CO2驅高溫高鹽油藏井筒用P110套管的腐蝕規律

(中原油田分公司 石油工程技術研究院，濮陽 457001)

中原油田油藏具有埋藏深、地層溫度高(90 ℃以上的油藏約占總儲量的67%)、地層水礦化度高(礦化度高于10×104mg/L的油藏占總儲量的90%)等特點。CO2驅采油具有驅油效果好，不受油藏高溫、高鈣鎂離子的影響，可以實現CO2效益埋存等優點，是目前高溫高鹽油藏廣泛使用的采油方法[1]。但老井網CO2驅用設備的腐蝕極為嚴重，現有防腐蝕技術適應性差、系統性不強，而且高溫高鹽油藏對緩蝕劑性能要求高[2-4]。所以CO2驅采油技術的應用成敗關鍵在于系統解決防腐蝕問題。

國外油氣公司關于CO2驅防腐蝕設計遵循NACE標準，選擇耐蝕合金，整體投資巨大。當CO2分壓超過0.21 MPa時推薦使用13Cr管材；當礦化度超過20×104mg/L時，推薦使用超級13Cr管材；集輸管道采用內襯316L復合管[5-8]。國內油氣田主要在老區實施CO2驅，無法更換管材，因此普遍采用緩蝕劑進行防腐蝕。馮蓓[9]對Q235鋼在不同溫度、含油量、流速及HCO3-濃度條件下進行了封閉式二氧化碳動態模擬試驗。張海寶[10]從腐蝕電化學入手，推導了CO2均勻腐蝕速率預測模型，并對該模型的使用條件和局限性進行了評價。高純良[11]針對油氣田常用油套管材料N8和P110鋼，開展了高溫高壓CO2環境中的腐蝕模擬試驗，并得到了油套管腐蝕預測模型。

目前，國內外CO2腐蝕的研究存在方法差別大、評價標準局限性強等問題。如國內標準無法模擬高溫高鹽油藏的現場工況條件，且對高分壓和多相流態的腐蝕評價無標準可循。可以看出，現有防腐蝕技術存在對CO2動態腐蝕評價手段不完善、腐蝕規律認識不清等問題，無法滿足高溫高鹽油藏CO2驅生產系統腐蝕控制的要求[12-15]。因此，針對高溫高鹽油藏CO2驅腐蝕問題，有必要開展高溫高鹽油藏CO2驅防腐蝕技術研究。

本工作通過對“腐蝕規律試驗數據”進行多次迭代擬合分析，確定了腐蝕速率影響因素,建立了CO2分壓、溫度、流速、礦化度等工況因素的管材腐蝕數學模型。根據現場工況條件，建立了濮城沙一下、衛42塊等試驗區塊CO2驅腐蝕速率圖版，以期實現直觀、快速預測腐蝕趨勢，超前部署防腐蝕預案，提高防腐蝕措施的針對性和有效性。

1 試驗

1.1 多相流CO2腐蝕仿真模擬裝置

高壓CO2注入處于超臨界狀態，注入井中CO2/水交替的腐蝕形態十分復雜；且采出井中設備存在高溫高鹽條件下的CO2、水、鹽、油等多相流態腐蝕。目前，能夠模擬CO2驅生產系統多相流態的腐蝕評價手段還不完善，高溫高鹽高含水條件下CO2腐蝕規律的系統研究依然欠缺。所以，研發生產系統多相流二氧化碳腐蝕仿真模擬裝置是中原油田衛42油藏CO2驅防腐技術研究的重點。

本工作采用耐高壓特種石英玻璃+不平整面雙密封方式，攻克了視窗耐高溫高壓難題，優化設計了氣體與液體注入循環模塊(見圖1),溫度壓力多參數自動控制模塊和生產系統高溫高壓腐蝕評價模塊(見圖2)，研制了首套“多相流二氧化碳腐蝕仿真模擬裝置”，完善了腐蝕模擬評價手段。

圖1 氣體與液體注入循環模塊Fig. 1 Gas and liquid cyclic injection module

圖2 生產系統高溫高壓腐蝕評價模塊Fig. 2 High temperature and high pressure corrosion evaluation module of production system

該裝置具有如下特點：可以模擬常溫～140 ℃，CO2分壓0～15 MPa,流速0～2 m/s等的現場工況條件；設計氣/液供給和控制系統，實現了腐蝕介質連續補給、氣/液比自動調節，更好地模擬現場腐蝕介質狀況;設計了水平管、垂直管和彎管可視化流動系統，分別模擬泡流、段塞流、分層流、波狀流等流態下介質腐蝕狀況，仿真現場工況，使腐蝕評價更科學;建立了防腐蝕效果綜合評價方法，擴充了評價內容，實現了液體緩蝕劑、固體緩蝕劑、犧牲陽極、基材的防腐蝕效果綜合評價。

1.2 試驗材料及試樣制備

試驗材料是取自中原油田現場使用的P110套管鋼，其化學成分見表1。將P110套管鋼加工成尺寸為50 mm×10 mm×3 mm的試樣。試樣表面用砂紙(150～1 000號)逐級打磨后，再用丙酮清洗除油，無水乙醇沖洗，冷風吹干后置于干燥器中待用。

表1 P110套管鋼的化學成分(質量分數)Tab. 1 Chemical composition of P110 casing steel (mass) %

1.3 試驗方法

試驗在多相流二氧化碳腐蝕仿真模擬裝置中進行。試驗前，先通入高純氮氣除氧10 h，裝入試樣后將高壓釜密封，繼續通入高純氮氣除氧2 h。升溫至設計溫度(40，80,120 ℃)后，通入CO2升壓(CO2分壓分別為0.5,3,6,10,15 MPa)。試驗結束后將試樣表面用蒸餾水沖洗去除腐蝕介質，無水酒精除水后烘干。除去腐蝕產物膜后，用精度為0.1 mg的電子天平稱量、計算試樣的質量損失和平均腐蝕速率。用掃描電鏡觀察其表面腐蝕形貌。

2 結果與討論

2.1 礦化度對P110套管腐蝕的影響

一般情況下，溶液中礦化度越高，Cl-含量越大。穿透力強的Cl-更多地穿透腐蝕產物膜，CO2分壓高，pH低，去極化劑H+含量高，在Cl-穿透腐蝕產物膜后產生新的腐蝕。由圖3可見：隨著溶液中礦化度升高，試樣的腐蝕速率增大，且CO2分壓越高，試樣的腐蝕速率越大；流速對試樣腐蝕速率的影響不明顯；溫度越高，試樣腐蝕速率線性增加越明顯。

2.2 溫度對P110套管鋼腐蝕規律的影響

溫度對CO2腐蝕的影響較為復雜。在一定的溫度范圍內，碳鋼在CO2溶液中的溶解速率隨溫度的升高而增大；當碳鋼表面形成致密的腐蝕產物膜后，碳鋼在CO2水溶液中的溶解速率隨溫度的升高而降低[16-18]。

由圖4可見：隨著溫度從40 ℃升高到140 ℃，試樣的腐蝕速率由5.8 mm/a增至19.3 mm/a；CO2分壓越高，試樣的腐蝕速率增長越明顯；流速對管材腐蝕速率的影響不明顯;在CO2分壓(3 MPa)和流速(0.4 m/s)一定的情況下，隨溫度升高(40 ℃～140 ℃)，管材腐蝕速率線性增大2.97倍(1.7 mm/a～5.05 mm/a、礦化度20萬mg/L)，礦化度對管材腐蝕速率的影響不明顯。溫度升高，電化學腐蝕反應加快，同時影響了FeCO3的生成動力學，腐蝕產物膜由疏松逐步變為多孔洞、致密，見圖5。現場可通過控制CO2含量，避開敏感溫度點。

2.3 CO2分壓對P110套管鋼腐蝕規律的影響

由圖6可見：隨著CO2分壓從0增至15 MPa，試樣的腐蝕速率近線性增大了6倍，這表明CO2分壓是影響管材腐蝕的一個重要因素。國外專家對金屬表面無腐蝕產物膜時，CO2分壓對腐蝕速率的影響進行了詳細的研究。碳鋼的腐蝕速率隨CO2分壓的增大而加快，這是因為隨著CO2分壓的增大，溶解于水中的CO2的量增加，水溶液的pH降低，酸度增加，從而增加了溶液的腐蝕性。而VIDEM等認為腐蝕速率與CO2分壓的0.5-0.8次冪成正比,當金屬表面有腐蝕產物碳酸鐵膜存在時，隨著CO2分壓的增加,腐蝕速率下降很快[17-18]。這是因為CO2分壓增加，提高了碳酸鐵的沉積速率，金屬表面容易形成致密的腐蝕產物膜，因而大大降低了腐蝕速率。

(a) 溫度80 ℃，流速0.4 m/s(b) 溫度80 ℃，CO2分壓3 MPa(c) 流速0.4 m/s,CO2分壓3 MPa圖3 不同試驗條件下試樣腐蝕速率隨礦化度的變化曲線Fig. 3 Change curves of corrosion rate of samples with salinity under different test conditions

(a) 溫度40 ℃(b) 溫度100 ℃(c) 溫度140 ℃圖5 在CO2分壓3 MPa，流速0.4 m/s條件下試樣經不同溫度浸泡試驗后的表面形貌(去除腐蝕產物)Fig. 5 Surface morphology of samples after immersion test under the condition of CO2 partial pressure of 3 MPa and flow rate of 0.4 m/s at different temperatures (removal of corrosion products)

(a) 流速0.4 m/s,礦化度20萬mg/L(b) 溫度80 ℃,礦化度20萬mg/L(c) 溫度80 ℃,流速0.4 m/s圖6 不同試驗條件下試樣腐蝕速率隨CO2分壓的變化曲線Fig. 6 Change curves of corrosion rate of samples with CO2 partial pressure under different test conditions

2.4 流速對P110套管鋼腐蝕規律的影響

一般認為，隨流速的增大，H2CO3和H+等去極化劑能更快擴散到電極表面，使陰極去極化增強，消除擴散控制，同時使腐蝕產生的Fe2+迅速離開腐蝕金屬的表面，因而腐蝕速率增大。高流速影響Fe2+的溶解動力學和FeCO3的形核，能使試樣表面形成一層雖薄但更具保護性的膜。因此，提高流速反而會降低試樣的腐蝕速率。流速增大有利于腐蝕性物質和電荷傳遞,促進腐蝕，但是也會引起腐蝕產物膜形貌和結構的變化，對物質和電荷傳遞過程構成阻礙。由于CO2含量很高，CO2驅生產井管材表面生成較厚的FeCO3腐蝕產物膜，流速高于臨界流速后影響Fe2+溶解動力學和FeCO3形核，腐蝕速率不再升高。

由圖7可見：試樣的腐蝕速率先隨流速線性升高，超過1.0 m/s不再升高；在常規含CO2生產井中， P110套管鋼的腐蝕速率隨流速線性升高；大排量生產井(如電泵井)腐蝕嚴重(最高超過6 mm/a)，需綜合采用多種防腐蝕工藝技術。

(a) 溫度80 ℃,礦化度20萬mg/L(b) CO2分壓3 MPa,礦化度20萬mg/L(c) CO2分壓3 MPa,溫度80 ℃圖7 不同試驗條件下試樣腐蝕速率隨流速的變化曲線Fig. 7 Change curves of corrosion rate of samples with flow rate under different test conditions

3 CO2驅生產系統的腐蝕預測技術

自2015年6月起，二氧化碳驅防腐蝕技術在中原油田“濮城沙一油藏”、“衛42油藏”等十個高溫高鹽油藏進行了工業化化應用。采出井應用3 000余井次，因而腐蝕作業周期延長50%以上。產出液中鐵離子平均質量濃度約由100 mg/L降至20 mg/L，生產系統腐蝕速率降為0.053 mm/a，有效控制了碳鋼生產系統的腐蝕，保障了CO2驅的正常安全生產。

3.1 高CO2分壓局部腐蝕預測模型

采用“高斯-牛頓迭代法”對“腐蝕規律試驗數據”進行多次迭代擬合分析，建立了高CO2分壓局部腐蝕預測模型；根據生產參數、介質特征預測CO2驅生產井井筒管材局部腐蝕,見式(1)。

Vcorr=[0.512×pCO2-0.000 34×T2+0.153×

T-5.944×V2+10.859×V-0.043 6×M2+

0.53×M]×α(1)

式中：Vcorr為腐蝕速率，mm/a；pCO2為CO2分壓(≤15 MPa)；T為溫度(≤120 ℃)；V為流速(≤1.2 m/s)，對應產液量≤300 m3/d；M為礦化度，10 000 mg/L；α為修正系數，主要考慮油井含水率。

3.2 繪制CO2驅采出井管材局部腐蝕預測模板

通過預測模型計算，繪制了CO2驅采出井碳管材局部腐蝕預測模板，見圖8，掌握了CO2驅采出井碳管材局部腐蝕主要規律，確定了防腐蝕的關鍵重點部位為高CO2分壓采出井、井筒中下部、動液面附近管柱；預測符合率達到了80%，可快速、準確預測井筒的腐蝕規律與嚴重程度，有效提高了防腐蝕工藝實施的針對性。

(a) 產液量-井深腐蝕圖版(b) 井深-CO2含量腐蝕圖版(c) 流速-CO2分壓腐蝕圖版圖8 采出井中碳管材的局部腐蝕預測模板Fig. 8 Localized corrosion prediction templates for carbon steel in wells: (a) liquid production-well depth chart; (b) well depth-carbon dioxide content chart; (c) current speed-partial pressure of carbon dioxide chart

4 結論

(1) 高溫高鹽油藏二氧化碳驅生產系統腐蝕極其嚴重，常規、單一的防腐蝕技術難以解決這一問題，必須遵循“抓系統、系統抓”的原則，攻克針對老井網的防腐蝕技術難題。

(2) 通過研發仿真模擬裝置，完善了模擬CO2驅生產系統多相流態的腐蝕評價手段，對高溫高鹽高含水條件下CO2腐蝕規律進行了系統研究，為中原油田衛42油藏CO2驅防腐蝕技術研究提供了強有力的技術支撐。

(3) 通過研究礦化度、溫度、CO2分壓和流速等多種腐蝕因素對CO2驅生產井P110套管的腐蝕影響規律，建立了高CO2分壓局部腐蝕預測模型，并繪制CO2驅采出井管材局部腐蝕預測圖板。

(4) CO2驅的規模應用將實現我國石油工業可持續發展，現場實踐表明，該技術成果對國內同類油藏具有重要借鑒意義，推廣應用前景廣闊。