塔河油田P110套管CO2油水環境中的腐蝕影響因素分析

師朋飛 鄒思佳 吳鵬舉 蒲 育 胡岐川 趙 敏

（1. 中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2. 中國石油大學（北京）克拉瑪依校區，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

塔河油田底水砂巖油藏屬于斷背斜、中孔、中高滲砂巖油藏，目前已進入高含水開發階段。因此為提高采收率，開展底水砂巖油藏CO2混相驅先導試驗。采油井井筒及地面集輸系統面臨著CO2腐蝕風險，而且底水砂油藏介質中Cl-含量非常高（6.8～12×104mg/L），Cl-的存在也會使套管材料的腐蝕行為更加復雜[1]，一定程度上可能會影響CO2驅油工藝的推廣應用。腐蝕問題具有非常強的獨特性，介質中離子含量、溫度、壓力等實驗條件變化，材質的腐蝕行為就會不同[2-8]，以往的CO2腐蝕測試結果借鑒性不強。因此，為指導材質選擇及現場生產中的防腐措施調整，配置由現場采出水和原油組成的實驗介質，模擬現場工況條件，利用實驗室內的高溫高壓釜，對現場常用P110材質的腐蝕行為進行研究，分析不同影響因素的影響程度和影響規律。

1 試驗材料與方法

1.1 實驗材料及實驗介質

實驗材料采用P110管材，實驗試片尺寸：40×13×2mm。利用200～1000#金相砂紙逐級打磨試樣表面達到鏡面狀態，依次采用去離子水、無水乙醇清洗后，放置真空干燥箱中備用。

腐蝕介質采用塔河油田井組的原油和采出水樣按相應比例配置而成，油樣物化性質為：密度917.4kg/m3，硫含量0.859%，凝固點-8℃，鹽含量77056.6mgNaCl/L，粘度144.7mm2/s（30℃）。水樣中Cl離子136683.24mg/L，Ca離子11815.71mg/L，K離子和Na離子共73346.17mg/L，總礦化度為223483.87mg/L，pH值為6.46。

1.2 腐蝕實驗方法

根據現場及前期調研情況，確定溫度、CO2分壓、原油含水率、流速四個因素，分析各因素對塔河油田常用P110材料腐蝕行為的影響程度和規律，實驗參數如表1所示。

表1 腐蝕實驗參數表

采用容積為2L的哈氏合金高溫高壓腐蝕實驗裝置進行CO2/油/水體系腐蝕正交實驗研究。實驗開始前，先按照實驗方案（如表1所示）將相應油水比的原油與采出液放入燒杯中，攪拌使油水均勻混合后裝入裝置中，將處理過的試片放入裝置中的夾具中，確保試片充分浸入配置的腐蝕溶液中并能隨攪拌軸旋轉。將裝置密封后，通入N2充分除氧后升溫至實驗條件，同時調節裝置上的攪拌軸達到實驗轉速，通入高純CO2，達到實驗壓力后，開始CO2油水環境動態腐蝕模擬實驗。試驗時間為72h。

試驗結束后，采用GeminiSEM300型和Quanta 650型掃描電子顯微鏡對部分試片表面的腐蝕產物形貌進行分析；采用D/MAX-3C型X射線衍射儀（XRD）對試片表面的腐蝕產物進行物相組成檢測。剩余的試片按照GB/T 16545-2015《金屬和合金的腐蝕 腐蝕試樣上腐蝕產物的清除》處理后，真空干燥箱中放置24h后，利用分析電子天平稱量腐蝕試片的重量，通過失重法計算試片的腐蝕速率。

2 結果與討論

2.1 腐蝕速率實驗結果

通過正交實驗得到了各實驗條件下P110材質的腐蝕速率（實驗結果如表2所示），不同因素對腐蝕速率影響的極差分析結果如表3所示。

表2 P110正交試驗結果

表3 P110鋼腐蝕速率正交實驗極差分析

根據表3的正交實驗結果可以看出，不同因素對P110鋼腐蝕速率的影響程度不同。其中溫度對P110的腐蝕速率影響最大，而原油含水率次之，流速再次之，CO2分壓的影響最小。本實驗范圍內，對于P110鋼而言，溫度為60℃、CO2壓力為1.0MPa、流速為0.5m/s、含水率為95%時，腐蝕速率最大。

溫度4個取值水平下（35℃、60℃、90℃、120℃）平均腐蝕速率分別為0.321、1.76、0.419、0.452mm/a，可以發現隨著溫度的增加，腐蝕速率呈現出先增加后降低的趨勢（如圖1所示）。當溫度小于60℃時，腐蝕速率隨著溫度的升高而增大；在60℃附近出現峰值；當溫度繼續升高至60℃以上時，腐蝕速率隨溫度的升高而減小。這與前期文獻[4，7-8]中的報道一致，隨著溫度的升高，不同管材的腐蝕速率均呈現先增加后降低的趨勢，但不同材質最大腐蝕速率所對應的溫度不同。對于P110材質，在本實驗條件下，當溫度達到60℃時腐蝕速率達到最大，這與文獻[7]中的結果一致，這主要是由于不同溫度條件下形成的腐蝕產物膜的性質（形貌、結構、組成等）不同造成的。

圖1 不同溫度取值水平下P110鋼平均腐蝕速率的變化規律

2.2 腐蝕形貌宏觀觀察

取不同實驗條件下的腐蝕試片進行宏觀形貌觀察，如圖2所示。從圖2（a）中可以看出，不同實驗條件下腐蝕實驗試片的外觀不同。當溫度、流速、CO2分壓以及含水率較低時，試片表面光潔平整，未發現局部腐蝕。當流速、含水率等參數升高后（如圖2（b）所示），試片表面整體發生腐蝕，腐蝕情況較（a）試片加劇，與表2中對應的腐蝕速率數據吻合。

圖2 不同實驗條件腐蝕試片宏觀形貌

3 結語

本文對P110鋼材在不同溫度（35～120℃）、CO2分壓（0.5～2.0MPa）、含水率（20%-95%）、流速（0.5～2.0m/s）條件下含CO2油水環境中的腐蝕行為進行了實驗分析，主要得到以下結論：

（1）在本文的實驗環境中，不同因素對于P110鋼腐蝕行為的影響程度不同。其中溫度對腐蝕速率的影響最大，其次是原油含水率，再次是流速、CO2分壓的影響最小；

（2）溫度是P110鋼腐蝕的主要影響因素，隨著實驗溫度的增加，腐蝕速率呈現出先增加后降低的趨勢。當溫度為60℃、CO2分壓為1.0MPa、流速為0.5m/s、含水率為95%時，腐蝕速率最大；

（3）當溫度小于60℃時，腐蝕速率隨著溫度的升高而增大；在60℃附近出現峰值；當溫度繼續升高至60℃以上時，腐蝕速率隨溫度的升高而減小。這與前期文獻[7]中的報道一致。對于P110材質，在本實驗條件下，當溫度達到60℃時腐蝕速率達到最大，這與文獻[8]中的結果一致；

（4）實驗中所用的P110鋼材腐蝕以均勻腐蝕為主，表面未見明顯的點蝕坑等局部腐蝕特征。