某碎屑巖油藏生產(chǎn)管柱腐蝕原因剖析及對(duì)策

侯衛(wèi)峰

（中海石油（中國(guó)） 有限公司天津分公司, 天津 塘沽 300459）

1 概況

W 油藏主力目的層埋深6500～7000m，原始地層溫度170℃，原始地層壓力71MPa，飽和壓力36MPa，屬于輕質(zhì)油，產(chǎn)出天然氣以溶解氣為主，H2S 含量0.9%，CO2含量平均11.2%，產(chǎn)出地層水為氯化鈣型，pH 值約6.8，平均平均密度1.16g/cm3， 氯 根 值 139100mg/L， 總 礦 化 度229167mg/L。2010 年投入開(kāi)發(fā)，經(jīng)歷天然能量開(kāi)發(fā)、注水開(kāi)發(fā)兩個(gè)階段，目前共有油井98 口，日產(chǎn)液398 噸，日產(chǎn)油156 噸，綜合含水60.8%。通過(guò)對(duì)投產(chǎn)以來(lái)油氣水井作業(yè)錄分析，發(fā)現(xiàn)有64口井85 井次發(fā)生生產(chǎn)管柱腐蝕，增加作業(yè)工序及時(shí)間，影響油井產(chǎn)能，未能有效實(shí)現(xiàn)降本增效目的。

2 腐蝕機(jī)理研究

2.1 CO2 腐蝕機(jī)理

CO2溶入水后形成碳酸，具有強(qiáng)腐蝕性，能對(duì)金屬材料造成全面腐蝕或局部腐蝕，其基本過(guò)程是陽(yáng)極為鐵的氧化過(guò)程，陰極為CO2溶解后形成的H2CO3電離出H+的還原過(guò)程，具體反應(yīng)式為：CO2+H2O+Fe→FeCO3+H2

2.2 H2S 腐蝕機(jī)理

在油田生產(chǎn)過(guò)程呂，硫化氫對(duì)鋼材的腐蝕已成為普遍現(xiàn)象，硫化氫溶解在水中形成硫酸根離子，具有強(qiáng)腐蝕性，主要原因?yàn)榱蚋x子極與鐵離子發(fā)生反應(yīng)生產(chǎn)硫化氫，導(dǎo)致鋼鐵腐蝕。具體反應(yīng)式為：

2.3 CO2 和H2S 共存條件下腐蝕機(jī)理

W 油藏溶解氣中含CO2和H2S，地層水中氯根離子濃度高，腐蝕機(jī)理更加復(fù)雜，目前主要根據(jù)CO2和H2S 分壓比值大小進(jìn)行評(píng)價(jià)，具體分壓值計(jì)算以CO2分壓值計(jì)算為例：PCO2=Pm（油藏飽和壓力） × x(CO2)。

當(dāng)PCO2/PH2S<20 時(shí)，H2S 控制整個(gè)腐蝕過(guò)程，在金屬表面會(huì)優(yōu)先生成一層FeS 膜，會(huì)阻止FeCO3的生成；當(dāng)20≤PCO2/PH2S≤500 時(shí)，CO2和H2S 混合交替控制，腐蝕產(chǎn)物為FeS 和FeCO3；當(dāng)PCO2/PH2S>500 時(shí)，CO2控制整個(gè)腐蝕過(guò)程，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3。

通過(guò)對(duì)W 油藏64 口井PCO2/PH2S值統(tǒng)計(jì)分析，以H2S 控制整個(gè)腐蝕過(guò)程為主（井?dāng)?shù)占比74%），其次是混合交替控制（井?dāng)?shù)占比14%），最后為CO2控制（井?dāng)?shù)占比12%）。

3 腐蝕影響因素分析

3.1 H2S 分壓

當(dāng)氣體中所含H2S 分壓高于0.0003MPa 時(shí)，存在硫化物應(yīng)力開(kāi)裂的可能性，應(yīng)選用抗SSCC（硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂） 材料或?qū)υ摥h(huán)境進(jìn)行控制，在W 油藏64 口油井中，H2S 分壓值小于0.0003MPa 僅3 口，W 油藏油井生產(chǎn)管柱應(yīng)選用抗抗SSCC（硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂） 材料為主。

3.2 CO2 分壓

相關(guān)研究表明，當(dāng)CO2分壓＜0.025MPa，無(wú)腐蝕作用，當(dāng)CO2分壓在0.025～0.25MPa 之間，中等腐蝕，采取加藥、涂層等措施避免腐蝕；當(dāng)CO2分壓＞0.25MPa，會(huì)造成嚴(yán)重腐蝕，油井需要特殊的防腐管材。通過(guò)對(duì)W 油藏64 口油井CO2分壓值統(tǒng)計(jì)分析，值均大于0.25MPa，需應(yīng)用CO2防腐管材。

3.3 pH值

油氣井中CO2和H2S 等酸性氣體溶解于水介質(zhì)中，溶液酸性增強(qiáng)，腐蝕速率增大。H2S 水溶液的pH 值為6 時(shí)，其腐蝕性處于臨界狀態(tài)，當(dāng)pH＜6 時(shí)，鋼的腐蝕速率顯著增加，pH＜4 時(shí)，主要以H2CO3形式存在；pH 值在4～10 范圍內(nèi)，主要以HCO3-形式存在；pH＞10，主要以CO32-形式存在，主要原因是pH 值的增大促進(jìn)了FeCO3保護(hù)膜的生成，降低了腐蝕速率。W 油藏地層水偏酸性（pH 值平均6.40），屬中等腐蝕環(huán)境。

3.4 溫度

在CO2和H2S 共存條件下，溫度對(duì)腐蝕影響極為重要，不同溫度下腐蝕特征差異性較大。溫度對(duì)腐蝕的影響，主要看在一定溫度下，哪種腐蝕起主導(dǎo)作用。

1） H2S 腐蝕主導(dǎo)

在飽合的H2S 水溶液中，在100℃以下時(shí)H2S腐蝕隨溫度升高腐蝕速率增加，在100℃以上時(shí)H2S 腐蝕隨溫度升高腐蝕速率下降。

2） CO2腐蝕主導(dǎo)

溫度對(duì)CO2腐蝕影響可分為以下四種：一是當(dāng)溫度小于50℃時(shí)，腐蝕產(chǎn)物膜為FeCO3，主要發(fā)生均勻腐蝕；二是溫度大于50℃小于100℃時(shí)，在鐵表面生成腐蝕保護(hù)膜，防止全面腐蝕發(fā)生，局部腐蝕現(xiàn)象較嚴(yán)重；三是溫度大于100℃小于150℃時(shí)，均勻腐蝕速度較高，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3 粗結(jié)晶；四是當(dāng)溫度大于150℃以上時(shí)，生成致密的FeCO3和Fe3O4膜，可以降低腐蝕速率。

根據(jù)W 油藏主力目的層油藏中深6750m，原始地層溫度170℃，溫度梯度2.42℃/100m 的情況，結(jié)合溫度對(duì)H2S 腐蝕影響的判斷，確定油井在3857m 以上會(huì)發(fā)生H2S 嚴(yán)重腐蝕。結(jié)合溫度對(duì)CO2腐蝕影響的判斷，確定油井在油層段不會(huì)發(fā)生CO2腐蝕，在3857m 附近會(huì)發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，在1791～3875m 之間會(huì)發(fā)生局部腐蝕，在1791m 以上為會(huì)發(fā)生均勻腐蝕。

3.5 氯根離子濃度

通過(guò)相關(guān)實(shí)驗(yàn)證明，鋼表面腐蝕速度與氯根離子濃度相關(guān)。在溫度100℃，腐蝕介質(zhì)流速1m/s，系統(tǒng)總壓30MPa 條件下，當(dāng)Cl-含量小于6000mg/L 時(shí)，鋼表面腐蝕產(chǎn)物膜較致密，抗腐蝕性好；當(dāng)Cl-含量增加至10000g/L 時(shí)，鋼表面腐蝕產(chǎn)物膜的致密性降低，減弱了腐蝕保護(hù)作用，腐蝕速率增大；當(dāng)Cl-含量繼續(xù)提高，溶液中CO2含量降低，CaC03的沉積作用增強(qiáng)，

抑制了腐蝕的發(fā)生。結(jié)合W 油藏高礦化度地層水性質(zhì)（平均氯根值139100mg/L），可判定以降低腐蝕速率為主。

4 結(jié)論及建議

1） 根據(jù)W 油藏流體性質(zhì)，確定了CO2和H2S 共存條件下的腐蝕機(jī)理。

2） 通過(guò)分析研究，確定了H2S 和CO2分壓、pH 值、溫度、Cl-濃度等5 個(gè)影響腐蝕因素。

3） 建議W 油藏油井管柱應(yīng)選用抗SSCC（硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂） 材料為主，CO2防腐管材，根據(jù)PCO2/PH2S值確定使用管材，W 油藏地層水偏酸性（pH 值平均6.40），屬中等腐蝕環(huán)境；

4） 結(jié)合溫度對(duì)H2S 和CO2腐蝕影響的判斷，確定油井在3857m 以上會(huì)發(fā)生H2S 嚴(yán)重腐蝕；確定油井在油層段不會(huì)發(fā)生CO2腐蝕，在3857m 附近會(huì)發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，在1791～3875m 之間會(huì)發(fā)生局部腐蝕，在1791m 以上為會(huì)發(fā)生均勻腐蝕。

5） 本文取得的成果及認(rèn)識(shí)，可為其它油藏提供經(jīng)驗(yàn)。