含CO2采油井油管腐蝕影響因素及防治措施研究*

李家鋒

(中海油常州涂料化工研究院有限公司，江蘇常州 213016)

隨著注水開發(fā)時間的不斷延長，油田會逐步進入高含水階段，區(qū)塊內(nèi)油井含水率逐漸上升，部分油井含水率甚至達到了90%以上[1-3]。注水區(qū)塊內(nèi)采油井產(chǎn)出液的礦化度普遍較高，并且通常含有較多氯離子、細菌、CO2以及硫化物等，這會對采油井的油套管帶來嚴重的腐蝕問題[4-9]。尤其是對于含CO2的采油井，產(chǎn)出液中CO2和O2在井筒溫度以及流速條件下具有極強的腐蝕性，會加速油管腐蝕速率，嚴重的還會造成部分采油井油管的腐蝕穿孔，嚴重影響油田的正常生產(chǎn)[10-15]。

西部S油田經(jīng)過長時間的注水開發(fā)后，采油井的含水率上升明顯，并且產(chǎn)出液中CO2的含量較高。近年來，該區(qū)塊內(nèi)采油井大多出現(xiàn)了較嚴重的油管腐蝕現(xiàn)象，給油田帶來了較大的經(jīng)濟損失。因此，針對S油田含CO2采油井油管腐蝕嚴重的問題，通過室內(nèi)模擬試驗，評價了采出液含水率、溫度、CO2分壓、礦化度和流體流速對油管鋼材腐蝕速率的影響，優(yōu)選出一種性能優(yōu)良的季銨鹽咪唑啉類抗CO2緩蝕劑RYH-301，綜合評價了其防腐蝕效果，以期為含CO2采油井的防腐蝕技術(shù)提供借鑒。

1 油田開發(fā)現(xiàn)狀及油管腐蝕問題

西部S油田位于鄂爾多斯盆地西部，主力油層為長8油層，儲層原始地層壓力25.64 MPa，飽和地層壓力13.51 MPa，儲層平均溫度80 ℃。該油田產(chǎn)出天然氣中CO2分壓為1.5～2.8 MPa，產(chǎn)出水為氯化鈣水型，平均礦化度為32 500 mg/L，采油井含水率(w)一般為60%～90%，平均為70%。

西部S油田共有采油井105口，前期均采用注水開發(fā)，采油井油套管鋼材大多為J55材質(zhì)，隨著注水開發(fā)的不斷進行，采油井油管出現(xiàn)了比較嚴重的腐蝕現(xiàn)象。據(jù)統(tǒng)計，S油田105口采油井均存在油管腐蝕問題，其中，油管腐蝕穿孔的油井共計21口，油管斷脫的油井共計6口，其中有3口井由于油管腐蝕問題無法正常開采，采油井油管腐蝕問題已經(jīng)對該油田的正常開發(fā)造成了嚴重的影響。因此，有必要對S油田采油井油管腐蝕規(guī)律進行研究，分析影響油管腐蝕的主要因素，并有針對性地研究防腐蝕措施。

2 采油井油管腐蝕影響因素研究

采油井油管腐蝕影響因素較多，一般主要包括采出液含水率、礦化度、溫度、CO2分壓和流體流速等。室內(nèi)使用高溫高壓動態(tài)腐蝕反應(yīng)釜，模擬井筒動態(tài)腐蝕環(huán)境，評價了不同因素對采油井油管腐蝕的影響。腐蝕試驗用鋼片均采用現(xiàn)場油管鋼材(J55材質(zhì))進行加工，腐蝕試驗時間均為72 h。

2.1 主要試劑與儀器

主要試劑：抗CO2緩蝕劑RYH-301(有效質(zhì)量分數(shù)90%)，實驗室自制；不同礦化度模擬水，使用無機鹽配制；儲層脫氣原油，取自目標油田現(xiàn)場處理站；高純工業(yè)CO2(φ＞99.99%)，南京長元工業(yè)氣體有限公司。

主要儀器：HCGF型高溫高壓動態(tài)腐蝕反應(yīng)釜，海安華彩石油儀器有限公司。

2.2 含水率對腐蝕速率的影響

使用礦化度為32 500 mg/L的模擬水與儲層脫氣原油按不同比例混合，配制不同含水率的模擬采出液，在試驗溫度80 ℃，CO2分壓1.5 MPa，流速0.5 m/s的條件下，考察不同含水率的采出液對油管鋼材腐蝕速率的影響，試驗結(jié)果見圖1。

圖1 含水率對油管鋼材腐蝕速率的影響

由圖1可見：隨著油井采出液含水率的不斷增加，鋼片的腐蝕速率也逐漸增大；當含水率小于50%時，鋼片的腐蝕速率較小；而當含水率增大至70%以上時，腐蝕速率大幅上升。這是由于當采出液中含水率較低時，其主要是油包水型乳狀液，鋼片在采出液中被大量原油包裹，能夠有效阻止腐蝕現(xiàn)象的發(fā)生，鋼片的腐蝕速率較低；當含水率增大至一定程度時，乳狀液類型發(fā)生轉(zhuǎn)變，主要變成水包油型乳狀液，此時鋼片在采出液中主要被水潤濕，因此在模擬井筒環(huán)境下鋼片的腐蝕速率就會大幅上升。

2.3 溫度對腐蝕速率的影響

使用含水率為70%的模擬采出液，在礦化度32 500 mg/L，CO2分壓1.5 MPa，流速0.5 m/s的試驗條件下，考察了不同試驗溫度對油管鋼材腐蝕速率的影響，試驗結(jié)果見圖2。

圖2 溫度對油管鋼材腐蝕速率的影響

由圖2可見：隨著試驗溫度的不斷升高，鋼片的腐蝕速率逐漸增大，當溫度為100 ℃時，腐蝕速率達到5.675 mm/a。這是由于隨著試驗溫度的升高，采出液中的氧擴散速率會逐漸加快，從而導(dǎo)致電極化反應(yīng)速率加快，并且溫度越高，腐蝕產(chǎn)物膜的沉積和鈍化就越困難，上述因素的綜合作用會導(dǎo)致腐蝕速率的逐漸增大。

2.4 CO2分壓對腐蝕速率的影響

使用含水率為70%的模擬采出液，在礦化度32 500 mg/L，試驗溫度80 ℃，流速0.5 m/s的試驗條件下，考察了不同CO2分壓對油管鋼材腐蝕速率的影響，試驗結(jié)果見圖3。

圖3 CO2分壓對油管鋼材腐蝕速率的影響

由圖3可見：隨著油井采出液中CO2分壓的不斷增加，鋼片的腐蝕速率逐漸增大，當CO2分壓為3 MPa時，腐蝕速率達到7.247 mm/a。這是由于隨著CO2分壓的增大，采出液中溶解的CO2越多，溶液pH越低，會使溶液中H+的去極化作用增強，進而使鋼片的腐蝕速率加快；此外，隨著溶液pH的降低，會使部分腐蝕產(chǎn)物膜發(fā)生溶解，導(dǎo)致鋼片未腐蝕表面更多地暴露在腐蝕介質(zhì)中，造成腐蝕速率的增大[16-17]。

2.5 礦化度對腐蝕速率的影響

在試驗溫度80 ℃，CO2分壓1.5 MPa，流速0.5 m/s的試驗條件下，使用不同礦化度的模擬水與儲層脫氣原油配制含水率為70%的模擬采出液，考察了不同礦化度對油管鋼材腐蝕速率的影響，試驗結(jié)果見圖4。

圖4 礦化度對油管鋼材腐蝕速率的影響

由圖4可見：隨著油井采出液礦化度的不斷升高，鋼片的腐蝕速率逐漸增大，當?shù)V化度為65 000 mg/L時，腐蝕速率達到6.057 mm/a。這是由于隨著礦化度的升高，腐蝕介質(zhì)中的離子含量越來越多，會導(dǎo)致電導(dǎo)率逐漸升高，電荷運動速率逐漸加快，從而使鋼片的腐蝕速率加快。

2.6 流速對腐蝕速率的影響

使用含水率為70%的模擬采出液，在礦化度32 500 mg/L，試驗溫度80 ℃，CO2分壓1.5 MPa的試驗條件下，考察了不同流速對油管鋼材腐蝕速率的影響，試驗結(jié)果見圖5。

圖5 流速對油管鋼材腐蝕速率的影響

由圖5可見：隨著模擬采出液流速的不斷增加，鋼片的腐蝕速率逐漸增大，當流速為1.25 m/s時，腐蝕速率達到7.542 mm/a。這是由于當鋼片處于靜態(tài)腐蝕環(huán)境中時，腐蝕產(chǎn)物比較容易在鋼片表面沉積成膜，使腐蝕速率下降；而隨著腐蝕介質(zhì)流速的增大，陰極腐蝕性離子和陽極腐蝕性離子之間的交換作用加快，使腐蝕速率加快；此外流速越大，對腐蝕產(chǎn)物膜的沖刷作用越強，使其不易在鋼片表面沉積，進而使鋼片的腐蝕速率增大。

3 腐蝕防治措施研究

通過對西部S油田開發(fā)現(xiàn)狀及采油井油管腐蝕問題的分析，結(jié)合采油井油管腐蝕影響因素研究結(jié)果，室內(nèi)通過大量緩蝕劑的優(yōu)選及評價試驗，篩選出一種性能優(yōu)良的抗CO2緩蝕劑RYH-301，并對其緩蝕性能進行了評價。

使用含水率為70%的模擬采出液，在礦化度32 500 mg/L，試驗溫度80 ℃，CO2分壓1.5 MPa，流速0.5 m/s的試驗條件下，評價了抗CO2緩蝕劑RYH-301不同加量時的緩蝕效果，試驗結(jié)果見表1。

表1 緩蝕劑RYH-301質(zhì)量濃度對腐蝕速率的影響

由表1可見：隨著緩蝕劑RYH-301質(zhì)量濃度的不斷增大，目標油田采油井油管鋼片的腐蝕速率逐漸下降，當其質(zhì)量濃度為150 mg/L時，腐蝕速率降至0.072 mm/a，緩蝕率達到98%以上；再繼續(xù)增大緩蝕劑質(zhì)量濃度，緩釋率提高幅度不大。結(jié)果表明抗CO2緩蝕劑RYH-301能夠?qū)油田含CO2采油井油管鋼材起到較好的防護作用，在井筒腐蝕環(huán)境中可以有效降低油管的腐蝕速率。

4 結(jié)論

1)對西部S油田開發(fā)現(xiàn)狀及采油井油管腐蝕問題進行了分析，室內(nèi)采用高溫高壓動態(tài)腐蝕反應(yīng)釜評價了不同因素對目標油田采油井油管鋼材腐蝕速率的影響，結(jié)果表明：隨著采出液含水率、溫度、CO2分壓、礦化度以及流速的增大，油管鋼材的腐蝕速率均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢。

2)通過室內(nèi)試驗?zāi)M，優(yōu)選出一種性能優(yōu)良的抗CO2緩蝕劑RYH-301，其質(zhì)量濃度為150 mg/L時，能將目標油田采油井油管鋼片的腐蝕速率降至0.072 mm/a，緩蝕率達到98%以上，具有較好的防腐蝕效果。