成分。

按照GB/T 19292.4—2003,利用去膜液去除试样表面的腐蚀产物(去膜液由500 mL盐酸中加入3.5 g六次甲基四胺+1 L的去离子水构成)。试片去除腐蚀产物后,利用精度为0.1 mg的电子天平称重,并计算腐蚀速率。腐蚀计算公式见式(1)。

$ v=87600\dfrac{\Delta m}{\rho A\Delta t} $ (1)

式中:

$v$—腐蚀速率,mm/a;

$\Delta m$—试样在腐蚀前后的质量差,g;

$\rho $—试样密度,g/cm$^3$

$A$—试样表面积,cm2

$\Delta t$—腐蚀时间,h。

采用ZEISS EV0 MA15型扫描电镜观察试样的腐蚀形貌,并利用扫描电镜对腐蚀后试样表面产物膜形貌及产物元素组成进行表征分析。

2 试验结果与分析 2.1 腐蚀速率

图 2是240 ℃,CO$_2$分压为2 MPa条件下4种材质的均匀腐蚀速率图。

图2 4种材质的均匀腐蚀速率 Fig. 2 The average corrosion rates of steels

图 2可知,4种材质的腐蚀速率均小于油田腐蚀控制指标0.076 mm/a;4种钢的均匀腐蚀速率由大到小依次为N80 > 3Cr > 9Cr > 13Cr,N80钢的均匀腐蚀速率大于0.050 mm/a,3Cr、9Cr和13Cr钢的均匀腐蚀速率在0.004$\sim$0.035 mm/a。含Cr钢的耐蚀性远优于N80钢,而且随着Cr含量越多,材质的耐腐蚀性能越好。4种钢材的腐蚀速率均满足CO$_2$辅助蒸汽驱注气井筒腐蚀控制要求。

2.2 腐蚀形貌及元素成分

表 2为N80钢/3Cr/9Cr的腐蚀元素成分的EDS分析结果(图 3b图 4b图 5b中白色框图部分)。

表2 试样的EDS分析 Table 2 EDS analysis of the specimen
图3 N80钢的腐蚀形貌图 Fig. 3 Appearance of the corrosion scale of N80 steel
图4 3Cr钢的腐蚀形貌图 Fig. 4 Appearance of the corrosion scale of 3Cr steel
图5 9Cr钢的腐蚀形貌图 Fig. 5 Appearance of the corrosion scale of 9Cr steel

由N80钢的腐蚀形貌图(图 3a)可见,试样表面有明显的腐蚀产物堆积。由图 3b中可以看出,N80钢的腐蚀产物呈絮状堆积,且腐蚀产物间有裸露的金属基体。

图 4是3Cr钢的腐蚀形貌图。试片在局部区域有腐蚀产物堆积,而其他区域则没有明显的腐蚀产物(图 4a)。试片表面存在大量的不规则晶粒(图 4b)。

图 5是9Cr钢的腐蚀形貌图。由图 5可见,试片表面零散的分布腐蚀颗粒(图 5a);腐蚀晶体镶嵌于致密的富Cr层中(图 5b)。

图 6是13Cr钢的腐蚀形貌图。由图 6可见,腐蚀产物呈圆环状堆积,这可能是在实验过程中,水珠凝结在13Cr钢表面而产生腐蚀(图 6a);试片表面的腐蚀产物非常致密(图 6b);试片表面存在腐蚀坑(图 6c)。

图6 13Cr钢的腐蚀形貌图 Fig. 6 Appearance of the corrosion scale of 13Cr steel

表 2可知,N80钢腐蚀产物中的主要元素为Fe,C和O。3Cr、9Cr和13Cr钢腐蚀产物中的主要元素为Fe,C,O和Cr。3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀产物中Cr含量都轻微高于基体的Cr含量,出现Cr富集现象。由9Cr钢的区域1内的EDS结果可知,腐蚀晶体中的Cr含量远小于基体中的Cr含量。Guo的研究表明:CO$_2$腐蚀环境中,含Cr钢的腐蚀产物是Cr(OH)3和FeCO3共同构成的腐蚀产物膜[13]。综合SEM和EDS结果,N80钢的腐蚀产物为FeCO3,含Cr钢的腐蚀产物为Cr(OH)3和FeCO3[14-15]

3 腐蚀机理

高温蒸汽环境中,基体表面吸附一层薄的水膜形成水膜层[16]。CO$_2$在水膜中溶解形成H2CO3,H2CO3进一步分解形成HCO3-、CO32-等阴离子,其阴极反应为

$ \rm C{{O}_{2}}+{{H}_{2}}O\to {{H}_{2}}C{{O}_{3}} $ (2)
$ \rm 2{{H}_{2}}CO_{3}^{{}}+2{{{\rm e}}^{-}}\to 2HC{{O}_{3}}^{-}+{{H}_{2}} $ (3)
$ \rm 2HCO_{3}^{-}+2{{{\rm e}}^{-}}\to 2C{{O}_{3}}^{2-}+{{H}_{2}} $ (4)
$ \rm 2{{H}^{+}}+2{{{\rm e}}^{-}}\to {{H}_{2}} $ (5)

N80钢的阳极反应是Fe的活性溶解,阳极反应见式(6)。3Cr、9Cr和13Cr钢的阳极反应是Fe和Cr的阳极溶解,阳极反应为式(6)和式(7)。

$ \rm F{\rm e}\to F{{{\rm e}}^{2+}}+2{{{\rm e}}^{-}} $ (6)
$ {\rm Cr} \to {\rm Cr}^{3+} + 3{\rm e} $ (7)

当[Fe2+]$\times$[CO32-]的浓度超过FeCO3的过饱和度时,N80钢的表面会沉积生成FeCO3晶体,反应方程式为

$ \rm F{{{\rm e}}^{2+}}+CO_{3}^{2-}\to F{\rm e}C{{O}_{3}} $ (8)
$ \rm F{{{\rm e}}^{2+}}+2HCO_{3}^{-}\to F{\rm e(H}C{{O}_{3}}{{)}_{2}} $ (9)
$ \rm F{\rm e(H}C{{O}_{3}}{{)}_{2}}\to F{\rm e}C{{O}_{3}}+C{{O}_{2}}+{{H}_{2}}O $ (10)

含Cr钢水解生成Cr(OH)3,反应方程式为

$ \rm C{{{\rm r}}^{3+}}+3{{H}_{2}}O\to C{\rm r(OH}{{{\rm )}}_{{\rm 3}}}+3{{H}^{+}} $ (11)

含CO$_2$高温蒸汽环境中,钢的CO$_2$腐蚀是电化学过程。高温环境中,离子的活化能升高,离子的迁移运动加快,促进了水膜中H2CO3的分解,使得水膜中H+浓度升高,pH值降低。pH值决定FeCO3晶体的长大和形核速率。pH值越低,FeCO3晶体的形核速率越高,而长大速率越低。若FeCO3晶体的形核速率远高于长大速率,钢的表面会生成片状腐蚀产物,这与图 3b中N80钢的腐蚀形貌一致。由此可以推断,N80钢的腐蚀过程以FeCO3的形核为主[17-18]

3Cr钢腐蚀产物中存在许多尺寸较小的FeCO3晶体(图 4b),这说明3Cr钢的腐蚀过程也是以FeCO3的形核为主。3Cr钢腐蚀产物中FeCO3晶体的边缘比较圆滑,这是由于FeCO3晶体在酸性环境中产生溶解[19]

9Cr和13Cr钢表面产生完整、致密的腐蚀产物膜(图 5b图 6b)。Guo认为:含Cr钢的腐蚀产物膜由Cr(OH)3和FeCO3构成[13]。含Cr钢水解生成Cr(OH)3的同时使产生H+,使溶液呈弱酸性(式(11))。Cr(OH)3在弱酸环境中相对稳定,而FeCO3在弱酸环境中易分解,导致腐蚀产物中Cr(OH)3沉积越来越多[20]。Chen认为:含Cr钢腐蚀产物膜中非晶态的Cr(OH)3对腐蚀性阴离子(CO$_3^{2-}$和HCO$_3^{-}$)具有选择透过性,使得金属基体表面附近的阴离子浓度降低,腐蚀进程减缓[21]

表 2中的EDS结果分析可知,3Cr、9Cr和13Cr钢的Cr/Fe比为0.041 1,0.136 0,0.171 0。含Cr钢腐蚀产物中Cr/Fe比越高,腐蚀产物中Cr(OH)3含量越多,基体表面生成的腐蚀产物膜越致密,含Cr钢的耐腐蚀性能也越好。

4 结论

(1) 实验条件下,4种材质的均匀腐蚀速率依次为N80 > 3Cr > 9Cr > 13Cr;均小于油田的腐蚀控制指标(0.076 0 mm/a),N80钢的均匀腐蚀速率大于0.050 0 mm/a,3Cr、9Cr和13Cr钢的均匀腐蚀速率为0.004 0$\sim$0.035 0mm/a。含Cr钢的耐蚀性远优于N80钢,随着Cr含量越多,材质的耐腐蚀性能越好。

(2) 高温蒸汽环境中,N80和3Cr钢的CO$_2$腐蚀过程以FeCO3的形核为主,N80钢的表面形成片状腐蚀产物,3Cr钢的表面形成尺寸较小的FeCO3晶体。

(3) 含Cr钢的中的Cr/Fe越高,腐蚀产物中的Cr(OH)3含量越高,基体表面生成的腐蚀产物膜越致密,含Cr钢的耐腐蚀性能也越好。

参考文献
[1]
魏绍蕾, 程林松, 张辉登, 等. 稠油油藏双水平井SAGD生产电预热模型[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2016, 38(1): 92-98.
WEI Shaolei, CHENG Linsong, ZHANG Huideng, et al. Analytical solution for double-horizontal-well SAGD electric preheating model of heavy oil reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2016, 38(1): 92-98. doi: 10.11885/j.issn.-16745086.2013.12.18.07
[2]
庞占喜, 祁成祥, 景峰. 稠油油藏注蒸汽储层热伤害规律实验研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2015, 37(6): 93-98.
PANG Zhanxi, QI Chengxiang, JING Feng. Laboratory study on thermal damage of formation properties during steam injection in heavy oil reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2015, 37(6): 93-98. doi: 10.11885/j.issn.1674-5086.2013.09.03.01
[3]
SUN Chong, SUN Jianbo, WANG Yong, et al. Synergistic effect of O2, H2S and SO2 impurities on the corrosion behavior of X65 steel in water-saturated supercritical CO2 system[J]. Corrosion Science, 2016, 107: 193-203. doi: 10.1016/j.corsci.2016.02.032
[4]
曾德智, 李坛, 雷正义, 等. 橡胶O型圈耐CO2腐蚀测试及适用性评价[J]. 西南石油大学学报:自然科学版, 2014, 36(2): 145-151.
ZENG Dezhi, LI Tan, LEI Zhengyi, et al. CO2 corrosion resistance test and applicability evaluation of rubber O-ring[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36(2): 145-151. doi: 10.11885/j.issn.1674-5086.2013.09.11.05
[5]
秦朝葵, 李军, 严铭卿, 等. 腐蚀作用下城市埋地燃气管道的失效概率分析[J]. 天然气工业, 2015, 35(5): 85-89.
QIN Chaokui, LI Jun, YAN Mingqing, et al. Analysis of failure probability of urban underground gas pipelines under corrosion effect[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(5): 85-89. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2015.05.013
[6]
范舟, 王子瑜, 刘建仪, 等. 气田产出水介质中特殊黄铜合金对N80钢腐蚀性的影响[J]. 天然气工业, 2017, 37(6): 86-92.
FAN Zhou, WANG Ziyu, LIU Jianyi, et al. Corrosion inhibition effect of special brass alloy on N80 steel pipes in gas-field produced water[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(6): 86-92. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2017.06.012
[7]
高立新, 谷坛, 闫静, 等. 高酸性条件下元素硫对碳钢腐蚀的影响[J]. 天然气工业, 2015, 35(4): 94-98.
GAO Lixin, GU Tan, YAN Jing, et al. Corrosion of sulfur to carbon steel under the condition of high acidity[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(4): 94-98. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2015.04.015
[8]
WU Qianlin, ZHANG Zhonghua, DONG Xiaoming, et al. Corrosion behavior of low-alloy steel containing 1% chromium in CO2 environments[J]. Corrosion Science, 2013, 75: 400-408. doi: 10.1016/j.corsci.2013.06.024
[9]
陈太辉, 许立宁, 常炜, 等. Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO2腐蚀的影响[J]. 天然气工业, 2011, 31(9): 93-97.
CHEN Taihui, XU Lining, CHANG Wei, et al. Influence of Cr contents and temperatures on the CO2 corrosion resistance of low Cr bearing linepipe steel[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(9): 93-97. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2011.09.019
[10]
陈尧, 白真权. 13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较[J]. 石油与天然气化工, 2007, 36(3): 239-242.
CHEN Yao, BAI Zhenquan. Compare of CO2 corrosion resistance of 13Cr and N80 steel under high temperature and high pressure[J]. Chemical Engineering of Oil and Gas, 2007, 36(3): 239-242. doi: 10.3969/j.issn.1007-3426.2007.03.016
[11]
XU Lining, WANG Bei, ZHU Jinyang, et al. Effect of Cr content on the corrosion performance of low-Cr alloy steel in a CO2 environment[J]. Applied Surface Science, 2016, 379: 39-46. doi: 10.1016/j.apsusc.2016.04.049
[12]
UEDA M, IKEDA A. Corrosion 1996[C]. Houston: The 51st NACE Annual Conference, 1996.
[13]
GUO Shaoqiang, XU Lining, ZHANG Lei, et al. Characterization of corrosion scale formed on 3Cr steel in CO2-saturated formation water[J]. Corrosion Science, 2016, 110: 123-133. doi: 10.1016/j.corsci.2016.04.033
[14]
GAO Kewei, YU Fang, PANG Xiaolu, et al. Mechanical properties of CO2, corrosion product scales and their relationship to corrosion rates[J]. Corrosion Science, 2008, 50(10): 2796-2803. doi: 10.1016/j.corsci.2008.07.016
[15]
陈玉祥, 杜旭东, 范舟, 等. 低碳微合金钢抗CO2/H2S腐蚀性能研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2009, 31(2): 113-116.
CHEN Yuxiang, DU Xudong, FAN Zhou, et al. Study on the anti-CO2/H2S corrosion of low-carbon microalloy steel[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2009, 31(2): 113-116. doi: 10.3863/j.issn.1674-5086.2009.02.029
[16]
XU Lining, GUO Shaoqiang, CHANG Wei, et al. Corrosion of Cr bearing low alloy pipeline steel in CO2, environment at static and flowing conditions[J]. Applied Surface Science, 2013, 270(4): 395-404. doi: 10.1016/j.apsusc.2013.01.036
[17]
许立宁, 陈太辉, 常炜, 等. 温度对3%Cr管线钢CO2腐蚀产物膜的影响[J]. 北京科技大学学报, 2012, 34(2): 149-156.
XU Lining, CHEN Taihui, Chang Wei, et al. Effect of temperature on CO2 corrosion production scales on 3%Cr pipeline steel[J]. Journal of University of Science & Technology Beijing, 2012, 34(2): 149-156. doi: 10.13374/j.issn.1001-053x.2012.02.007
[18]
SUN J B, ZHANG G A, LIU W, et al. The formation mechanism of corrosion scale and electrochemical characteristic of low alloy steel in carbon dioxide-saturated solution[J]. Corrosion Science, 2012, 57: 131-138. doi: 10.1016/j.corsci.2011.12.025
[19]
CUI Z D, WU S L, ZHU S L, et al. Study on corrosion properties of pipelines in simulated produced water saturated with supercritical CO2[J]. Applied Surface Science, 2006, 252(6): 2368-2374. doi: 10.1016/j.apsusc.2005.04.008
[20]
NAZARI M H, ALLAHKARAM S R, KERMANI M B. The effects of temperature and pH on the characteristics of corrosion product in CO2, corrosion of grade X70 steel[J]. Materials & Design, 2010, 31(7): 3559-3563. doi: 10.1016/j.matdes.2010.01.038
[21]
CHEN C F, LU M X, SUN D B, et al. Effect of chromium on the pitting resistance of oil tube steel in a carbon dioxide corrosion system[J]. Corrosion, 2005, 61(6): 594-601. doi: 10.5006/1.3278195