一種環氧涂層防腐油管的室內模擬工況評價與實際服役性能對比研究*

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(1.中國石油集團石油管工程技術研究院,石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗陜西 西安 710077；2. 沈陽龍昌管道檢測中心 遼寧 沈陽 110000)

一種環氧涂層防腐油管的室內模擬工況評價與實際服役性能對比研究*

朱麗娟1，田濤1，范曉東2，馮春1，王航1，路彩虹1，蔣龍1，袁軍濤1

(1.中國石油集團石油管工程技術研究院,石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗陜西 西安 710077；2. 沈陽龍昌管道檢測中心 遼寧 沈陽 110000)

通過室內模擬工況試驗和現場實際服役環境試驗，以及涂層的基本性能分析，對一種環氧涂層(HY01)油管室內模擬工況與實際服役環境適用性進行了對比研究，建立了該類型環氧涂層在注水工況環境中的失效機理模型。結果表明所研究的油管用HY01型涂層表面較為平整，不存在流淌等缺陷，涂層附著力良好，但涂層厚度不均，最薄處僅為86.8 μm。在90 ℃的高溫高壓模擬工況試驗中，HY01型涂層發生鼓泡?，F場試驗中，環境溫度約40 ℃的井下位置服役5年的HY01型涂層表面完好，未出現起泡、開裂和剝落現象；環境溫度約102 ℃的位置服役5年的HY01型涂層表面發生大面積起泡、開裂，甚至剝落；涂層嚴重老化，已失去防護性能。HY01型涂層失效的主要原因是高溫老化。

環氧涂層； 服役環境； 失效模型； 注水

0 引 言

在油田注水開發工況環境中，環境腐蝕是造成管柱失效的主要原因之一[1-4]。因此，油氣田企業對能提高注水管柱服役壽命、增加油氣井開發安全性的經濟型防腐涂/鍍層具有強烈的生產需求。典型的注水管防腐涂/鍍層有：環氧涂層、酚醛涂層和Ni-P、Ni-P-N、W-Ni等非晶鍍層。其中，環氧涂層因良好的性價比在油田注水開發領域得到了廣泛應用。

董玉華等[5]利用高溫高壓釜模擬某油田實際工況，并結合電化學阻抗譜(EIS)研究發現，與單純的NaCl溶液相比，溶液中含CO2會加速環氧涂層的失效過程，隨溫度升高，涂層加速失效。余輝等[6]研究發現，在CO2和H2S的相互作用下，環氧涂層發生失效，隨著溫度的升高，涂層防腐性能下降。孫曉華等[7]研究發現海水溫度升高會加速涂層防護性能的下降，加快基體的腐蝕。高瑾等[8]采用EIS與局部交流阻抗技術(LEIS)研究了深海環境用重防腐環氧涂層H44-61在深海模擬環境的腐蝕行為，研究表明壓力交變加快電解質溶液向涂層金屬界面擴散，加速涂層下金屬的腐蝕過程，降低涂層的防護性能。分析認為上述大量科研工作均基于實驗室模擬實際工況中的部分環境參數開展，而結合油田現場實際環境的對比研究尚未見報道。

針對上述問題，本研究工作，在室內模擬工況試驗的基礎上，結合現場試驗，對所研究環氧涂層HY01型涂層的防護性能進行綜合比對分析，在此基礎上建立了HY01型涂層的失效機理模型。上述研究結果不僅能為提高HY01型涂層的防腐性能提供理論指導，更為油田注水井用防腐涂層的選材及改性提供直接的數據基礎。

1 環氧涂層HY01型涂層的實驗室室內評價試驗及結果

目測觀察HY01型涂層的表面形貌；采用Elcometer 456涂層測厚儀測量HY01型涂層厚度；采用劃痕法分析HY01型涂層的附著力；室內模擬加速試驗在高溫高壓釜中進行；實際服役環境試驗在某油田現場的注水井中進行。且為防止小尺寸試樣邊界效應，以及小尺寸試驗制備與實際工業應用中全尺寸防腐HY01型涂層施工工藝差異對試驗結果產生影響，所有樣品均從全尺寸防腐油管上截取。

1.1 涂層外觀

HY01型涂層表面局部形貌如圖1所示。從圖1中可以看出，涂層表面較為平整、但僅存在輕微橘皮、未發現流淌等缺陷。研究表明，涂層表面不平整、存在橘皮、流淌等缺陷，將影響流體在管內的流動性，使注水系統摩擦阻力增加，引起水垢沉積，導致結垢[9,10]。管內結垢不僅會降低注水效率，還會引起垢下腐蝕。

圖1 HY01型涂層形貌

1.2 涂層厚度

取1 m長的管段，將管材沿圓周4等分，記為ABCD區，沿軸向10等分，記為1～10區，將管材外內壁共分成40個區域。采用Elcometer 456涂層測厚儀對該40個區域進行厚度檢測，檢測結果見表1。從表1中可以看出，HY01型涂層最小厚度僅為86.8 μm。研究表明，在一定的范圍內，涂層厚度增加，有利于提高涂層的防腐效果。涂層施工前，金屬基體要噴砂處理以提高涂層的附著力；噴砂處理的金屬基體表面不可避免地含有毛刺等缺陷；涂層厚度太薄，基體金屬表面含毛刺區域涂層的有效防護厚度將遠低于平均值，部分毛刺甚至將直接裸露在涂層表面，成為H2O、Cl-等腐蝕介質的快速擴散通道(圖2)；另外涂層厚度太薄，加之涂層中不可避免含針孔等本征缺陷，大大縮短了阻止H2O、Cl-等腐蝕介質擴散的有效路徑，從而降低涂層抗介質滲透能力，如圖2所示。楊立紅等研究表明，通過增加涂裝道數來改變涂層厚度，可以降低涂層的微觀缺陷面積，從而有效提高涂層的抗介質滲透能力，對金屬基體起到良好的防護作用[11]。因此，該HY01型涂層的施工工藝還有待改進，例如，通過增加涂裝道數以適當增加HY01型涂層厚度。

表1 環氧涂層HYO1厚度檢測結果 μm

圖2 涂層/金屬基體結構示意圖

1.3 涂層附著力

參考SY/T 6717—2008標準(油管和套管內涂層技術條件)，采用刀刃鋒利的刀尖在HY01型涂層油管長度方向上平行切割出兩道切痕，間距2～3 mm，每道長約20～30 mm。在油管表面測試HY01型涂層的附著力，切痕穿透涂層達金屬基底后，用尖刀從切痕部位挑起涂層。切痕周圍的涂層外觀如圖2中箭頭所示，從圖中可以看出，HY01型涂層不能從油管基體上挑起涂層，只有刀痕部位能看到金屬基體，達到SY/T 6717—2008標準中附著力A級的要求。研究結果表面，在常溫常壓的狀態下，HY01型涂層附著力良好。

圖2 HY01型涂層結合力測試結果

1.4 室內高溫高壓模擬工況試驗

采用某注水井水樣，在高溫高壓反應釜內進行模擬工況試驗?？倝簽?0 MPa，溫度為90 ℃，試驗周期為15 d，水質分析結果如表2所示。試驗后，HY01型涂層形貌如圖3所示。

結果表明，HY01型涂層發生了大面積的起泡現象(如圖3中箭頭所示)。采用尖刀輕挑，即可將起泡區域刺破，并發現涂層下面布滿溶液，說明HY01型涂層已失去防腐性能。

2 實際服役環境試驗及結果

現場試驗在某油田注水井中進行，HY01型涂層油管下至井深位置分別為1 000 m和3 900 m，服役溫度分別約為40 ℃和102 ℃，壓力分別約為50 MPa和100 MPa，試驗周期為5 a，注水水質如表3所示。

表2 模擬工況試驗水質分析結果

圖3 在90℃，10 MPa壓力下的某井水樣中浸泡15d后HY01型涂層形貌

表3 現場試驗水質分析結果

圖4 HY01型涂層涂層油管在注水井內1 000 m井深服役5年后表面形貌

試驗后不同位置的HY01型涂層表面形貌如圖4和圖5所示。從圖4中可以看出，在注水井井深1 000 m處服役5 a后，HY01型涂層表面完好，未出現氣泡、開裂和剝落現象；而在注水井井深3 900 m處服役5年后，涂層發生大面積起泡、開裂，甚至剝落，涂層老化嚴重，已失去防護性能。因注水水質礦化度較低，涂層表面未形成結垢?，F場試驗結果表明，HY01型涂層在井深較淺的低溫環境具有良好的防護性能，在井深下部的高溫環境中，涂層老化，防護性能差。

3 結果與討論

一般來說，無機鹽、酸和堿很難通過大多數涂層，有兩個原因，一是它們的物理尺寸較大，二是它們作為離子，通常與有機聚合物涂層的組成不兼容；當然如果這些化學物質實際上能與涂層發生反應，或高溫環境下涂層發生老化，或如果存在如針孔等物理缺陷，涂層便發生滲透起泡，引起涂層失效[12]。

圖5 HY01型涂層涂層油管在注水井內3 900 m井深服役5 a后表面形貌

在不含硫化氫的井下注水工況環境中，有機體涂層的失效模式可分為兩種：1)涂層吸水發生溶脹，不僅降低涂層的附著力，為離子的溶解和擴散提供水通道，甚至可能導致涂層起泡；腐蝕介質通過水通道和涂層本身含有的針孔等缺陷到達涂層與鋼基體界面，引起鋼基體腐蝕，生成腐蝕產物；當腐蝕產物累積到一定程度后，涂/鍍層發生剝落，如圖6所示；2)高溫環境等作用引起涂層老化、開裂和起泡，涂層抗滲性能下降，甚至發生剝落，如圖7所示。

圖6 注水工況環境HY01型涂層失效模式示意圖之一

圖5 注水工況環境HY01型涂層失效模式示意圖之二

本研究工作中的HY01型涂層表面較為平整，不存在流淌等缺陷；涂層附著力良好，但涂層厚度不足，最薄處僅為86.8 μm；在90 ℃的高溫高壓模擬工況試驗中，HY01型涂層發生鼓泡，泡內布滿溶液；然而，現場試驗結果表明，在某井1 000 m深度，環境溫度約40 ℃的位置服役5 a的HY01型涂層表面完好，未出現氣泡、開裂和剝落現象；在該井3 900 m深度，環境溫度約102 ℃的位置服役5 a的HY01型涂層發生大面積起泡、開裂，甚至剝落，涂層嚴重老化，已失去防護性能。因此，本研究HY01型涂層的失效主要為上述的第二種模式，即引起HY01型涂層失效的主要原因是高溫老化。

4 結 論

1)HY01型涂層表面較為平整，不存在流淌等缺陷，涂層附著力良好，但涂層厚度不足，最薄處僅為86.8 μm。

2)在90 ℃的高溫高壓模擬工況試驗中，HY01型涂層發生鼓泡?，F場試驗中，環境溫度約40 ℃的井下位置服役5 a的HY01型涂層表面完好，未出現氣泡、開裂和剝落現象；環境溫度約102 ℃的位置服役5年的HY01型涂層發生大面積起泡、開裂，甚至剝落，涂層嚴重老化，已失去防護性能。HY01型涂層失效的主要原因是高溫老化。

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AComparativeStudyoftheLaboratoryExperimentEvaluationandtheActualServiceEnvironmentPerformanceoftheEpoxyCoatingTubing

ZHULijuan1,TIANTao1,FANXiaodong2,FENGChun1,WANGHang1,LUCaihong1,JIANGLong1,YUANJuntao1

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstituteStateKeyLaboratoryforperformanceandStructuralSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials,Xi’an,Shaanxi710077,China;2.ShenyangLongChangPipelineInspectionCenter,Shenyang,Liaoning110000,China)

The adaptability of the epoxy coating tubing was investigated by laboratory experiment test and actual service environment test, and the failure modes of epoxy coatings served in the water injection environment were established. The results indicated that no flow defect was observed on the surface of the epoxy coatings. The coating performed good adhesion, but the coating thickness is uneven, and the thinnest part is only 86.8m. blisters were observed on the surface of the epoxy coating after high temperature and high pressure experiment at 90C. The epoxy coating showed excellent corrosion resistance in the water injection wells service for 5 years at about 40C, no blisters, cracking and spalling was observed; however, obvious blisters, cracking and spalling of the epoxy coating were occurred in the water injection wells service for 5 years at about 102C. The main reason for the failure of the epoxy coating is high temperature aging.

epoxy coating; service environment; failure model; water injection

中國石油天然氣集團公司基礎研究和戰略儲備技術研究基金項目“石墨烯技術在油管表面處理中的應用基礎研究”(項目編號：2017Z-04)。

朱麗娟，女，1986年生，2013年畢業于中國科學院金屬研究所，現主要從事石油管工程研究工作。E-mail: zhulijuan1986@cnpc.com.cn

TG174.4

A

2096-0077(2017)05-0036-04

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.05.009

2017-06-10編輯馬小芳)