渤海油田CO2腐蝕速率預(yù)測模型

彭龍，韓國慶，楊杰，LANDJOBO PAGOU ARNOLD

中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

*通信作者, hanguoqing@163.com

0 引言

在油田生產(chǎn)過程中，二氧化碳腐蝕問題一直是石油天然氣開發(fā)中面臨的重要難題。干CO2本不具有腐蝕性，但溶于水后，對金屬鋼材有很強(qiáng)的腐蝕性。在我國，塔里木、四川、華北、長慶、南海、東海及渤海等油氣田都含有大量的CO2，使得井下生產(chǎn)設(shè)備和地面管輸設(shè)備都面臨二氧化碳腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)[1]。

關(guān) 于CO2腐 蝕 機(jī) 理，De Waard和Milliams[2]、Davies et al[3]對腐蝕陽極反應(yīng)過程和陰極反應(yīng)過程進(jìn)行了不同的假設(shè)。陰極反應(yīng)主要涉及到H+、H2CO3和HCO3-的還原；陽極反應(yīng)過程缺乏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對中間產(chǎn)物進(jìn)行證明。Videm和Dugstad[4]認(rèn)為在CO2腐蝕的過程中，鋼材的腐蝕速率主要取決于陰極過程。Nesic et al[5]提出：實(shí)驗(yàn)碳鋼在高轉(zhuǎn)速下，當(dāng)溶液pH＜4，陰極反應(yīng)以H+的還原為主；當(dāng)溶液pH＞5，陰極反應(yīng)主要以H2O的還原為主。實(shí)驗(yàn)碳鋼在低轉(zhuǎn)速下，當(dāng)溶液pH＜4，陰極反應(yīng)以H+和H2CO3的還原為主；當(dāng)溶液4＜pH＜6，陰極反應(yīng)以H2CO3的還原為主。Linter和Burstein[6]實(shí)驗(yàn)表明，CO2腐蝕陰極反應(yīng)中，H+和H2O的還原比較明顯，而H2CO3不是產(chǎn)生H2的控制因素。王準(zhǔn)章[7]對超臨界CO2環(huán)境下不銹鋼電偶腐蝕及緩蝕機(jī)理進(jìn)行研究，并著重探討超臨界CO2環(huán)境下的腐蝕，以及碳鋼與不銹鋼之間的電偶腐蝕問題。盡管CO2腐蝕的陽極反應(yīng)和陰極反應(yīng)存在一定的爭議，但CO2腐蝕總反應(yīng)方程式可以概括為：Fe+H2O→FeCO3+H2。

國際上關(guān)于CO2腐蝕速率預(yù)測模型主要可分為3類，即經(jīng)驗(yàn)型預(yù)測模型、半經(jīng)驗(yàn)型預(yù)測模型和機(jī)理型預(yù)測模型[8-10]。機(jī)理模型利用經(jīng)典動力公式求解腐蝕速率，其物理意義明確，易修正預(yù)測模型的缺陷。Nesic模型[11-12]是比較著名的機(jī)理模型，Nesic模型CO2腐蝕主要包括：鋼材表面電化學(xué)反應(yīng)模型、產(chǎn)生腐蝕產(chǎn)物膜的腐蝕預(yù)測模型、FeCO3產(chǎn)物膜特征和形成機(jī)理、腐蝕動力學(xué)生長模型等。Tulsa模型由Shadly et al[1]提出，該模型對CO2腐蝕過程中的電化學(xué)反應(yīng)和傳質(zhì)過程進(jìn)行建模，預(yù)測管線的CO2內(nèi)腐蝕和沖刷腐蝕。Mclaury et al[1]于2002年提出新版本Tulsa模型，考慮流速和流體性質(zhì)對單項(xiàng)模型的影響。經(jīng)驗(yàn)預(yù)測模型以實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和現(xiàn)場數(shù)據(jù)為依據(jù)總結(jié)的預(yù)測模型，這類模型對腐蝕過程中化學(xué)反應(yīng)、電化學(xué)反應(yīng)以及介質(zhì)傳輸過程等機(jī)理考慮較少，模型一般與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合度較高。Norsok M-506[13]模型，也稱NO模型。NO經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ鸵缘蜏貙?shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和高溫現(xiàn)場數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)提出，該模型用來預(yù)測管材全面腐蝕速率，對點(diǎn)蝕、臺地腐蝕等局部腐蝕速率預(yù)測結(jié)果偏低。Jepson[14]通過對介質(zhì)傳輸?shù)乃瘜W(xué)、電化學(xué)以及反應(yīng)動力學(xué)的研究提出Ohio模型。Ohio模型對pH值變化較敏感，當(dāng)pH＞5時(shí)預(yù)測的腐蝕速率偏低。CorrOcean公司提出Corpos[15-17]模型(CP模型)，CP模型在Norsok模型基礎(chǔ)上考慮了管內(nèi)溶液影響。該模型利用Norsok模型預(yù)測沿管線各處腐蝕速率，最后得出沿管線的腐蝕速率變化圖。半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ褪歉鶕?jù)腐蝕過程的化學(xué)、電化學(xué)反應(yīng)、動力學(xué)過程及介質(zhì)的傳輸過程，利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和現(xiàn)場數(shù)據(jù)建立的相關(guān)模型。De Waard和Milliams[2]于1975年提出DWM模型，稱為DW75。該模型考慮溫度和CO2分壓，預(yù)測結(jié)果比實(shí)際結(jié)果偏大。1991年，De Waard對腐蝕產(chǎn)物膜、pH值、Fe2+的因素進(jìn)行研究，提出DW91[18]模型，減小預(yù)測結(jié)果偏差。1993年，De Waard考慮介質(zhì)流速對腐蝕速率的影響，提出DW93[19]模型。直到1995年，De Waard進(jìn)一步考慮介質(zhì)傳輸過程、材料化學(xué)組分及微觀結(jié)構(gòu)，建立DW95[20]模型。在低溫條件下，DW95模型預(yù)測結(jié)果和大部分實(shí)際數(shù)據(jù)相吻合。Interech公司提出ECE模型[21]，ECE模型考慮有機(jī)酸和H2S的影響，該模型的預(yù)測結(jié)果對pH值并不敏感。BP公司提出BP模型[22]，BP模型能夠預(yù)測高溫下CO2腐蝕情況。InterCorr International公司沿用DW模型基礎(chǔ)部分配合其他修正因子提出Predict模型[23]。Predict模型中pH值對預(yù)測結(jié)果有很大影響，當(dāng)pH值＞4.5時(shí)預(yù)測的腐蝕速率偏低。近年來，李風(fēng)等[24]對CO2驅(qū)采輸構(gòu)件腐蝕模型進(jìn)行研究，認(rèn)為采輸部件模型只能進(jìn)行預(yù)估無法實(shí)現(xiàn)壽命的整體過程性評價(jià)。龔智力等[25]研究天然氣管線鋼二氧化碳腐蝕速率預(yù)測模型，將廣義機(jī)理模型應(yīng)用到天然氣管線鋼二氧化碳腐蝕過程中。

這些模型的建立基于不同機(jī)理，并考慮不同因素，因此各個(gè)模型只能適用于特定的環(huán)境，尤其是流動介質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物膜和原油三者的影響使得腐蝕機(jī)理異常復(fù)雜，要建立準(zhǔn)確并統(tǒng)一的預(yù)測模型相對較為困難，所以我們只能建立更適合于某一特定環(huán)境下的CO2腐蝕預(yù)測模型。機(jī)理模型求解腐蝕速率往往與實(shí)際油田偏差較大，經(jīng)驗(yàn)預(yù)測模型一般與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合度較高，但是對化學(xué)反應(yīng)、電化學(xué)反應(yīng)以及介質(zhì)傳輸過程等機(jī)理考慮少，故也不太適用于某一特定油田。半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭蠨WM模型僅考慮溫度和CO2分壓影響，該模型中并未考慮腐蝕產(chǎn)物膜的影響，所以其預(yù)測結(jié)果誤差較大。DW95模型只能在低溫條件下與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合，但低溫條件下CO2腐蝕速率較低。ECE模型在預(yù)測不同pH條件下的腐蝕速率存在較大誤差，BP模型僅能在高溫條件下比較準(zhǔn)確地預(yù)測CO2腐蝕速率。Predict模型在不同pH條件下預(yù)測腐蝕速率有很大缺陷。在計(jì)算渤海油田區(qū)域CO2腐蝕速率時(shí)，除了要考慮溫度、CO2分壓、腐蝕產(chǎn)物膜、流速和pH值的影響，還要考慮到其所處特定的海上環(huán)境。針對當(dāng)前渤海油田沒有適用的CO2腐蝕速率預(yù)測模型問題，本文充分考慮這些經(jīng)典模型形成機(jī)理和影響因素，結(jié)合渤海油田現(xiàn)場腐蝕數(shù)據(jù)以及實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，建立適用于渤海油田的CO2腐蝕速率預(yù)測模型。

1 渤海油田CO2腐蝕速率預(yù)測模型建立

綜合對比上述幾種模型特點(diǎn)，結(jié)合渤海油田實(shí)際地質(zhì)條件和油藏物性資料?？紤]到機(jī)理模型的純理論推導(dǎo)和渤海油田實(shí)際情況相差較大，經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ陀诌^于依賴各油田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，因此在研究渤海油田現(xiàn)場CO2腐蝕時(shí)，采用半經(jīng)驗(yàn)半機(jī)理研究模型作為基礎(chǔ)模型。在眾多半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭?，選擇了應(yīng)用最廣泛的DWM模型[2]，DWM模型考慮CO2腐蝕最主要的兩個(gè)因素，溫度和CO2分壓。改進(jìn)的DW模型，同時(shí)考慮到pH值、腐蝕產(chǎn)物膜和材料特性的影響，因此能較好地反映整個(gè)CO2腐蝕過程，結(jié)合渤海油田現(xiàn)場腐蝕數(shù)據(jù)以及實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，建立適用于渤海油田的CO2腐蝕速率預(yù)測模型。DWM模型計(jì)算CO2腐蝕速率如(1)式所示。

其中，Vcorr為腐蝕速率，mm/a；t為溫度，℃；pCO2為CO2分壓，MPa。

渤海油田目前采用N80、1Cr、3Cr、13Cr的油套管鋼材，經(jīng)典DWM模型僅考慮了溫度和CO2分壓，而沒有考慮pH值、腐蝕產(chǎn)物膜、流速以及渤海油田所處腐蝕環(huán)境的影響，導(dǎo)致誤差非常大，因此需要對DWM模型進(jìn)行修正。

改進(jìn)的De Warrd腐蝕速率方程[19-20]

其中，C1、C2、C3、C4根據(jù)材料變化而變化。

為了便于計(jì)算，利用多元線性回歸方法，結(jié)合渤海油田溫度、CO2分壓、流速等腐蝕參數(shù)和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，蔡利華等[26]給出渤海油田CO2腐蝕模型，也稱為海油模型：

(1)N80腐蝕速率預(yù)測模型

(2)1Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(3)3Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(4)13Cr腐蝕速率預(yù)測模型

其中，Vcorr為腐蝕速率，mm/a；T為絕對溫度，K。

實(shí)際上，在CO2腐蝕反應(yīng)過程中，會形成腐蝕產(chǎn)物膜，腐蝕產(chǎn)物膜對CO2腐蝕速率有一定的抑制作用。海油模型沒有考慮腐蝕產(chǎn)物膜的影響，造成其預(yù)測結(jié)果誤差較大。針對產(chǎn)物膜對腐蝕速率的影響問題，引入腐蝕產(chǎn)物膜的影響系數(shù)計(jì)算式，采用DW91[18]模型提出的腐蝕產(chǎn)物膜影響系數(shù)：

其中：Tscale為產(chǎn)生具有保護(hù)性腐蝕產(chǎn)物膜的溫度，K；fscale為腐蝕產(chǎn)物膜影響系數(shù)；fCO2為CO2腐蝕逸度。

考慮到本文所建模型沒有體現(xiàn)流速對CO2腐蝕速率的影響及渤海油田區(qū)域腐蝕環(huán)境中礦化度對CO2腐蝕速率的影響，導(dǎo)致模型計(jì)算值和現(xiàn)場實(shí)際數(shù)據(jù)會有一定偏差，引入CO2腐蝕速率修正因子x，得出不同管材CO2腐蝕速率計(jì)算模型為：

(1)N80腐蝕速率預(yù)測模型

(2)1Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(3)3Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(4)13Cr腐蝕速率預(yù)測模型

2 渤海油田CO2腐蝕實(shí)驗(yàn)

為了驗(yàn)證所建模型的適用性，開展CO2腐蝕實(shí)驗(yàn)，對實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比分析。

2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

Cortest哈氏合金高溫高壓腐蝕評價(jià)釜能有效模擬油田現(xiàn)場高溫高壓腐蝕環(huán)境，評價(jià)材質(zhì)在現(xiàn)場工況條件下的腐蝕情況。評價(jià)釜最大操作溫度可達(dá)350 ℃，最大操作壓力可達(dá)35 MPa，安全系數(shù)高，耐腐蝕性強(qiáng)。實(shí)驗(yàn)時(shí)試片表面的點(diǎn)蝕或其他局部腐蝕測量，可以利用點(diǎn)腐蝕測深儀進(jìn)行觀察，點(diǎn)腐蝕測深儀精度較高，達(dá)到0.01 mm。顯微鏡可觀測實(shí)驗(yàn)過程是否有點(diǎn)蝕。

實(shí)驗(yàn)參照《JB/T7901-1999金屬材料實(shí)驗(yàn)室均勻腐蝕全浸試驗(yàn)方法》[27]開展，試片尺寸為40 mm×13.1 mm×2.1 mm，各腐蝕試片的尺寸和表面處理狀態(tài)一致，本次實(shí)驗(yàn)材質(zhì)主要有N80、1Cr-L80、3Cr-L80、13Cr-L80、N80(帶樹脂涂層)等，與現(xiàn)場井口裝置材質(zhì)相同。整個(gè)實(shí)驗(yàn)的流程及相關(guān)實(shí)驗(yàn)設(shè)備如圖1所示。

2.2 實(shí)驗(yàn)過程

實(shí)驗(yàn)前試片先用濾紙擦凈，然后放入沸程為60～90 ℃的石油醚中，用脫脂棉除去試片表面油脂。將試片放入無水乙醇中浸泡約5 min，進(jìn)一步脫脂和脫水；取出試片放在濾紙上，用冷風(fēng)吹干后再用濾紙將試片包好，貯于干燥器；放置4 h后再測量尺寸和稱量，精確至0.l mg。

按實(shí)驗(yàn)要求配置2.1 L實(shí)驗(yàn)?zāi)M水，按照0.5%的質(zhì)量比加入起泡劑；將模擬水加入釜內(nèi)；將密封圈用四氟膠帶纏一圈放于釜上，坡面朝下。將實(shí)驗(yàn)用試片掛在特定試片支架上，將試片支架與釜蓋連接；安裝釜蓋/攪拌器裝置。按照指定的轉(zhuǎn)矩安裝剩下的螺栓，打開顯示器開關(guān)，接通釜體電源。用N2氣對高壓釜除氧，抽真空至-0.097 MPa，抽真空時(shí)間10 min。設(shè)定實(shí)驗(yàn)溫度、開啟溫度、報(bào)警壓力、轉(zhuǎn)速。溫度升至設(shè)定溫度(30、45、60、85、100或120 ℃)后，從CO2氣瓶通過流量計(jì)量實(shí)驗(yàn)所需CO2體積(根據(jù)CO2分壓0.11 MPa或0.38 MPa換算)，通過釜內(nèi)真空負(fù)壓吸入高壓釜。利用壓縮空氣氣瓶打入相應(yīng)的O2分壓(0.26 MPa或0.67 MPa)，之后用氮?dú)?純度為99.99%)補(bǔ)壓至實(shí)驗(yàn)總壓(15.5 MPa、32 MPa或23 MPa)。根據(jù)實(shí)驗(yàn)流速條件設(shè)定相應(yīng)轉(zhuǎn)速(75 r/min或225 r/min)，連接循環(huán)水管線，開啟循環(huán)水泵。

腐蝕實(shí)驗(yàn)周期為7 d或15 d，實(shí)驗(yàn)結(jié)束后取出試片，觀察、記錄表面腐蝕狀態(tài)及腐蝕產(chǎn)物粘附情況后，立即用清水沖洗掉實(shí)驗(yàn)介質(zhì)，并用濾紙擦干。將試片放入酸清洗液中浸泡5 min，用鑷子夾少量脫脂棉輕拭試片表面的腐蝕產(chǎn)物。從清洗液中取出試片，用自來水沖去表面殘酸后，立即浸入氫氧化鈉溶液(60 g/L)中，30 s后用自來水沖洗試片，然后放入無水乙醇中浸泡約5 min，清洗脫水兩次。取出試片放在濾紙上，冷風(fēng)吹干，用濾紙將試片包好，貯于干燥器中，放置4 h后稱重，精確至0.l mg。觀察并記錄試片表面的腐蝕狀況，若有點(diǎn)蝕，記錄單位面積的點(diǎn)蝕個(gè)數(shù)，并用點(diǎn)蝕測深儀測量最深的點(diǎn)蝕深度。

圖1 高溫高壓腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig. 1 The schematic diagram of corrosion experiment equipment in high temperature and pressure

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)完畢后，試片均勻腐蝕速率和點(diǎn)蝕速率按下列公式計(jì)算：

其中，rcorr—均勻腐蝕速率，mm/a；m—實(shí)驗(yàn)前的試片質(zhì)量，g；mt—實(shí)驗(yàn)后的試片質(zhì)量，g；St—試片的總面積，cm2；ρ—試片材料的密度，g/cm3；t—實(shí)驗(yàn)時(shí)間，h

其中，rt—點(diǎn)蝕速率，mm/a；ht—實(shí)驗(yàn)后試片表面最深點(diǎn)蝕深度，mm；St—試片的總面積，cm2。

記錄不同實(shí)驗(yàn)條件不同管材CO2腐蝕速率，不同管材的實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

由二氧化碳腐蝕速率結(jié)果可得，不同實(shí)驗(yàn)條件下，隨溫度增高，4種管材的二氧化碳腐蝕速率都會變大；在同一實(shí)驗(yàn)條件下，N80管材的二氧化碳腐蝕速率最大，13Cr的二氧化碳腐蝕速率最小，總體二氧化碳腐蝕速率順序?yàn)镹80＞1Cr＞3Cr＞13Cr。

3 模型分析

3.1 模型可行性分析

根據(jù)不同油套管材腐蝕實(shí)驗(yàn)測點(diǎn)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，可得各組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)修正因子x的值。由于各組CO2腐蝕速率修正因子x的值相差不大，所以將其取平均，得出不同管材最終的CO2腐蝕速率修正因子x，如表2所示。

將不同套管材質(zhì)的CO2腐蝕速率修正因子代入本文所建模型得到：

(1)N80腐蝕速率預(yù)測模型

表1 不同管材二氧化碳腐蝕速率結(jié)果Table 1 The results of CO2 corrosion rate for different pipes

(2)1Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(3)3Cr腐蝕速率預(yù)測模型

(4)13Cr腐蝕速率預(yù)測模型

為了驗(yàn)證本文所建模型的準(zhǔn)確性，根據(jù)渤海油田地質(zhì)資料，將本文所建模型同DWM模型、ECE模型、BP模型等幾種常見模型進(jìn)行對比。分別在不同實(shí)驗(yàn)條件下，將本文模型、DWM模型、ECE模型、BP模型與CO2腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比，對比結(jié)果見表3。

表2 不同油套管材質(zhì)CO2腐蝕速率修正因子計(jì)算結(jié)果Table 2 The results of CO2 corrosion rate correction factor for different pipes

表3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果和本文所建模型、DWM、ECE、BP模型預(yù)測結(jié)果對比Table 3 The results contrast of experiments and different corrosion prediction models

圖2 DWM、ECE、BP模型預(yù)測腐蝕速率值與實(shí)驗(yàn)值對比(CO2分壓為0.11 MPa，轉(zhuǎn)速75 r/min)Fig. 2 The comparison chart of DWM、ECE、BP models with experiments(CO2 partial pressure 0.11 MPa, rotate speed 75 r/min)

圖3 本文所建模型預(yù)測腐蝕速率值與實(shí)驗(yàn)值對比(CO2分壓為0.11 MPa，轉(zhuǎn)速75 r/min)Fig. 3 The comparison chart of model built in this paper with experiments(CO2 partial pressure 0.11 MPa, rotate speed 75 r/min)

圖4 DWM、ECE、BP模型預(yù)測腐蝕速率值與實(shí)驗(yàn)值對比(CO2分壓為0.38 MPa，轉(zhuǎn)速225 r/min)Fig. 4 The comparison chart of DWM、ECE、BP models with experiments(CO2 partial pressure 0.38 MPa, rotate speed 225 r/min)

結(jié)果表明，DWM模型、ECE模型、BP模型沒有對腐蝕管材進(jìn)行區(qū)分，因此在不同實(shí)驗(yàn)條件均只有一個(gè)預(yù)測值，相比于DWM和BP模型，ECE模型預(yù)測值偏小。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，和N80碳鋼相比，1Cr、3Cr、13Cr鋼的耐腐蝕能力有所提高，13Cr抗CO2腐蝕能力最強(qiáng)，N80碳鋼抗CO2腐蝕能力最弱。本文所建模型總體上比較契合管材實(shí)驗(yàn)結(jié)果，但少量預(yù)測數(shù)據(jù)和實(shí)驗(yàn)結(jié)果相差較大。本文所建模型、DWM模型、ECE模型及BP模型在不同實(shí)驗(yàn)條件下的預(yù)測值和腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比情況分別見圖2～5。

由本文所建模型、DWM、ECE、BP模型預(yù)測值和腐蝕實(shí)驗(yàn)值對比圖可知，ECE模型預(yù)測值與腐蝕實(shí)驗(yàn)值偏差較小，DWM和BP模型在低溫情況下與實(shí)驗(yàn)值較接近，但在高溫條件下與實(shí)驗(yàn)結(jié)果偏差較大。渤海1Cr、1Cr、13Cr模型比較準(zhǔn)確，模型預(yù)測值和實(shí)驗(yàn)值誤差較小，渤海N80模型預(yù)測值與腐蝕結(jié)果偏差較大，最大絕對誤差為0.48 mm/a。圖6總結(jié)本文所建模型、DWM模型、ECE模型及BP模型對比于腐蝕實(shí)驗(yàn)值的相對誤差分布。

由圖6可知，BP模型相對誤差最大，相比于BP和DWM模型，ECE模型與實(shí)驗(yàn)值相對誤差較小。與DWM、ECE及BP模型相比，本文所建模型相對誤差最小，最契合于腐蝕實(shí)驗(yàn)值，本文所建模型準(zhǔn)確性較高。

圖5 本文所建模型預(yù)測腐蝕速率值與實(shí)驗(yàn)值對比(CO2分壓為0.38 MPa，轉(zhuǎn)速225 r/min)Fig. 5 The comparison chart of model built in this paper with experiments(CO2 partial pressure 0.38 MPa, rotate speed 225 r/min)

圖6 不同腐蝕預(yù)測模型相對誤差分布Fig. 6 Relative error distribution of different corrosion prediction models

在前人研究的基礎(chǔ)上，本文推導(dǎo)得出新的CO2腐蝕速率模型。新模型在考慮溫度和CO2分壓兩大關(guān)鍵要素的同時(shí)，充分考慮pH值、流速、渤海油田現(xiàn)場高溫高壓的腐蝕環(huán)境、礦化度等因素的影響，同時(shí)引入CO2腐蝕速率修正因子x，確保本文模型能較好契合于渤海油田的CO2實(shí)際腐蝕速率。本文模型針對4種不同管材N80，1Cr、3Cr,和13Cr分別建立不同的CO2腐蝕速率模型，相比于不分管材的單一CO2腐蝕速率模型，對不同管材腐蝕速率預(yù)測更精確，應(yīng)用效果更好。

圖7 不同管材井筒腐蝕速率分布預(yù)測圖版Fig. 7 Wellbore corrosion rate distribution prediction chart for different pipe

3.2 模型應(yīng)用分析

根據(jù)本文建立CO2腐蝕速率模型，結(jié)合渤海油田區(qū)域單井井深、溫度和壓力條件，可以預(yù)測井筒不同深度的CO2腐蝕速率。以渤海油田P井為例，P井位于渤海西部海域，常年最高溫度33.4 ℃，最低溫度-15.4 ℃，采出程度9.7%，綜合含水98.1%，圖7為P井井筒腐蝕速率分布預(yù)測圖版。由圖7可知，4種管材的CO2腐蝕速率均在井底最大，井底是發(fā)生CO2嚴(yán)重腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)井段。4種管材中，N80防腐效果最差，13Cr防腐效果最理想，因此推薦13Cr的油套管材進(jìn)行生產(chǎn)。根據(jù)井筒腐蝕速率分布預(yù)測圖版能夠優(yōu)選抗CO2腐蝕效果最佳的油套管材，降低CO2腐蝕速率，提高經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

(1)通過對比，總結(jié)其他CO2腐蝕模型的腐蝕機(jī)理、腐蝕形態(tài)和影響因素，結(jié)合渤海油田實(shí)際生產(chǎn)條件下的CO2腐蝕實(shí)驗(yàn)，引入CO2腐蝕速率修正因子，本文建立了更適合于渤海區(qū)域的4種管材的CO2腐蝕速率模型。相比于DWM、ECE、BP等模型，本文所建模型相對誤差最小，契合實(shí)驗(yàn)效果最佳，準(zhǔn)確性更高。

(2)腐蝕實(shí)驗(yàn)和本文所建模型預(yù)測結(jié)果都表明，N80抗CO2腐蝕能力最差，13Cr抗CO2腐蝕能力最強(qiáng)，4 種管材抗CO2腐蝕能力排名N80＜1Cr＜3Cr＜13Cr。

(3)井筒腐蝕速率分布預(yù)測圖版表明不同管材CO2腐蝕速率均在井底最大，井底是CO2嚴(yán)重腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)井段。根據(jù)井筒腐蝕速率分布預(yù)測圖版能優(yōu)選抗CO2腐蝕效果最佳的油套管材，延長油套管材使用年限，提高經(jīng)濟(jì)效益。