王 宇

（中海油田服務股份有限公司油田化學事業(yè)部塘沽作業(yè)公司固井業(yè)務部，天津 300459）

0 引言

隨著石油行業(yè)的快速發(fā)展，我國對石油固井的腐蝕問題的關注度越來越高。每個油田開發(fā)者，均需要利用相關防腐措施，解決石油固井的腐蝕問題[1]。因為導致石油固井的腐蝕原因各不相同，所以油田開發(fā)者采用的防腐措施也不相同。為了提升石油固井的防腐效果，需要了解其腐蝕因素，并制定具有針對性的防腐措施，這樣既能延長油田固井的使用壽命，還能加快油田開采向量，提升油田開采質(zhì)量。為此，研究石油固井腐蝕影響因素與防腐措施，對油田開采工作的順利進行非常重要。

1 工程概況

以某油田為研究對象，該油田是以注水工藝提升地層能量，提升油田開采的穩(wěn)定性，增加油田的采收率。該油田開采獲取的原油含水率大于90%。該油田回注的污水內(nèi)存在較多的腐蝕性物質(zhì)，分別是O2與NaCl等，這些物質(zhì)均會腐蝕油田固井，該油田固井的平均腐蝕速度在1.55mm/a左右，平均穿孔率在2.45次/（km·a）左右。該油田固井的部分嚴重腐蝕區(qū)的管線更新周期低于3年，管線的最短更新時間為3～4個月之間，直接提升了該油田的經(jīng)濟損失，為此，需要針對該油田固井，研究其腐蝕影響因素與防腐措施，確保該油田安全運行，提升其經(jīng)濟效益。

2 腐蝕影響因素與防腐措施

2.1 石油固井的腐蝕影響因素

2.1.1 石油固井的水泥環(huán)腐蝕影響因素

石油固井的腐蝕主要包含兩方面，分別是水泥環(huán)腐蝕與注水管道腐蝕。水泥環(huán)腐蝕的影響因素如下：

（1）水泥環(huán)屬于油田固井的外部屏障，和地層水的接觸時間較長，受地層水長期沖刷影響，水泥環(huán)非常容易出現(xiàn)溶蝕問題[2]；

（2）地層水內(nèi)具有腐蝕性離子，水泥環(huán)內(nèi)的Ca（OH）2和腐蝕性離子會進行離子置換，溶解Ca（OH）2的晶體，損壞水泥環(huán)的內(nèi)部結構。地層水的礦化度與水泥環(huán)的滲透率具有負相關關系，同時提升地層水礦化度，還會加快水泥環(huán)的溶蝕速率。

2.1.2 石油固井的注水管道腐蝕影響因素

注水管道腐蝕的影響因素如下：

（1）pH值

當油田開采時，注入管道的水的pH值低于4時，注入水會溶解注水管道表面的氧化物膜，加快注水管道的腐蝕速率，原因是注水管道表面和酸性介質(zhì)直接接觸[3]。當注入水的pH值在4～10之間時，注水管道的腐蝕速率并未發(fā)生改變，說明4～10之間的pH值，不會影響注水管道的腐蝕速率。當注入水的pH值在10～13之間時，注水管道的腐蝕速率隨著pH值的提升而下降，原因是注水管道的覆蓋膜不斷變更成具備鈍化性能的保護膜。當注入水的pH值超過14時，注水管道的腐蝕速率開始加快，原因是注水管道表面的鈍化膜被溶解，不再具備保護功能。注入水的pH值與注水管道腐蝕速率的關系如圖1所示。

圖1 注入水的PH值與注水管道腐蝕速率的關系

根據(jù)圖1可知，注水管道注入水的最佳pH值需控制在4～10之間；

（2）溶解氧

導致注水管道局部腐蝕的主要影響因素是溶解氧，局部腐蝕速率為腐蝕速率均值的3倍左右。注水壓力、溫度與Cl的含量，均會影響注入水內(nèi)O2的溶解度。不同O2含量對注水管道腐蝕速率的影響如表1所示。

表1 不同O2含量對注水管道腐蝕速率的影響

根據(jù)表1可知，O2的含量與注水管道腐蝕速率具有正相關關系。但O2的含量達到一定程度時，會增加注水管道的腐蝕電流，將注水管道的覆蓋膜不斷變更成具備鈍化性能的保護膜，降低注水管道的腐蝕速率，綜合分析可知，當溶解氧含量較少時，增加O2的含量，會加快注水管道的腐蝕速率；當溶解氧含量較多時，增加O2的含量，會降低注水管道的腐蝕速率；

（3）溶解鹽

注入水內(nèi)鹽的含量，與水的導電性能息息相關，兩者具有正相關關系，為此，增加鹽的含量，會加快注水管道的腐蝕速率，原因是鹽與其內(nèi)部氯離子的含量呈正比，氯離子會集中在注水管道表面的局部區(qū)域，導致該區(qū)域的金屬被活化。當NaCl含量較低時，NaCl含量越大，注水管道腐蝕速率越快；當NaCl含量達到某一數(shù)值時，注水管道腐蝕速率達到峰值，隨后，NaCl含量越多，注水管道腐蝕速率越慢。NaCl的含量與注水管道腐蝕速率的關系如表2所示。

表2 NaCl的含量與注水管道腐蝕速率的關系

根據(jù)表2可知，當NaCl的含量小于4%時，NaCl的含量與注水管道腐蝕速率呈正比關系；當NaCl的含量為4%時，注水管道腐蝕速率達到峰值為2.04mm/a；當NaCl的含量超過4%時，NaCl的含量與注水管道腐蝕速率呈反比關系。

2.2 石油固井的防腐措施

2.2.1 石油固井的水泥環(huán)防腐措施

根據(jù)石油固井的水泥環(huán)腐蝕影響因素的分析，在制定水泥環(huán)防腐措施需要考慮的具體方面如下：

（1）以閉孔防竄珍珠巖為復合減輕劑，可避免石油固井漏失，降低水泥漿密度，并按照水泥漿性能，構建低密高強水泥漿基礎體系；

（2）精準控制尾漿稠化時間，加強水泥環(huán)早期強度與抗水侵性能，達到石油固井水泥漿優(yōu)質(zhì)膠結的目的；

（3）通過提升水泥漿的致密性，提升其防腐蝕性能，即提升石油固井的防腐能力，以確保水泥漿基礎性能為前提，添加非滲透劑與緩蝕劑，通過前者提升水泥環(huán)抗腐蝕離子的遷移能力，降低其水泥環(huán)的穿透性能，在石油固井與地層間產(chǎn)生一道隔離屏障。通過加入后者，其內(nèi)部緩蝕因子可抑制金屬表面的陰陽極反應，降低水泥環(huán)腐蝕時的腐蝕電流，提升水泥環(huán)的緩蝕效果，降低水泥環(huán)的腐蝕速率。

優(yōu)選非滲透劑的分析如下：

以環(huán)氧樹脂為非滲透劑，提升水泥環(huán)基體的密實度，避免腐蝕介質(zhì)滲入水泥環(huán)，延緩水泥環(huán)的腐蝕速率。在水泥漿內(nèi)加入該非滲透劑后，其和水泥漿會產(chǎn)生三維立體結構，提升非滲透劑的力學性能，使其固化體顆粒緊緊圍在一起，提升水泥環(huán)的完整性與韌性，緩解地層水對水泥環(huán)的損壞程度，延長石油固井的使用壽命。

優(yōu)選緩蝕劑的分析如下：

通過考慮水泥環(huán)內(nèi)堿性物質(zhì)含量、腐蝕化學反應抑制效果、水泥環(huán)的原始抗壓強度，合理選擇緩蝕劑。按照電化學緩蝕成膜原理，利用陰、陽極緩蝕材料與硫酸鹽還原菌抑菌，制備緩蝕劑。第一種材料的作用區(qū)間為陰極區(qū)，以產(chǎn)生鈍化膜的形式，增加陰極間的電阻，抑制水泥環(huán)的電化學反應，提升水泥環(huán)的防腐性能。第二種材料的作用區(qū)域為陽極區(qū)，其作用機理與第一種材料的作用機理一樣。第三種材料通過抑制微生物細胞膜的通透性，避免水泥壞表面附著氨基酸，降低細菌生長速度，提升水泥環(huán)的防腐性能。

分析不同非滲透劑與緩蝕劑添加量時，石油固井水泥環(huán)的滲透率與稠化時間，滲透率越小，稠化時間越長，水泥環(huán)的防腐性能越佳。分析結果如表3所示。

表3 不同非滲透劑與緩蝕劑添加量時的防腐性能分析結果

分析表3可知，隨著非滲透劑添加量的增長，水泥環(huán)的滲透率不斷下降，稠化時間不斷延長，最小滲透率為0.011mD，最長稠化時間為60min，即石油固井水泥環(huán)的防腐性能越佳；隨著緩蝕劑添加量的增長，水泥環(huán)的滲透率并未發(fā)生改變，但稠化時間有所增長，最長稠化時間為59min；當非滲透劑添加量為12%，緩蝕劑添加量為3%時，水泥環(huán)的滲透率最低為0.008mD，稠化時間最長為61min。為此，最佳的非滲透劑添加量為12%，最佳的緩蝕劑添加量為3%，可有效提升石油固井水泥環(huán)的防腐性能。

2.2.2 石油固井的注水管道防腐措施

根據(jù)石油固井的注水管道腐蝕影響因素的分析，制定石油固井的注水管道防腐措施，主要包含3方面，分別是水中除氧、涂層保護、選擇非金屬管材。

（1）水中除氧

水中O2的含量增加，會提升注水管道表面的電化性能，加快腐蝕效率。為此，需要對水中的O2進行去除處理。通過添加除氧劑，對注入水進行深度除氧，也可以通過加熱方式去除注入水內(nèi)的O2；

（2）涂層保護

在注水管道表面涂抹防腐劑，避免溶解鹽和注水管道直接接觸。在注水管道表面涂上防腐劑后，可有效避免水分子氧化注水管道，提升注水管道的防腐性能。在涂抹過程中，需要實時觀察防腐劑的涂抹厚度與涂抹均勻性；

（3）選擇非金屬管材

塑料高分子管材在每個領域中均被廣泛應用，其抗腐蝕性較優(yōu)，為此，可以塑料高分子管材為注水管道的材料，提升注水管道的防腐性能。

2.2.3 石油固井的防腐性能分析

利用石油固井的抗壓強度衰退率，衡量該石油固井，應用本文防腐措施的防腐效果，抗壓強度衰退率越小，石油固井的防腐效果越優(yōu)?？箟簭姸人ネ寺蔭計算公式如下：

其中P0是未腐蝕石油固井的抗壓強度；Pn是石油固井腐蝕n天后，其抗壓強度。分析應用本文防腐措施后，該石油固井在不同腐蝕時間時的抗壓強度衰退率，以及腐蝕深度，分析結果如表4所示，最大抗壓強度衰退率需控制在25%以內(nèi)，最大腐蝕深度需控制在1.5mm以內(nèi)。

表4 石油固井的防腐性能分析結果

根據(jù)表4可知，隨著腐蝕時間的延長，應用本文防腐措施后，該石油固井的抗壓強度衰退率不斷增長，腐蝕深度不斷提升，當腐蝕時間為30天時，抗壓強度衰退率與腐蝕深度均達到峰值，分別是16.25%與1.34mm，其中，最大抗壓強度衰退率并未超過25%，最大腐蝕深度并未超過1.5mm，說明應用本文防腐措施后，石油固井的抗壓強度衰退率與腐蝕深度，均可控制在標準值內(nèi)，即應用本文防腐措施后，該石油固井具備較優(yōu)的防腐性能。

3 結語

注水工藝屬于石油開采的主要開采方式，但注水水質(zhì)會嚴重腐蝕石油固井，影響石油固井安全運行，影響原油開采質(zhì)量。為此，通過分析石油固井腐蝕影響因素，制定相關的防腐措施，提升石油固井的防腐性能。實驗證明：應用本文防腐措施后，石油固井的最大抗壓強度衰退率是16.25%，最大腐蝕深度是1.34mm，均未超過設置標準，即應用本文防腐措施后，該石油固井的防腐性能較優(yōu)。