隴東油田Y區塊油井管柱腐蝕特性及防護技術

金祥哲,馮朋鑫,徐 軍

(1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710018)

隨著長慶隴東油田Y區塊油田的深入開采，油井管柱的腐蝕問題更加嚴重。管柱腐蝕導致單井維護作業頻次增多、開采時間減少、開發成本升高，最終影響區塊的產量及開采效益。了解Y區塊油井管柱腐蝕的主要特性，提出針對性的防腐技術措施，有助于解決管柱嚴重腐蝕的問題。因此，本工作首先選取代表性樣井，詳細地分析了油田采出水的組分、結垢趨勢以及N80鋼在油田采出水中的動/靜態腐蝕速率，結合腐蝕產物微觀形貌、能譜分析、基本腐蝕形貌和電化學試驗分析管柱腐蝕的主要特性，提出相應的防腐蝕措施，并在現場開展試驗。

1 Y區塊油井管柱腐蝕的基本情況

對Y區塊油井管柱腐蝕的基本情況進行調研。調研結果顯示，2016年，Y區塊進行開井維護作業的井有44口、維護工作量達111次，單井平均維護頻次為2.53次。因腐蝕導致的維護工作量即腐蝕維護工作量為94次，占總維護工作量的84.7%。其中，嚴重腐蝕維護工作量17次、中等腐蝕維護工作量22次，這兩項占腐蝕致維護工作量的89%。從調研數據可以看出，油井管柱腐蝕，尤其中等、嚴重腐蝕仍然是開井維護的主要因素。

2 理化檢驗與結果

2.1 宏觀檢驗

對現場被腐蝕油管進行宏觀檢驗。結果發現：油管內表面腐蝕、結垢嚴重，見圖1；去除油泥后，可見管壁凹凸不平，部分區域有垢層堆積，存在較深的坑蝕，見圖2。管壁發生不同程度的減薄，測量得管壁最薄處厚度僅為0.132 cm。

圖1 現場油管內表面腐蝕產蝕形貌Fig.1 Macrograph of corrosion products on inner surface of pipeline in field

圖2 現場油管內表面腐蝕形貌(去除腐蝕產物后)Fig.2 Macrograph of corroded inner surface of pipeline in field (after removal of corrosion products)

2.2 采出水水質分析

油井管柱的腐蝕歸根結底是其所接觸流體中的無機離子、細菌、溶解氧等組分綜合作用的結果[1]。選取腐蝕較為嚴重，具有代表性的四口井的采出水水樣，根據SY/T 5523-2016《油田水分析方法》對水中離子、礦化度、水型等進行分析并預測采出水的結垢趨勢預測，結果見表1。由表1可見，水樣均為CaCl2水型，有碳酸鈣結垢趨勢，礦化度較高(均大于10 g/L)，屬于中、強腐蝕性采出水；水中Cl-、HCO3-、SO42-含量較高，表明腐蝕存在Cl-引起的點蝕或坑蝕。另外，長慶油田中還含有CO2、H2S等酸性氣體腐蝕[2]。并且1號和3號采出水中含有較多的硫酸鹽還原菌(SRB)，這可能會引起細菌腐蝕。

表1 四口典型油井采出水的水質分析結果Tab.1 Water quality analysis results of produced water from four typical oil wells

2.3 動、靜態腐蝕試驗

參考SY/T 5273-2014《油田采出水處理用緩蝕劑性能指標及評價方法》，以現場采集的采出水樣作為腐蝕介質，依據現場生產數據和管柱腐蝕工況，確定腐蝕試驗參數(溫度50 ℃，壓力5 MPa，時間168 h，流速0.8 m/s)，測N80鋼掛片的動態腐蝕速率和靜態腐蝕速率，結果也列于表1中。由表1可知，N80鋼在1號采出水中的動態腐蝕速率最高達到0.321 8 mm/a，而其靜態腐蝕速率都較小，在0.011 3～0.036 0 mm/a。

動態腐蝕試驗結束后，用掃面電鏡(SEM)觀察腐蝕產物形貌及去除腐蝕產物后N80鋼的表面形貌，用光學顯微鏡觀察去除腐蝕產物后N80鋼表面3D形貌。在每個腐蝕片上隨機取3～4個點，對其腐蝕產物進行EDS能譜分析。

由圖3可見： 1號、3號試樣(在1號和3號采出水中腐蝕的N80鋼)表面腐蝕產物較疏松，3號試樣表面腐蝕產物甚至有脫落跡象；2號、4號試樣(在2號和4號采出水中腐蝕的N80鋼 )表面腐蝕產物形貌有所不同，但均致密地覆蓋在金屬基體上。

(a) 1號試樣(b) 2號試樣(c) 3號試樣(d) 4號試樣圖3 動態腐蝕試驗后不同試樣表面腐蝕產物的SEM圖Fig.3 SEM images of corrosion products on surfaces of samples from No. 1 to No. 4 (a-d) after dynamic corrosion test

由圖4可見：去除腐蝕產物后，1號和3號試樣表面腐蝕較為嚴重，有較深的局部腐蝕痕跡；而2號和4號試樣表面較為平整，基本無局部腐蝕。

(a) 1號試樣(b) 2號試樣(c) 3號試樣(d) 4號試樣圖4 動態腐蝕試驗后不同試樣表面SEM圖(去除腐蝕產物)Fig.4 SEM images of sample surfaces from No. 1 to No. 4 (a-d) after dynamic corrosion test and removal of corrosion products

由圖5可見：1號試樣整體腐蝕不嚴重，但發生了嚴重的局部腐蝕，坑蝕深度有近40 μm；3號試樣發生了均勻腐蝕，而2號、4號試樣腐蝕較輕。

(a) 1號試樣(b) 2號試樣(c) 3號試樣(d) 4號試樣圖5 動態腐蝕試驗后不同試樣表面3D形貌(去除腐蝕產物)Fig.5 3D morphology of sample surfaces from No. 1 to No. 4 (a-d) after dynamic corrosion test and removal of corrosion

由表2可見：不論是隨機取樣點的數據，還是平均值數據，2號和4號試樣腐蝕產物的Ca含量高于1號和3號試樣腐蝕產物的Ca含量；而1號和3號腐蝕產物的Fe、S含量都高于2號和4號試樣腐蝕產物的相應含量。這是因為2號和4號試樣在腐蝕初期形成的無機垢致密地附著于金屬基體表面，對金屬起到防腐蝕作用。但1號和3號試樣的腐蝕產物為碳酸亞鐵、硫化亞鐵等，它們較疏松地附著于被腐蝕界面[3-6]。腐蝕產物的EDS能譜分析數據對上述腐蝕情況進行了佐證。

表2 腐蝕產物EDS分析結果Tab.2 EDS analysis results of corrosion products

2.4 電化學試驗

1號、3號油井管柱腐蝕較為嚴重，故選取這兩口井的采出水為測試溶液，采用三電極體系進行電化學試驗。N80鋼為測試電極，鉑電極為輔助電極，飽和甘汞電極為參比電極。開路測試時間為200 s。極化曲線測試掃描范圍為±500 mV(相對于開路電位)，掃描速率為0.166 mV/s，測試溫度為室溫。

圖6為N80鋼在兩種采出水中的極化曲線，對極化曲線進行擬合，所得電化學參數見表3。結果表明：N80鋼在1號采出水中的自腐蝕電位比在3號采出水中的自腐蝕電位更負，即在1號采出水中發生電化學腐蝕的趨勢更大；在1號采出水中極化曲線的陽極、陰極Tafel斜率分別為158.742、155.259 mV/dec，兩個數據非常接近，這表明腐蝕反應過程由陽極和陰極反應共同控制；而在3號采出水中，陽、陰兩極Tafel斜率分別為75.21、214.56 mV/dec，陰極Tafel斜率明顯大于陽極Tafel斜率，這表明腐蝕反應過程由陰極反應控制；在1號采出水中N80鋼的自腐蝕電流密度大、極化電阻小，說明1號采出水的腐蝕性更強。

圖6 N80鋼在不同采出水中的極化曲線Fig.6 Polarization curves of N80 steel in different produced water

表3 極化曲線的擬合電化學參數Tab.3 Fitted parameters of polarization curves

3 油井管柱防腐蝕措施的實施及效果

通過對上述采出液水樣分析，靜、動態腐蝕速率測定，腐蝕片及腐蝕產物微觀形貌觀察，EDS能譜分析，發現該區塊各井都發生了不同程度的腐蝕，但采出水成垢趨勢較好的油井，由于管柱表面被致密的碳酸鈣附著，減緩了腐蝕的進一步發生；而采出水成垢趨勢較差的油井，管柱表面疏松的腐蝕產物加速了局部腐蝕。同時，井內還存在由酸性氣體，SRB 引起的腐蝕。極化曲線及擬合數據進一步說明，腐蝕較嚴重1號、3號井中，1號采出液對N80鋼的腐蝕趨勢更強、腐蝕速率更快。因此，腐蝕防護應從管柱材料的選擇或處理、使用化學藥劑減緩采出水對金屬腐蝕兩個方面著手進行[7]。

3.1 緩蝕劑選擇及用量確定

在1號、2號、3號采出水中加入100 mg/L不同型號的緩蝕劑(HSJ-01、HSJ-02、HSJ-03、HSJ-04)，對N80鋼進行靜態腐蝕試驗，溫度50 ℃，并參照SY/T 5273-2014標準對緩蝕劑的緩蝕性能進行評價。

由表4可見，較其他三種緩蝕劑比，HSJ-02的緩蝕效果較為突出，在2號采出水中的緩蝕效率最高達60%左右，在1號和3號采出水中的緩蝕效率近30%，平均緩蝕效率約40%。初步選用HSJ-02緩蝕劑，以下試驗以HSJ-02為緩蝕劑，優選出最佳緩蝕劑用量。

表4 各緩蝕劑的緩蝕效率Tab.4 Corrosion inhibition efficiency of inhibitors

在1號和2號采出水中加入不同用量的HSJ-02，對N80鋼進行靜態腐蝕試驗，溫度50 ℃，并以同樣方法進行緩蝕性能評價，確定緩蝕劑的最佳用量。由圖7可見：在1號和2號采出水中，HSJ-02緩蝕劑用量為150～250 mg/L時，可獲得較高的緩蝕效率，考慮到經濟因素，其最佳用量為150 mg/L。

圖7 緩蝕劑加量對緩蝕效率的影響Fig.7 Effect of inhibitor dosage on corrosion inhibition efficiency

3.2 管柱金屬材料選擇或處理

根據腐蝕的嚴重程度，在投加緩蝕劑、殺菌劑減緩管柱腐蝕的基礎上，對腐蝕特別嚴重的12口油井(頻次≥3次/a)實施“內襯油管+防腐桿+雙閥防腐泵”的全井段防腐蝕措施：采取普通油管中內襯高分子聚乙烯材料涂層以減少桿管間的磨擦磨損和油管的內部腐蝕；抽油桿電鍍鎢、鎳、磷多元合金鍍層且進行熱處理、生成氧化膜以阻止腐蝕介質的侵入；使用雙合金球座；泵體采用鎳錳合金鋼；泵筒內、外采用特殊防腐蝕處理。

通過定期投加緩蝕劑、殺菌劑，管柱金屬選擇或處理等措施的實施，獲得了良好效果。在使用緩蝕劑前， A井生產256 d就因腐蝕起出油管，腐蝕特別嚴重。實施投加緩蝕劑229 d后，因其他原因起出油管時，發現油管腐蝕得到很大程度緩解。同樣，使用油管中內襯聚合物材料措施267 d后，B井起出油管，油管幾乎沒有發生腐蝕。

實施上述兩個方面防腐蝕措施后，因腐蝕導致的單井年作業量由2017年的2.17次/(a·口)降至2019年的0.95次/(a·口)，下降56%，見圖8。

圖8 綜合措施實施效果對比圖Fig.8 Comparison chart of comprehensive measures implementation effect

4 結論

(1) 在普遍存在均勻腐蝕前提下，無機碳酸鈣成垢趨勢強的采出水形成致密碳酸鈣垢附著于腐蝕界面，起到防腐蝕作用；而成垢趨勢弱的采出水會使油管發生嚴重的局部腐蝕。電化學腐蝕也表明相比于3號采出水，1號采出水的腐蝕性更強，金屬在其中的速率更快。

(2) 采出水中均存在由CO2、H2S等酸性氣體和SRB引起的腐蝕，應采取更具針對性防腐蝕措施。

(3) 優選HSJ-02緩蝕劑，最佳用量為150 mg/L，配合添加適宜的殺菌劑，并對現場腐蝕較為嚴重井采取“內襯油管+防腐桿+雙閥防腐泵”的金屬材料選擇及處理措施。近3 a的現場試驗結果表明，上述措施獲得良好的防腐蝕效果，2019年單井年作業量由2017年的2.17次/(a·口)降至2019年的0.95次/(a·口)，下降56%。