張頂學(xué)，黃譯萱，許譯文，古仁超

1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100 2.油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，湖北 武漢 430100 3.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000 4.中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750000

1 井筒腐蝕環(huán)境特征及腐蝕現(xiàn)狀

盤40區(qū)塊位于山東省臨邑縣境內(nèi)，構(gòu)造上屬于濟(jì)陽坳陷惠民凹陷中央隆起帶西段盤河構(gòu)造，位于盤河構(gòu)造南部，臨邑?cái)鄬由仙P。東南為大蘆家斷塊區(qū)，北為盤1斷塊區(qū)，西為唐莊斷塊區(qū)。開發(fā)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(qū)塊目前有油井70口，水井14口，平均單井日產(chǎn)液10.3t，含水率66.8%，單井日產(chǎn)油3.4t，平均動(dòng)液面為1500m。通過對(duì)生產(chǎn)井的產(chǎn)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?jǐn)?shù)較高。

表1 氣樣分析結(jié)果Table 1 The gas composition analysis results

采用ICS-2100離子色譜儀對(duì)盤40區(qū)塊注入水和產(chǎn)出水水樣離子進(jìn)行測(cè)定，結(jié)果見表2。產(chǎn)出水的礦化度都在100000mg/L以上，Cl-質(zhì)量濃度都超過40000mg/L，最高達(dá)到60582.80mg/L。由于產(chǎn)出氣中CO2和H2S在水中的溶解，使得其pH值都小于7，呈現(xiàn)弱酸性。

表2 水質(zhì)分析結(jié)果Table 2 The water quality analysis results

區(qū)塊油井腐蝕嚴(yán)重，主要表現(xiàn)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(duì)抽油桿尾管處腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行分析，結(jié)果顯示腐蝕產(chǎn)物中CaCO3、FeCO3、SiO2、Al3O4、NaCl的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為23%、44%、19%、6%、8%。

自2014年以來，該區(qū)塊采取了外包覆抽油桿、內(nèi)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(qū)塊油井的躺井?dāng)?shù)持續(xù)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?dāng)?shù)的87%，平均檢泵周期僅延長(zhǎng)36d，因此迫切需要對(duì)井筒腐蝕的機(jī)理進(jìn)行研究并提出針對(duì)性的防腐對(duì)策。

2 井筒腐蝕規(guī)律研究

2.1 試驗(yàn)設(shè)備與方法

1)試驗(yàn)設(shè)備。試驗(yàn)采用自主研制的動(dòng)態(tài)腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置(見圖1)。該裝置主要由高溫高壓反應(yīng)釜、旋轉(zhuǎn)電機(jī)、溫控裝置、氣源和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等5個(gè)部分組成。試驗(yàn)主要在模擬井筒環(huán)境的高溫高壓反應(yīng)釜中完成，通過氣源和溫控裝置分別提供試驗(yàn)的壓力和溫度，該反應(yīng)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(yàn)時(shí)掛片固定在旋轉(zhuǎn)電機(jī)下端支架上放入釜中，掛片與電機(jī)一起同步轉(zhuǎn)動(dòng)，由掛片與反應(yīng)釜中流體的相對(duì)轉(zhuǎn)動(dòng)模擬井筒中流體的流動(dòng)，等效的條件是在相同直徑條件下轉(zhuǎn)動(dòng)面平均線速度與井筒中流體的平均流速相等。因此油井產(chǎn)量與電機(jī)轉(zhuǎn)速之間的關(guān)系如下：

注：1—H2S氣體；2—CO2氣體；3—N2氣體；4—高溫高壓反應(yīng)釜；5—實(shí)驗(yàn)掛片；6—溫控裝置；7—旋轉(zhuǎn)電機(jī)；8—放空口；9—數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。圖1 動(dòng)態(tài)腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置及結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Dynamical corrosion instrument and construction drawing

式中：Q為油井產(chǎn)液量，m3/d；D為井筒油管內(nèi)徑，m；d為抽油桿直徑，m；ω為電機(jī)轉(zhuǎn)速，r/min。

盤40區(qū)塊平均單井日產(chǎn)液10.3t，含水率66.8%，油管內(nèi)徑60.2mm，抽油桿直徑19mm，對(duì)應(yīng)電機(jī)轉(zhuǎn)速約為600r/min。

2)試驗(yàn)方法。為了分析溫度、H2S與CO2分壓比、pH、含水率、Cl-質(zhì)量濃度、流速、礦化度等因素對(duì)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(biāo)及評(píng)價(jià)方法》標(biāo)準(zhǔn)，用動(dòng)態(tài)腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行動(dòng)態(tài)失重法試驗(yàn)。試驗(yàn)采用盤40區(qū)塊P40-81井的采出水為介質(zhì)，礦化度為146573.50mg/L，CO2體積分?jǐn)?shù)為0.22%，H2S體積分?jǐn)?shù)為7.88%?？紤]區(qū)塊油井的下泵深度和沉沒度，試驗(yàn)溫度為60℃，試驗(yàn)壓力為6MPa，選用現(xiàn)場(chǎng)所用油管同鋼級(jí)的N80掛片。試驗(yàn)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(yīng)釜中加入采出水后密封，通N2約10min除去空氣，啟動(dòng)溫控裝置加熱至目標(biāo)溫度后，分別充入不同分壓的H2S和CO2氣體并穩(wěn)定10min，再用N2補(bǔ)充到預(yù)定壓力值。調(diào)節(jié)電機(jī)轉(zhuǎn)速至目標(biāo)值開始試驗(yàn)，腐蝕48h后，取出掛片，清潔、干燥，最后稱重并計(jì)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(qū)井筒中管桿所處的腐蝕環(huán)境，環(huán)境總壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa，礦化度146573.50mg/L，轉(zhuǎn)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(yàn)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?？梢钥闯?，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(duì)腐蝕速率的影響來分析，主要有3個(gè)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(huì)減??；二是對(duì)腐蝕反應(yīng)速率的影響，溫度增加，反應(yīng)速率就會(huì)增加，從而促進(jìn)腐蝕，使得腐蝕速率增大；三是從腐蝕產(chǎn)物來看，溫度升高，會(huì)加快形成致密腐蝕產(chǎn)物膜，從而抑制腐蝕，使得腐蝕速率減小。因此，溫度對(duì)腐蝕的影響存在一個(gè)拐點(diǎn)溫度。從試驗(yàn)結(jié)果來看，在40～80℃之間溫度升高推動(dòng)腐蝕反應(yīng)進(jìn)行的能力要大于腐蝕產(chǎn)物膜對(duì)反應(yīng)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(gè)溫度下鋼片的腐蝕都為均勻腐蝕，未出現(xiàn)明顯的蝕坑。局部腐蝕的出現(xiàn)是在生成了腐蝕產(chǎn)物膜之后，腐蝕產(chǎn)物膜厚且不均勻，這樣局部腐蝕會(huì)突出。在40～80℃之間，由于溫度升高推動(dòng)腐蝕反應(yīng)進(jìn)行的能力較強(qiáng)，腐蝕產(chǎn)物在基體表面不穩(wěn)定，迅速脫落，此外流體的流動(dòng)也會(huì)加快腐蝕產(chǎn)物的脫落，較厚的腐蝕產(chǎn)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(shí)驗(yàn)掛片F(xiàn)ig.3 Corrosion test coupon

2.2.2 流速

圖4 不同轉(zhuǎn)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(jié)合盤40區(qū)塊的綜合含水率66.8%，在壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa、轉(zhuǎn)速為600r/min、礦化度為146573.50mg/L、溫度為60℃的條件下，測(cè)試含水率在50%～100%時(shí)的腐蝕速率，結(jié)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(huì)部分阻隔水與鋼材表面接觸，水不容易潤(rùn)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(huì)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(dāng)H2S與 CO2分壓比大于0.05時(shí)，主要為H2S腐蝕；當(dāng)H2S與 CO2分壓比小于0.002時(shí)，主要為CO2腐蝕；當(dāng)H2S與 CO2分壓比在0.002～0.05之間時(shí)，CO2和H2S腐蝕協(xié)同影響，共同控制腐蝕反應(yīng)過程。因此，腐蝕環(huán)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(zhuǎn)速為600r/min，溫度為60℃，環(huán)境總壓力為6MPa，考察H2S與CO2分壓對(duì)腐蝕速率的影響，測(cè)試結(jié)果如表3所示。

表3 不同H2S/CO2分壓下腐蝕速率測(cè)試結(jié)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(jìng)爭(zhēng)與協(xié)同效應(yīng)。從試驗(yàn)結(jié)果來看，當(dāng)CO2分壓保持不變，腐蝕速率隨H2S分壓增高而加快，這是因?yàn)楦嗟乃嵝愿g氣體H2S溶解在介質(zhì)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(shí)，腐蝕速率增加幅度較大，是因?yàn)楦嗟腍2S氣體溶于水后生成的腐蝕產(chǎn)物FeS或者FeS2抑制了腐蝕產(chǎn)物FeCO3的生成，由于H2S含量較少，生成的腐蝕產(chǎn)物膜還處于疏松狀態(tài)，容易脫落，可以提高腐蝕速率；當(dāng)H2S分壓繼續(xù)增大時(shí)，腐蝕速率的增加開始變得平緩，這是因?yàn)楦g產(chǎn)物膜FeS或FeS2逐漸變得致密，在鋼片上的附著力也會(huì)增加，會(huì)對(duì)腐蝕速率的增高有一定的減緩作用。

2.2.5 Cl-質(zhì)量濃度

Cl-會(huì)與CO2和H2S協(xié)同作用影響管桿腐蝕。研究表明[13]，存在一個(gè)腐蝕速率極值的Cl-質(zhì)量濃度，當(dāng)小于該質(zhì)量濃度時(shí)，隨著Cl-質(zhì)量濃度增加，腐蝕產(chǎn)物膜的生成速度降低，腐蝕速率增加；大于該質(zhì)量濃度時(shí)， Cl-會(huì)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(diǎn)蝕會(huì)加強(qiáng)。環(huán)境總壓力6MPa、CO2分壓0.48MPa、H2S分壓0.013MPa、轉(zhuǎn)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(zhì)量濃度下腐蝕速率的變化，結(jié)果如圖6所示。可以看出，隨著Cl-質(zhì)量濃度的增加，腐蝕速率先增加后降低，當(dāng)Cl-質(zhì)量濃度達(dá)到6×104mg/L時(shí)腐蝕速率達(dá)到最高值(7.26mm/a)，此時(shí)的掛片出現(xiàn)了點(diǎn)蝕和局部腐蝕(見圖7)。

圖6 不同Cl-質(zhì)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(zhì)量濃度為6×104mg/L時(shí)的腐蝕掛片F(xiàn)ig.7 Corrosion test coupon at Cl- concentration of 6×104mg/L

圖8 不同HC質(zhì)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(qū)塊腐蝕主控因素分析

3 盤40區(qū)塊防腐對(duì)策及應(yīng)用

圖9 不同緩蝕劑質(zhì)量濃度下的復(fù)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(yōu)選出復(fù)合型緩蝕劑質(zhì)量濃度為100mg/L。模擬井筒環(huán)境，測(cè)試質(zhì)量濃度為100mg/L的復(fù)合型緩蝕劑緩蝕效率，結(jié)果如表4所示?？梢钥闯觯S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(dāng)壓力大于4MPa時(shí)，雖然添加緩蝕劑，其腐蝕速率較高，仍然大于0.076mm/a，因此，對(duì)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(jié)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(qū)塊油井井筒腐蝕，從2020年開始，在投加緩蝕劑的基礎(chǔ)上，對(duì)井筒下部抽油桿使用外包覆抽油桿，進(jìn)行油管涂層和內(nèi)襯管。2021年，腐蝕而導(dǎo)致的躺井率由2019年的87%下降到42%，同時(shí)檢泵周期也延長(zhǎng)了86d。

4 結(jié)論與建議

3)在添加緩蝕劑的情況下，計(jì)算了在不同溫度和壓力下腐蝕速率和緩蝕率，結(jié)果表明當(dāng)壓力達(dá)到4MPa時(shí)，雖然緩蝕率達(dá)到85.89%，但是其腐蝕速率會(huì)大于0.076mm/a。因此，對(duì)盤40區(qū)塊制定了相應(yīng)的防腐蝕對(duì)策，即在添加緩蝕劑的同時(shí)，井筒下部要采用外包覆抽油桿、油管涂層和內(nèi)襯管等防腐措施。從2020年開始采用該防腐對(duì)策，取得了一定的效果，腐蝕而導(dǎo)致的躺井率由2019年的87%下降到2021年的42%，同時(shí)檢泵周期也延長(zhǎng)了86d。

4)隨著開發(fā)的深入，井筒含水率、壓力等參數(shù)會(huì)發(fā)生變化，建議生產(chǎn)管理人員根據(jù)井況和現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)進(jìn)行緩蝕劑注入量以及外包覆抽油桿、油管涂層長(zhǎng)度和內(nèi)襯管長(zhǎng)度的調(diào)整。