盤40區塊CO2/H2S/高鹽環境下井筒腐蝕規律及防腐對策

張頂學，黃譯萱，許譯文，古仁超

1.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100 2.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100 3.中國石油新疆油田分公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000 4.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750000

1 井筒腐蝕環境特征及腐蝕現狀

盤40區塊位于山東省臨邑縣境內，構造上屬于濟陽坳陷惠民凹陷中央隆起帶西段盤河構造，位于盤河構造南部，臨邑斷層上升盤。東南為大蘆家斷塊區，北為盤1斷塊區，西為唐莊斷塊區。開發層系為沙四下亞段，油層埋深2550～3250m，原始地層壓力28.92MPa，地層溫度111℃，該區塊目前有油井70口，水井14口，平均單井日產液10.3t，含水率66.8%，單井日產油3.4t，平均動液面為1500m。通過對生產井的產出氣采樣分析(見表1)，其為酸性氣體CO2和H2S共存，且CO2和H2S的體積分數較高。

表1 氣樣分析結果Table 1 The gas composition analysis results

采用ICS-2100離子色譜儀對盤40區塊注入水和產出水水樣離子進行測定，結果見表2。產出水的礦化度都在100000mg/L以上，Cl-質量濃度都超過40000mg/L，最高達到60582.80mg/L。由于產出氣中CO2和H2S在水中的溶解，使得其pH值都小于7，呈現弱酸性。

表2 水質分析結果Table 2 The water quality analysis results

區塊油井腐蝕嚴重，主要表現為油管腐蝕穿孔、抽油桿腐蝕斷脫、固定凡爾腐蝕漏失等。采用XRF熒光光譜儀對抽油桿尾管處腐蝕產物進行分析，結果顯示腐蝕產物中CaCO3、FeCO3、SiO2、Al3O4、NaCl的質量分數分別為23%、44%、19%、6%、8%。

自2014年以來，該區塊采取了外包覆抽油桿、內襯管、安裝防腐器和投加緩蝕劑等防腐措施，但防腐效果仍不理想，區塊油井的躺井數持續增加(從2012年的28井次上升到2019年的76井次)，其中因腐蝕而引起的躺井占到總躺井數的87%，平均檢泵周期僅延長36d，因此迫切需要對井筒腐蝕的機理進行研究并提出針對性的防腐對策。

2 井筒腐蝕規律研究

2.1 試驗設備與方法

1)試驗設備。試驗采用自主研制的動態腐蝕實驗裝置(見圖1)。該裝置主要由高溫高壓反應釜、旋轉電機、溫控裝置、氣源和數據采集系統等5個部分組成。試驗主要在模擬井筒環境的高溫高壓反應釜中完成，通過氣源和溫控裝置分別提供試驗的壓力和溫度，該反應釜的最大密封工作壓力為50MPa，最高工作溫度為150℃，容積為2L。試驗時掛片固定在旋轉電機下端支架上放入釜中，掛片與電機一起同步轉動，由掛片與反應釜中流體的相對轉動模擬井筒中流體的流動，等效的條件是在相同直徑條件下轉動面平均線速度與井筒中流體的平均流速相等。因此油井產量與電機轉速之間的關系如下：

注：1—H2S氣體；2—CO2氣體；3—N2氣體；4—高溫高壓反應釜；5—實驗掛片；6—溫控裝置；7—旋轉電機；8—放空口；9—數據采集系統。圖1 動態腐蝕實驗裝置及結構示意圖Fig.1 Dynamical corrosion instrument and construction drawing

式中：Q為油井產液量，m3/d；D為井筒油管內徑，m；d為抽油桿直徑，m；ω為電機轉速，r/min。

盤40區塊平均單井日產液10.3t，含水率66.8%，油管內徑60.2mm，抽油桿直徑19mm，對應電機轉速約為600r/min。

2)試驗方法。為了分析溫度、H2S與CO2分壓比、pH、含水率、Cl-質量濃度、流速、礦化度等因素對腐蝕的影響，參照SY/T 5273—2014《油田采出水處理用緩蝕劑性能指標及評價方法》標準，用動態腐蝕實驗裝置進行動態失重法試驗。試驗采用盤40區塊P40-81井的采出水為介質，礦化度為146573.50mg/L，CO2體積分數為0.22%，H2S體積分數為7.88%。考慮區塊油井的下泵深度和沉沒度，試驗溫度為60℃，試驗壓力為6MPa，選用現場所用油管同鋼級的N80掛片。試驗前將掛片清潔、干燥，并用電子天平稱重后，在干燥器中保存，待用。在反應釜中加入采出水后密封，通N2約10min除去空氣，啟動溫控裝置加熱至目標溫度后，分別充入不同分壓的H2S和CO2氣體并穩定10min，再用N2補充到預定壓力值。調節電機轉速至目標值開始試驗，腐蝕48h后，取出掛片，清潔、干燥，最后稱重并計算腐蝕速率。

2.2 影響因素分析

2.2.1 溫度

溫度是影響腐蝕的重要因素。模擬盤40區井筒中管桿所處的腐蝕環境，環境總壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa，礦化度146573.50mg/L，轉速600r/min。由于平均下泵深度1800m處井筒溫度不超過80℃，因此試驗的溫度范圍在40～80℃。N80鋼片的腐蝕速率隨溫度變化曲線如圖2所示。可以看出，在40～80℃之間，腐蝕速率隨著溫度的增加而增大。其原因可以從溫度對腐蝕速率的影響來分析，主要有3個方面：一是影響CO2和H2S氣體的溶解度，隨著溫度升高，溶解度變小，溶解的酸性離子變小，腐蝕速率就會減小；二是對腐蝕反應速率的影響，溫度增加，反應速率就會增加，從而促進腐蝕，使得腐蝕速率增大；三是從腐蝕產物來看，溫度升高，會加快形成致密腐蝕產物膜，從而抑制腐蝕，使得腐蝕速率減小。因此，溫度對腐蝕的影響存在一個拐點溫度。從試驗結果來看，在40～80℃之間溫度升高推動腐蝕反應進行的能力要大于腐蝕產物膜對反應的抑制能力，從而使得腐蝕速率隨著溫度的增加而增大。

圖2 腐蝕速率隨溫度的變化曲線 Fig.2 Variation curve of corrosion rate with temperature

在40、60、80℃溫度下鋼片腐蝕情況如圖3所示。從圖3可以看出，在3個溫度下鋼片的腐蝕都為均勻腐蝕，未出現明顯的蝕坑。局部腐蝕的出現是在生成了腐蝕產物膜之后，腐蝕產物膜厚且不均勻，這樣局部腐蝕會突出。在40～80℃之間，由于溫度升高推動腐蝕反應進行的能力較強，腐蝕產物在基體表面不穩定，迅速脫落，此外流體的流動也會加快腐蝕產物的脫落，較厚的腐蝕產物膜很難形成，因此，其腐蝕主要以均勻腐蝕為主。

圖3 腐蝕實驗掛片Fig.3 Corrosion test coupon

2.2.2 流速

圖4 不同轉速下腐蝕速率變化曲線 Fig.4 Corrosion rate curves with different rotation rates

2.2.3 含水率

結合盤40區塊的綜合含水率66.8%，在壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa、轉速為600r/min、礦化度為146573.50mg/L、溫度為60℃的條件下，測試含水率在50%～100%時的腐蝕速率，結果如圖5所示。可以看出，腐蝕速率隨含水率的上升而增快。含水較低，油會部分阻隔水與鋼材表面接觸，水不容易潤濕鋼材表面，因此腐蝕速率較小，隨著含水率上升，油的分量減小，使得水更加容易接觸鋼材，因此腐蝕速率會增大[24]。

圖5 不同含水率下腐蝕速率變化曲線 Fig.5 Corrosion rate curves with different water cut

2.2.4 H2S與 CO2分壓比

H2S與 CO2分壓比是控制腐蝕速率的重要因素之一。研究表明[8]，當H2S與 CO2分壓比大于0.05時，主要為H2S腐蝕；當H2S與 CO2分壓比小于0.002時，主要為CO2腐蝕；當H2S與 CO2分壓比在0.002～0.05之間時，CO2和H2S腐蝕協同影響，共同控制腐蝕反應過程。因此，腐蝕環境不同和腐蝕氣體的量不同，其腐蝕速率也不同。礦化度為146573.50mg/L，轉速為600r/min，溫度為60℃，環境總壓力為6MPa，考察H2S與CO2分壓對腐蝕速率的影響，測試結果如表3所示。

表3 不同H2S/CO2分壓下腐蝕速率測試結果Table 3 Corrosion rate test results with different H2S/CO2 partial pressure

CO2與H2S共存條件下，兩者的腐蝕存在競爭與協同效應。從試驗結果來看，當CO2分壓保持不變，腐蝕速率隨H2S分壓增高而加快，這是因為更多的酸性腐蝕氣體H2S溶解在介質溶液中，有更多的H+參與去極化作用。H2S分壓從0.01MPa增至0.013MPa時，腐蝕速率增加幅度較大，是因為更多的H2S氣體溶于水后生成的腐蝕產物FeS或者FeS2抑制了腐蝕產物FeCO3的生成，由于H2S含量較少，生成的腐蝕產物膜還處于疏松狀態，容易脫落，可以提高腐蝕速率；當H2S分壓繼續增大時，腐蝕速率的增加開始變得平緩，這是因為腐蝕產物膜FeS或FeS2逐漸變得致密，在鋼片上的附著力也會增加，會對腐蝕速率的增高有一定的減緩作用。

2.2.5 Cl-質量濃度

Cl-會與CO2和H2S協同作用影響管桿腐蝕。研究表明[13]，存在一個腐蝕速率極值的Cl-質量濃度，當小于該質量濃度時，隨著Cl-質量濃度增加，腐蝕產物膜的生成速度降低，腐蝕速率增加；大于該質量濃度時， Cl-會大量吸附在管桿表面，使得H2S、HS-無法吸附在金屬表面，從而減緩腐蝕，但是點蝕會加強。環境總壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa、轉速為600r/min、含水率66.8%、礦化度為146573.50mg/L、溫度為60℃，考察不同Cl-質量濃度下腐蝕速率的變化，結果如圖6所示。可以看出，隨著Cl-質量濃度的增加，腐蝕速率先增加后降低，當Cl-質量濃度達到6×104mg/L時腐蝕速率達到最高值(7.26mm/a)，此時的掛片出現了點蝕和局部腐蝕(見圖7)。

圖6 不同Cl-質量濃度下腐蝕速率變化曲線 Fig.6 Corrosion rate curves with different Cl- concentration

圖7 Cl-質量濃度為6×104mg/L時的腐蝕掛片Fig.7 Corrosion test coupon at Cl- concentration of 6×104mg/L

圖8 不同HC質量濃度下腐蝕速率變化曲線 Fig.8 Corrosion rate curves with different HCmass concentration

2.3 盤40區塊腐蝕主控因素分析

3 盤40區塊防腐對策及應用

圖9 不同緩蝕劑質量濃度下的復合型緩蝕劑緩蝕效率Fig.9 Inhibition efficiency of compound corrosion inhibitor under different mass concentration of corrosion inhibitor

綜合考慮緩蝕效果和成本，優選出復合型緩蝕劑質量濃度為100mg/L。模擬井筒環境，測試質量濃度為100mg/L的復合型緩蝕劑緩蝕效率，結果如表4所示。可以看出，隨著溫度升高和壓力增大，緩蝕率逐漸降低，腐蝕速率逐漸增大；當壓力大于4MPa時，雖然添加緩蝕劑，其腐蝕速率較高，仍然大于0.076mm/a，因此，對于井筒壓力大于4MPa的下部防腐要采用添加緩蝕劑與其他防腐措施相結合的方法。

表4 不同溫度和壓力條件下的緩蝕效率Table 4 Corrosion inhibition efficiency results under different temperature and pressure

為了減輕盤40區塊油井井筒腐蝕，從2020年開始，在投加緩蝕劑的基礎上，對井筒下部抽油桿使用外包覆抽油桿，進行油管涂層和內襯管。2021年，腐蝕而導致的躺井率由2019年的87%下降到42%，同時檢泵周期也延長了86d。

4 結論與建議

3)在添加緩蝕劑的情況下，計算了在不同溫度和壓力下腐蝕速率和緩蝕率，結果表明當壓力達到4MPa時，雖然緩蝕率達到85.89%，但是其腐蝕速率會大于0.076mm/a。因此，對盤40區塊制定了相應的防腐蝕對策，即在添加緩蝕劑的同時，井筒下部要采用外包覆抽油桿、油管涂層和內襯管等防腐措施。從2020年開始采用該防腐對策，取得了一定的效果，腐蝕而導致的躺井率由2019年的87%下降到2021年的42%，同時檢泵周期也延長了86d。

4)隨著開發的深入，井筒含水率、壓力等參數會發生變化，建議生產管理人員根據井況和現場參數進行緩蝕劑注入量以及外包覆抽油桿、油管涂層長度和內襯管長度的調整。