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二氧化碳驱采油井油管腐蚀规律研究

发表时间：2021/5/25 来源：《基层建设》2021年第2期作者：冯萌萌韩英文尹笋

[导读] 摘要：在油田环境中CO2对于金属的腐蚀影响因素较多，诸多的腐蚀影响因素，加之数千米的井筒深度，使得现场腐蚀速率的测试条件极其苛刻。

        天津市大港油田公司第二采油厂
        摘要：在油田环境中CO2对于金属的腐蚀影响因素较多，诸多的腐蚀影响因素，加之数千米的井筒深度，使得现场腐蚀速率的测试条件极其苛刻。而目前存在的各类CO2腐蚀预测模型并非建立在统一的基础之上，对于特定腐蚀环境的腐蚀预测结果，不能很好地反应真实工况下材料的腐蚀情况。因此，需要根据特定研究区块腐蚀环境情况，开展模拟实验研究清楚油田CO2驱开发过程中油管的腐蚀规律，这样不仅有助于油管腐蚀防护，也可以促进CO2驱提高原油采收率技术推广应用。
        引言
        虽然世界石油工业长期采用CO2多级混相驱油的实践已证明，向油层中注入CO2进行原油增产，最终可以提高原油采收率。但是油田实施CO2-EOR之后，CO2将不可避免的存在于原油生产的诸多环节，CO2溶解于油田水介质中会引起金属设备腐蚀破坏，尤其是在油藏采出液含水率较高的情况下，CO2对金属设备的腐蚀趋于严重。
        1 CO2驱采油井腐蚀问题
        在进行CO2驱开发过程中，根据生产过程中注采作用的不同，油井可分为CO2注入井，采油井。采油井采出储层流体包括原油、地层水、油藏伴生气、以及储层中注入的CO2。CO2属于弱酸性气体，以单质存在时或者干燥的条件下，对钢材无腐蚀作用。遇到含水环境后，CO2便溶于水，并与水反应形成碳酸，此时对钢材存在电化学腐蚀。受高温高压、高矿化度等腐蚀介质影响，CO2对钢材腐蚀行为将趋于严重。
        油田实施CO2驱油技术后，直接将CO2引入原油的生产系统，使得采油井井筒内形成了高含水，高含CO2，高矿化度的腐蚀环境。其结果造成井筒油套管完全暴露在恶劣的腐蚀环境中，造成油套管不同程度和不同形态的局部腐蚀现象，比如钢材腐蚀穿孔、开裂等现象，这些情况都会严重影响井筒的完整性，而采油井井筒作为原油自储层流至地面的唯一通道，井筒的完整性直接决定着油田正常生产。因此，对于实施CO2驱的油田，井筒腐蚀是油田开发中必须要解决的问题。
        所以必须要分析清楚腐蚀环境，包括井筒温度压力，采出液含水率，采出水组成性质、原油的性质以及油管内流体的流动速度等，并以此为基础结合目前油区广泛采油的油管材质研究油管的腐蚀规律，进而有针对性的采取防腐措施。
        2 CO2分压对油管腐蚀的影响
        随着CO2分压（Pco2）增大，模拟采出液中CO2的溶解度增大，pH值降低，H+去极化作用就越强，加速了挂片腐蚀。由于实验温度65℃，金属表面会生成FeCO3腐蚀产物膜，所以随着腐蚀的进行，生成的产物膜会越来越厚，从而对CO2的腐蚀产生抑制作用，造成挂片腐蚀速率在Pco2=1MPa以后出现下降趋势。

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但是Pco2的增加，腐蚀介质pH值降低，促进腐蚀产物溶解，同时在该条件下所形成的腐蚀产物膜疏松而多孔，加之挂片处于流动的腐蚀介质中，可能造成腐蚀产物被剥离挂片表面，这些因素综合作用使得新鲜的碳钢表面裸露，导致腐蚀速率增加。
        3 采油井油管腐蚀规律
        3.1 不同井深条件下油管腐蚀规律
        保持CO2分压不变，井深增加使得温度压力逐渐增大，但是由于体系总压力对于井筒中CO2腐蚀影响不大，所以对比不同深度处腐蚀实验条件，主要是温度对腐蚀速率产生的影响较大。在温度达到65℃之前，温度升高，溶液中腐蚀性离子传递速率增加，腐蚀速率增加；当温度高于65℃后，虽然材料的腐蚀速率随着温度的升高而增加明显，但是较高的腐蚀速率，材料表面腐蚀产物累积速率加快，并且随着温度增加，腐蚀产物FeCO3的溶解度降低，由此腐蚀产物会在油管表面聚集，形成腐蚀FeCO3产物膜，此时腐蚀在动力学上出现了质的变化。产物膜的存在一定程度上阻碍了腐蚀介质与钢材的直接接触，增加腐蚀性离子的传输阻力，从而降低了钢材的平均腐蚀速率。
        3.2 不同CO2分压下的油管腐蚀规律
        CO2分压增大，采出液中CO2的溶解度逐渐增大，溶液中腐蚀性离子浓度增加，腐蚀反应向正方向进行的反应速率增大。CO2分压低于0.5MPa，采出液溶解的CO2相对较少，所以曲线斜率较缓；当CO2分压高于0.5MPa后，采出液CO2溶解度继续增大，H+去极化作用的增强，虽然在65℃时已经存在腐蚀产物膜，但此时FeCO3产物膜疏松多孔、并不能很好地附着在油管钢材的基体上，未能被腐蚀产物膜很好封闭的钢材基体表面将作为腐蚀电化学反应的阳极迅速腐蚀，加之模拟采出液中Cl—的含量高于19000mg/L，大量Cl—的存在以及Cl—的强侵蚀作用，同样加剧了基体腐蚀；CO2分压继续增大，钢材表面腐蚀速率增速加大，迅速生成的腐蚀产物并不能及时传输扩散至低浓度区域从而造成腐蚀产物膜增厚，最终综合影响的结果是腐蚀介质对钢材基体的侵蚀作用与腐蚀产物对于侵蚀性腐蚀介质自溶液运移至钢材表面的阻碍作用趋于动态平衡，所以CO2分压高于1MPa后腐蚀速率增加趋势变缓。
        4 结束语
        通过研究采油井不同井深条件和不同CO2分压条件下油管腐蚀规律，并对存在腐蚀产物膜的油管的电化学腐蚀特征进行研究；最终研究提出了CO2驱采油井油管腐蚀防护方法。研究结果为今后CO2驱采油井油管的防腐工作提供帮助，并对高含水油藏CO2驱开发过程中的采油井油管腐蚀规律研究以及防腐技术研究提供一定的参考。
        参考文献：
        [1]郝敏,宋永臣.利用CO2提高石油采收率技术研究现状[J].钻采工艺,2010,33(4):59-63.
        [2]程远鹏.含原油介质中集输管线钢CO2腐蚀特性研究[D].中国石油大学(华东),2016:2-14.