甲酸鹽對套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法與影響因素

楊向同， 肖偉偉， 劉洪濤， 徐同臺， 謝俊峰， 張瑞芳

（1.新疆庫爾勒塔里木油田油氣工程研究院，新疆庫爾勒841000；2.北京石大胡楊石油科技發(fā)展有限公司，北京102200）

甲酸鹽對套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法與影響因素

楊向同1， 肖偉偉2， 劉洪濤1， 徐同臺2， 謝俊峰1， 張瑞芳2

（1.新疆庫爾勒塔里木油田油氣工程研究院，新疆庫爾勒841000；2.北京石大胡楊石油科技發(fā)展有限公司，北京102200）

楊向同等.甲酸鹽對套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法與影響因素[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：51-57.

由于目前還沒有關(guān)于甲酸鹽腐蝕速率評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，借鑒國內(nèi)外金屬腐蝕速率評價(jià)方法，提出甲酸鹽對石油鉆完井用的套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法。實(shí)驗(yàn)采用金屬掛片失重法，使用CGF-Ⅱ高溫高壓靜態(tài)腐蝕儀，研究了甲酸鹽種類、甲酸鹽生產(chǎn)工藝、pH值、鋼材材質(zhì)、密度、緩沖劑等因素對腐蝕速率的影響。結(jié)果表明，甲酸鈉對TP140鋼材腐蝕速率是甲酸鉀的2倍多，因?yàn)榧姿徕c中Cl元素含量（0.619%）大于甲酸鉀（0.024 3%）；由于生產(chǎn)工藝不同，甲酸鉀A中S元素含量（0.18%）大于甲酸鉀B（0.047 7%）與C（0.04 6%），因而前者的腐蝕速率遠(yuǎn)高于后2者；酸性條件下甲酸鹽對鋼材腐蝕程度較為嚴(yán)重，現(xiàn)場應(yīng)用的甲酸鹽鹽水需使用碳酸鈉/碳酸氫鈉或碳酸鉀/碳酸氫鉀進(jìn)行緩沖；TP140在甲酸鉀鹽水中的腐蝕速率是BG13Cr、JFE13Cr中腐蝕速率的20倍，表明甲酸鉀對不銹鋼的腐蝕速率遠(yuǎn)低于對碳鋼的腐蝕速率；因?yàn)楦邼舛鹊腍COO-離子才對鋼材腐蝕有一定保護(hù)作用，所以TP140鋼材在1.20 g/cm3甲酸鉀鹽水中的腐蝕速率是1.40～1.57 g/cm3甲酸鉀鹽水的2倍多，因此在使用低密度甲酸鹽體系時(shí)需加入緩蝕劑。上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果為石油鉆完井過程中使用甲酸鹽水時(shí)的防腐工作提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

甲酸鹽鉆井液；腐蝕速率；套管；油管

0 引言

甲酸鹽溶液能夠與碳鋼和低合金鋼相容[1]。甲酸鹽的下列特點(diǎn)使其比石油工業(yè)中所用的其他鹽水具有更低的腐蝕性：①不含鹵化物，避免了在鹵化物鹽水中發(fā)生的諸如點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕開裂等局部腐蝕；②抗氧化性，甲酸根離子是石油工業(yè)界使用的天然抗氧化劑或自由基清除劑，避免了鋼材在氧化性溶液中的腐蝕；③堿性，甲酸鹽溶于水時(shí)具有較高的pH值（8～10），管材在高pH值條件不易發(fā)生腐蝕；④與碳酸鹽類pH值緩沖劑相容，緩沖劑不僅能使鹽水的pH值維持在安全的堿性范圍內(nèi)，同時(shí)也促使金屬鈍化[2-3]。

塔里木油田在高溫高壓井中，使用高密度的甲酸鹽水作為套管保護(hù)液，套管保護(hù)液充填在封隔器以上套管和油管環(huán)形空間中，故又稱封隔液。甲酸鹽水套管保護(hù)液在高溫高壓環(huán)境下，長期停留在套管和油管環(huán)形空間內(nèi)，要求熱穩(wěn)性好，還必須對套管與油管具有比較低的腐蝕性。本文研究甲酸鹽對鉆完井用套管/油管腐蝕速率的評價(jià)方法，并用其評價(jià)了不同甲酸鹽產(chǎn)品及套管保護(hù)液中其它添加劑對高溫高壓井使用的套管和油管腐蝕性能的影響，為制訂套管保護(hù)液所使用的甲酸鹽水質(zhì)量要求提供依據(jù)。

1 甲酸鹽腐蝕速率評價(jià)方法探討

為了制訂套管保護(hù)液所使用的甲酸鹽水質(zhì)量要求，必須先制訂甲酸鹽對石油鉆完井用套管/油管腐蝕速率的評價(jià)方法。目前中國還沒有正式的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)與行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。為此，對國內(nèi)外已有的石油鉆完井用套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法進(jìn)行調(diào)研與分析，在此基礎(chǔ)上通過大量實(shí)驗(yàn)，借鑒金屬腐蝕速率評價(jià)方法，提出以下甲酸鹽對石油鉆完井用套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法，與大家探討。

2 實(shí)驗(yàn)儀器、試劑及材料

2.1 主要儀器和試劑

溫度為0～300 ℃、壓力為30 MPa、控溫精度為±1℃、釜的基體材質(zhì)為鎳基合金的高溫高壓釜；感應(yīng)量為0.1 mg電子天平：精度為0.02 mm的游標(biāo)卡尺；放大倍數(shù)5～10倍、10～30倍、50～500倍、帶微調(diào)旋鈕（1分度=0.001 mm）的金相顯微鏡等。

沸程為60～90 ℃石油醚；丙酮，無水乙醇，六亞甲基四胺，密度為1.19 g/cm3鹽酸，分析純；純度≥99.99%高純氮?dú)猓慌c現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用的油管、套管材質(zhì)相同的試片等。

2.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用失重法測量金屬掛片腐蝕速率。

2.2.1試片的準(zhǔn)備

測試試片取自現(xiàn)場實(shí)際所用的油管或套管，沿管體軸向截?。辉嚻男螤畈捎瞄L片狀試樣，尺寸為50 mm×10 mm×3 mm。在一端距邊線4 mm處鉆一直徑為6 mm的小孔；試樣最終的表面光潔度應(yīng)為0.81 μm或更??；為避免產(chǎn)生縫隙腐蝕和腐蝕集中，試片標(biāo)記采用電加工或其它不涉及冷加工的方式。

2.2.2實(shí)驗(yàn)條件

1）實(shí)驗(yàn)溫度：100、120、140、160、180 ℃。

2）實(shí)驗(yàn)周期應(yīng)按現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用的油/套管材質(zhì)確定，碳鋼材質(zhì)實(shí)驗(yàn)周期為30 d，不銹鋼材質(zhì)實(shí)驗(yàn)周期為60 d。

3）實(shí)驗(yàn)的壓力為10 MPa。

2.2.3實(shí)驗(yàn)步驟注意事項(xiàng)

每組實(shí)驗(yàn)做3個(gè)平行樣；試片不應(yīng)與其它試片、夾具、試樣架和釜體有任何形式的電連接。試片與試片之間、試片與釜體內(nèi)壁之間的距離應(yīng)不小于3.0 cm；根據(jù)1 cm2試片表面積的實(shí)驗(yàn)溶液用量不小于30 cm3，高溫高壓釜中試片上端距液面應(yīng)在3 cm以上，以保證試片全部表面與液相接觸；用高純氮?dú)獬パ鯕?，除氧時(shí)間不應(yīng)少于2 h；用高純氮?dú)鈱Ωw加入1.5～2 MPa低壓，升溫至實(shí)驗(yàn)溫度（溫度誤差±1 ℃），并記錄升溫時(shí)間，作為實(shí)驗(yàn)開始的時(shí)間點(diǎn)；通入高純氮?dú)庵翆?shí)驗(yàn)所需總壓；實(shí)驗(yàn)周期內(nèi)應(yīng)保持恒溫恒壓，到達(dá)設(shè)定的實(shí)驗(yàn)時(shí)間時(shí)，作為實(shí)驗(yàn)結(jié)束的時(shí)間點(diǎn)。

2.2.4實(shí)驗(yàn)后試樣處理

1）試片處理。將試片立即用蒸餾水沖洗，去除試樣表面的實(shí)驗(yàn)溶液，再用濾紙擦干后，拍照記錄；然后將試片放入酸清洗液中清洗，酸清洗液的配制和使用如表1所示。宜用非金屬鑷子夾少量脫脂棉輕拭試片表面，或使用超聲波清洗機(jī)進(jìn)行清洗[4]。

表1 酸清洗液的配制及使用方法

2）從清洗液中取出試片，用自來水沖去表面殘酸，再放入5%～10%的氫氧化鈉溶液中10～30 min，中和多余的酸，然后再用自來水沖去表面殘堿，最后放入無水乙醇中浸泡約5 min，清洗脫水2次。

3）取出試片放在濾紙上，用冷風(fēng)吹干，干燥時(shí)間不少于30 min，貯于干燥器中待用，放置1 h后稱量，精確到0.1 mg。

4） 依照公式 （1）計(jì)算套管/油管的均勻腐蝕速率。

式中：Va為年腐蝕速率，mm/a；C為按1年365 d計(jì)算的換算因子，其值為8.76×104；W0為金屬試片腐蝕前的重量，g；W為金屬試片腐蝕后的重量，g；ρ為金屬材料的密度，g/cm3；A為金屬試片的表面積，cm2；t為腐蝕實(shí)驗(yàn)時(shí)間，h。

5）結(jié)果評定。觀察并記錄清洗過的試片表面的腐蝕狀況，若試片表面有點(diǎn)蝕，先目測或用低倍放大鏡確定其蝕坑的大小和分布，再用金相顯微鏡（50～500倍）進(jìn)行更細(xì)致地觀察，測量并記錄最大點(diǎn)蝕坑深度[5]，評價(jià)試片的腐蝕程度[6]，結(jié)果如表2所示。

表2 NACE標(biāo)準(zhǔn)RP-0775—2005對腐蝕程度的規(guī)定

3 甲酸鹽對套管/油管腐蝕速率影響因素的探討

3.1 腐蝕實(shí)驗(yàn)儀器

腐蝕實(shí)驗(yàn)儀器為湖北創(chuàng)聯(lián)石油科技有限公司生產(chǎn)的CGF-Ⅱ高溫高壓靜態(tài)腐蝕儀（見圖1）。實(shí)驗(yàn)主要技術(shù)參數(shù)如下：工作壓力為10.0 MPa，工作溫度為0～250 ℃，掛片數(shù)量為3片/次；釜體體積為2.5 L。

圖1 CGF-Ⅱ高溫高壓靜態(tài)腐蝕儀

采用塔里木油田高溫高壓井上使用的TP140鋼材套管與BG13Cr、JFE13Cr兩種鋼材油管加工成腐蝕速率實(shí)驗(yàn)試片。

3.2 甲酸鹽對套管/油管腐蝕速率的影響因素

在鉆井液與完井液中常用的甲酸鹽有甲酸鈉、甲酸鉀、甲酸銫。但由于甲酸銫主要由卡博特特種液體公司提供，價(jià)格昂貴，因此主要針對國內(nèi)常用的甲酸鈉、甲酸鉀開展腐蝕速率影響因素的研究。

3.2.1甲酸鹽種類

為了對比甲酸鹽品種對鋼材腐蝕速率影響，采用甲酸鉀B、甲酸鈉B進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。2者均取自中國B生產(chǎn)廠家，采用合成法制成，所用甲酸鹽水選取近飽和密度。甲酸鉀B、甲酸鈉B對TP140鋼材腐蝕性能宏觀外貌圖見圖2、腐蝕速率數(shù)據(jù)見表3。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：

1）甲酸鈉B、甲酸鉀B中掛片表面均無局部腐蝕坑，依據(jù)NACE標(biāo)準(zhǔn)RP-0775—2005判定，TP140鋼材在甲酸鉀、甲酸鈉鹽水中為中度腐蝕。

2）甲酸鈉對TP140鋼材腐蝕速率是甲酸鉀的2倍多，其根本原因是甲酸鹽水中甲酸濃度的影響。近飽和甲酸鉀水溶液的甲酸濃度遠(yuǎn)高于甲酸鈉，近飽和甲酸鹽水所含自由水較低，高濃度的HCOO-離子對鋼材的腐蝕起保護(hù)作用；另一原因是，甲酸鈉中Cl含量過高，常見的對金屬腐蝕有影響的元素為Cl、S、P等，實(shí)驗(yàn)所用的甲酸鈉中Cl元素含量高達(dá)0.619%，而甲酸鉀中Cl元素含量僅為0.024 1%，詳見表4。

圖2 TP140鋼材在甲酸鈉（左）/甲酸鉀鹽水（右）浸泡后宏觀腐蝕形貌

表3 TP140鋼材在甲酸鈉/甲酸鉀鹽水中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

表4 甲酸鹽元素含量（%）

3.2.2甲酸鹽生產(chǎn)工藝對腐蝕速率的影響

國內(nèi)外甲酸鈉生產(chǎn)工藝主要有CO合成法、季戊四醇副產(chǎn)法、新戊二醇副產(chǎn)法、三羥甲基丙烷制法等，甲酸鉀生產(chǎn)工藝主要有CO合成法、甲酸法等[7-8]。采用CO合成法，制成的甲酸鹽最大特點(diǎn)是純度較高。中國A、B、C三種廠家生產(chǎn)的甲酸鉀，均為CO合成法制成，但所采用的CO來源不同，A廠是采用黃磷尾氣的CO，而B與C廠是采用合成的CO。3個(gè)廠所生產(chǎn)的甲酸鉀鹽對TP140鋼材腐蝕性能實(shí)驗(yàn)結(jié)束后的宏觀外貌圖見圖3，腐蝕速率數(shù)據(jù)見表5。

圖3 TP140鋼材在3種甲酸鉀溶液浸泡后宏觀腐蝕形貌

表5 TP140鋼材在不同密度甲酸鉀鹽水中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①甲酸鉀A、B、C中掛片表面均無局部腐蝕坑，②甲酸鉀A的腐蝕速率是甲酸鉀B的2.6倍，是甲酸鉀C的4倍。雖然甲酸鉀A、B、C均是采用CO合成法制成，但采用不同純度CO合成的甲酸鉀對鋼材腐蝕速率影響不同。③甲酸鉀A、B、C都含有常見的對金屬腐蝕有影響的元素Cl、S、P等，甲酸鉀A中S元素含量高達(dá)0.18%，而甲酸鉀B與C中S元素含量分別為0.047 7%與0.046%，遠(yuǎn)低于甲酸鉀A中S元素含量。因而甲酸鉀A對TP140鋼材腐蝕速率遠(yuǎn)高于甲酸鉀B與C。甲酸鹽元素含量分析見表6。

表6 3種甲酸鉀元素含量分析

3.2.3甲酸鹽水的pH值對腐蝕速率的影響

近飽和密度甲酸鹽水pH值一般為9～10左右，為了對比pH值對鋼材腐蝕速率的影響，采用檸檬酸將甲酸鹽水pH值調(diào)至6，采用NaON或KOH將甲酸鹽水pH提高至強(qiáng)堿性12。不同pH值甲酸鉀B對TP140鋼材腐蝕后宏觀外貌圖見圖4，腐蝕速率數(shù)據(jù)見表7。

圖4 TP140鋼材在甲酸鉀溶液中浸泡后的宏觀腐蝕形貌

表7 TP140鋼材在不同pH值甲酸鉀鹽水中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：TP140鋼掛片在弱酸性、堿性、強(qiáng)堿性的甲酸鉀B中表面均無局部腐蝕坑。但甲酸鉀鹽水pH值對TP140鋼材腐蝕速率影響差別較大，隨著pH值從6.0升高至12.0時(shí)，TP140鋼材腐蝕程度逐漸減輕，從極嚴(yán)重腐蝕變成輕度腐蝕，可見酸性條件下甲酸鹽對鋼材腐蝕程度較為嚴(yán)重。

3.2.4鋼材品種對腐蝕速率的影響

甲酸鹽水套管保護(hù)液在高溫高壓環(huán)境下，長期停留在套管和油管環(huán)形空間內(nèi)，甲酸鹽水對套管與油管具有一定腐蝕性，采用塔里木油田高溫高壓井所使用碳鋼TP140套管，國產(chǎn)G13Cr不銹鋼油管與國外JFE13Cr不銹鋼油管進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。甲酸鉀B對TP140、BG13Cr、JFE13Cr三種鋼材腐蝕后宏觀外貌圖見圖5、腐蝕速率數(shù)據(jù)見表8。

圖5 鋼材在甲酸鉀B溶液浸泡后的宏觀腐蝕形貌

表8 BG13Cr、JFE13Cr、TP140鋼材在甲酸鉀B溶液中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：碳鋼TP140、不銹鋼BG13Cr、JFE13Cr三種掛片表面均無局部腐蝕坑，TP140在甲酸鉀鹽水中為中度腐蝕，BG13Cr、JFE13Cr在甲酸鉀鹽水中為輕度腐蝕， TP140在甲酸鉀鹽水中的腐蝕速率是BG13Cr、JFE13Cr腐蝕速率的20倍，而BG13Cr、JFE13Cr腐蝕速率則幾乎相同。上述實(shí)驗(yàn)表明，甲酸鉀對不銹鋼的腐蝕速率遠(yuǎn)低于對碳鋼的腐蝕速率。

3.2.5甲酸鉀密度對腐蝕性能影響

用蒸餾水配制了低、中、高密度3種甲酸鉀鹽水，甲酸鉀B鹽水（不同密度）對TP140鋼材腐蝕后宏觀外貌圖見圖6、腐蝕速率數(shù)據(jù)見表9。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①TP140鋼材在密度為1.57、1.40、1.20 g/cm3甲酸鉀鹽水中均為中度腐蝕，表面均無局部腐蝕坑，但TP140鋼材在密度為1.40～1.57 g/cm3甲酸鉀鹽水中腐蝕表面仍然光亮如新，在密度為1.20 g/cm3甲酸鉀鹽水中腐蝕表面明顯出現(xiàn)許多銹跡。②TP140鋼材在密度為1.20 g/cm3甲酸鉀鹽水中的腐蝕速率是1.40～1.57 g/cm3甲酸鉀鹽水中腐蝕速率2倍多，這主要是由于低密度甲酸鹽水其羧酸根離子相對含量較低，而高濃度的HCOO-離子對鋼材的腐蝕有一定保護(hù)作用。因此，為了減輕鋼材的腐蝕程度，盡量在高密度甲酸鹽水中使用，如使用低密度甲酸鹽水，必須加入緩蝕劑。

圖6 TP140鋼在不同密度甲酸鉀B鹽水浸泡后的腐蝕形貌

表9 TP140鋼材在不同密度甲酸鉀B鹽水中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

3.2.6緩沖劑對腐蝕性能影響

現(xiàn)場應(yīng)用的甲酸鹽溶液需要使用碳酸鈉/碳酸氫鈉或碳酸鉀/碳酸氫鉀進(jìn)行緩沖。加緩沖劑的主要目的就是提供一個(gè)堿性pH值環(huán)境，并防止當(dāng)酸或堿大量侵入鹽水時(shí)使pH值產(chǎn)生波動?？ú┨靥胤N液體有限公司推薦碳酸鉀與碳酸氫鉀的混合物加量為1.7%～3.4%。

緩沖劑的另一種重要作用是在鋼材表面形成高質(zhì)量的碳酸鹽保護(hù)膜[9]。在甲酸鹽緩沖溶液中存在如下化學(xué)平衡式：

H2CO3（aq）+HCOO-（aq）=HCOOH（aq）+HCO3-（aq）

眾所周知，碳酸和甲酸對碳鋼、低合金鋼和諸如13Cr鋼等部分耐腐蝕合金鋼在高溫下有腐蝕作用，腐蝕機(jī)理如下：

腐蝕生成的碳酸鐵在鋼的表面形成保護(hù)膜，或者形成四氧化三鐵保護(hù)膜（Fe3O4）。而碳酸鐵膜和四氧化三鐵膜對防止進(jìn)一步的腐蝕都是非常有效果的。

圖7與表10顯示了甲酸鉀鹽水添加緩沖劑前后腐蝕速率對比。

圖7 TP140鋼材在順通甲酸鉀B鹽水中浸泡后的腐蝕形貌

表10 TP140鋼材在不同密度順通甲酸鉀B鹽水中170 ℃、30 d條件下的均勻腐蝕速率

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：加有緩沖劑的掛片表面形成一層黑色的碳酸鐵保護(hù)膜，減輕了鋼材的進(jìn)一步腐蝕；緩沖劑能降低對鋼材的腐蝕程度，未加緩沖劑的甲酸鹽水對TP140鋼材腐蝕速率是加有緩沖劑的1倍多。

4 結(jié)論

1.制定了“甲酸鹽對石油鉆完井用的套管/油管腐蝕速率評價(jià)方法”，為編制甲酸鹽水質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)做準(zhǔn)備。

2.通過失重法測定甲酸鹽種類、甲酸鹽生產(chǎn)工藝、pH值、鋼材材質(zhì)、甲酸鹽水密度以及緩沖劑等因素對高溫高壓井所使用的油管、套管腐蝕速率的影響。

3.pH值對套管腐蝕速率影響較大，套管在弱酸性、堿性、強(qiáng)堿性甲酸鹽水中從極嚴(yán)重腐蝕逐漸變成輕度腐蝕，現(xiàn)場使用甲酸鹽水時(shí)應(yīng)該合理控制pH值為9～12。

4.甲酸鹽水的密度是影響套管腐蝕速率另一主要因素，套管/油管在密度1.20 g/cm3甲酸鉀鹽水中腐蝕速率是密度1.50 g/cm3甲酸鉀鹽水中腐蝕速率近2倍，現(xiàn)場使用密度不低于1.50 g/cm3的甲酸鉀鹽水時(shí)可以不加緩蝕劑，但在低密度甲酸鉀鹽水中使用，必須加入緩蝕劑。

5.現(xiàn)場使用甲酸鹽溶液時(shí)，加入1.7%～3.4%碳酸鹽/碳酸氫鹽緩沖劑是必要的，緩沖劑能降低甲酸鹽對鋼材的腐蝕速率。

6.不同工藝生產(chǎn)的甲酸鹽對套管腐蝕程度相差較大，利用含黃磷尾氣的CO合成法制成的甲酸鹽中所含Cl、S、P等元素比純CO合成法制成的甲酸鹽含量高，套管/油管腐蝕速率隨甲酸鹽中Cl、S、P等元素含量增加而增大，因此必須控制甲酸鹽中Cl、S、P等元素含量。

7.TP140碳鋼在甲酸鹽中腐蝕速率為0.040 6 mm/a， BG13Cr、JFE13Cr等不銹鋼在甲酸鹽水中腐蝕速率為0.002 mm/a，前者腐蝕速率比后者高出近20倍。

[1]HOWARD，SIV.Formate brines-compatibility with metals[J].Report December，2006.

[2] LETH-OLSEN H. CO2corrosion of steel in formate brines for well applications[C]//CORROSION 2004. NACE International，2004.

[3] LETH-OLSEN H. CO2corrosion in bromide and formate well completion brines[C]//SPE international symposium on oilfield corrosion，Society of Petroleum Engineers，2005.

[4]朱世東，尹成先，白真權(quán)，等. 有機(jī)鹽鉆井完井液對套管油管鋼腐蝕速率的影響[J]. 鉆井液與完井液. 2008，25（6）：62-64. ZHU Shidong，YIN Chengxian，BAI Zhenquan，et al.The effect of organic salt drill-in fluid on the corrosion rate of casing and tubing steels[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2008，25（6）：62-64.

[5]金屬和合金的腐蝕點(diǎn)蝕評定方法[S].GB/T 18590—2001. Corrosion of metals and alloys-evaluation of pitting corrosion[S].GB/T 18590—2001.

[6]RP0775 N S. Preparation, installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations[J].Houston，TX：NACE International， 2005.

[7]何茜.甲酸鉀市場及生產(chǎn)工藝淺析[J]. 廣州化工，2011，39（6）：191-193. HE Qian. Market and production technology of potassium formate[J].Guangzhou Chemical Industry，2011，39（6）：191-193.

[8]焦延濱. 甲酸鈉生產(chǎn)工藝及優(yōu)化[J]. 山東化工，2015，44（16）：160-163. JIAO Yanbing. Process and optimization of sodium formateproduction[J].Shandong Chemical Industry，2015，44（16）：160-163.

[9]劉菊泉，王洪福，盧思華，等. pH緩沖劑在酸性氣田甲酸鹽完井液中的應(yīng)用[J]. 河北能源職業(yè)技術(shù)學(xué)院學(xué)報(bào)，2012，45（2）：39-41. LIU Juquan，WANG Hongfu，LU Sihua，et al.The application of p h buffer in well completion fluid of formate brine in acid gas field[J].Journal of Hebei Energy Institute of Vocationand Technology，2012，45（2）：39-41.

Method of Evaluating Corrosion Rate of Formates to Casing and Tubing Strings and the Influencing Factors

YANG Xiangtong1, XIAO Weiwei2, LIU Hongtao1, XU Tongtai2, XIE Junfeng1, ZHANG Ruifang2
(1. Research Institute of Oil and Gas Engineering, Tarim Oilfield Division, Korla, Xinjiang 84100; 2. Beijing Shidahuyang Petroleum Scien-Tech Development Company Ltd.,beijing)

Standard method for evaluating the corrosion rate of formatesis not presently available. A method of evaluating the corrosion rate of formates to casing / tubing strings has been presented with an idea borrowed from the methods of evaluating the corrosion rate of metals. In laboratory experiment, metal coupon weight loss method and a CGF-II HTHP static corrosion tester were used to study the influencing factors such as the type of the formate, production technique, pH, steel material quality, density, and retarder etc. It has been found that using TP140 steel coupon, the corrosion rate of sodium formate was more than 2 times that of potassium formate, because the Cl content in sodium formate (0.619%) was greater than the Cl content in potassium formate (0.0243%). For potassium formate, different production processes resulted in different sulfur contents; potassium formate A contained 0.18% sulfur, far more than that of potassium formate B (0.0477%) and potassium formate C (0.046%), and thus, the corrosion rate of potassium formate A was much higher than that of the latter two. The corrosion of formate salts to steel is much severe under acidic conditions. Water solutions of formate salts taken from a well site needed to be buffered with sodium carbonate and sodium bicarbonateor potassium carbonate and potassium bicarbonate. The corrosion rate of TP140 steel in potassium formate solution was 20 times of the steel BG13Cr or JFE13Cr, indicating that potassium formate had lower corrosion rate to stainless steel than to carbon steel. Since high concentration of HCOO-is good for the protection of steel, the corrosion rate of TP140 steel in 1.20 g/cm3potassium formate solution was more than 2 times of the corrosion rate of TP140 in potassium formation solution of 1.40-1.57 g/cm3. Thus, corrosion inhibitors should be used when low density formate muds are used. Based on these experimental data, the use of corrosion inhibition measures can be justified when usingformate drilling fluids.

Formate drilling fluid; Corrosion rate; Casing; Tubing

TE254.4 TE89.07

A

1001-5620（2016）06-0051-07

2016-10-8；HGF=1701N1；編輯 王小娜）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.009

楊向同，高級工程師，1972年生，1996年畢業(yè)于原石油大學(xué)（華東），現(xiàn)在從事試油完井及儲層改造技術(shù)研究工作。電話（0996）2173762；E-mail：yangxt-tlm@petrochina.com.cn/103065477@qq.com。