新型井下動態(tài)腐蝕試驗裝置的研制與應用

高 斐, 樓一珊, 吳 瓊, 李忠慧, 唐禮驊

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北武漢 430100；2.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132；3.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇揚州 225008)

截至2013年底，江蘇油田共發(fā)現360口套損井，其中腐蝕破漏井247口，占套損井數的68.6%，而泵掛附近的套管破漏井超過了50%?？梢姡坠芨g穿孔是江蘇油田主要的套損形式[1]，它不僅影響了油田的正常生產，而且造成注采井網紊亂、產量遞減加快，給油田帶來了巨大的經濟損失。江蘇油田腐蝕環(huán)境現場監(jiān)測發(fā)現，地層水礦化度(1.8～5.0)×104mg/L，采出氣中CO2含量在5%以上，出井油管柱表面呈現出明顯的網狀腐蝕坑點形貌，經分析腐蝕產物主要為FeCO3，表明CO2腐蝕是造成套管穿孔的主要原因[2-3]。

為了分析CO2腐蝕機理并制定相應的防腐技術措施[4]，需要進行針對江蘇油田井下環(huán)境的CO2腐蝕室內模擬試驗研究。目前，研究套管腐蝕機理及其影響因素的試驗裝置主要有2類[5]：一類試樣固定不動，一類試樣旋轉。這2類試驗裝置針對性不同，其功能和結構也有所不同，共同的缺陷在于試驗裝置內部都沒有生產管柱結構，無法真實模擬井下油套環(huán)空及抽油泵吸入口附近多相流體的實際流速、流態(tài)等因素對套管腐蝕速率及狀態(tài)的影響，試驗測得的結果偏差必然較大。鑒于此，筆者調研了國內外現有腐蝕試驗裝置結構及相關技術，結合井下抽油泵的生產工況和油井管柱結構，研制出了新型井下動態(tài)腐蝕模擬試驗裝置；利用該試驗裝置，模擬江蘇油田實際工況條件試驗研究了CO2對套管的腐蝕情況，分析了腐蝕形貌特征和腐蝕速率的影響因素。

1 動態(tài)腐蝕試驗裝置的研制

1.1 研制思路

由于油井套管長期處于井下高溫高壓、地層水和油氣混合物的復雜環(huán)境中，并且持續(xù)受到流體的沖蝕，因此，為了保證試驗結果的有效性和可靠性[6]，設計動態(tài)模擬試驗裝置的過程中應考慮以下幾個方面：

1) 采用全尺寸模擬油套環(huán)空的管柱組合，以便真實模擬采油過程中流體在井筒中的實際流場和流動狀態(tài)。

2) 動態(tài)腐蝕試驗裝置的關鍵在于腐蝕介質與試樣之間的相對運動方式。試驗裝置采用將環(huán)形試樣嵌入凹槽內的設計，保證試樣的內表面與管道內表面平齊，盡可能實現試樣在腐蝕流體介質中僅受切向力的作用。

3) 為了防止流體的擾動作用，在緩沖容器內設置合適的阻流隔板，消除流體在泵的輸送作用下產生的漩渦，模擬地層流體進入井筒的真實狀態(tài)。

4) 為了便于研究試樣在流動介質中的腐蝕規(guī)律及形態(tài)，泵的排量與現場油井泵的排量范圍相同，并可調。

5) 選擇能承受溫度為120 ℃、壓力為2.5 MPa及耐腐蝕性的材料。

6) 確保試驗裝置的可靠性和高溫穩(wěn)定性，滿足高溫高壓環(huán)境下連續(xù)工作的要求。

1.2 基本結構

根據以上研制思路，并結合國內已有裝置的基本結構，自行設計并制造了新型井下動態(tài)腐蝕模擬試驗裝置，如圖1所示。其中，緩沖容器由加熱器、阻流隔板、加氣閥、排液閥等組成；主立管由若干立管單體疊加連接而成，每一立管單體上均設計有安裝試樣的試樣槽，篩管和油管設置在主立管內；動力循環(huán)系統(tǒng)由柱塞式計量泵、高壓雙層軟管、回液管等組成。

圖1 新型井下動態(tài)腐蝕模擬試驗裝置示意Fig.1 Downhole dynamic corrosion simulation test device1.壓力表；2.氣壓裝置； 3.排液閥；4.加熱器；5.阻流隔板；6.緩沖容器；7.加氣閥；8.篩管；9.接頭；10.油管；11.主立管；12.試樣槽；13.法蘭；14.排氣閥；15.壓力表；16.安全閥；17.試樣；18.聚四氟乙烯襯套；19.動液面；20.觀察窗；21.保溫層；22.回液管；23.柱塞式計量泵；24.加液閥；25.截止閥；26.高壓雙層軟管

該試驗裝置依據相似理論[7]進行設計，采用與現場油套管柱結構及尺寸一致的管柱組合和單活塞柱塞泵間歇性的送液方式，模擬采油過程中井下流體流動的真實狀態(tài)，分別通過溫控裝置、氣壓控制裝置、可調排量泵來控制溫度、分壓和流速。

1.3 裝置的特點

1) 采用單活塞式柱塞泵模擬現場抽油泵的非連續(xù)性輸液方式，使裝置內篩管附近及環(huán)空中流體的流動狀態(tài)與現場一致，克服了原有設備的不足。

2) 試樣放置在立管單體的聚四氟乙烯襯套槽內，試樣的內表面與管道內表面平齊，只有試樣的內表面與腐蝕性介質接觸，克服了原有設備中試樣對流體的阻礙作用，可真實模擬套管內腐蝕狀況。

3) 主立管采用單個立管疊加而成，通過調節(jié)立管單體的位置來研究井下不同位置套管的腐蝕狀況，克服了原有設備一次試驗只能測定一個點的腐蝕速率的缺點。

4) 流速可調，泵排量最高達2 400 L/min，可以保證室內試驗的流速、流態(tài)與現場的環(huán)空流速、流態(tài)一致。

5) 溫度和壓力控制程度高，可以單獨評價溫度及CO2分壓對套管腐蝕的影響。

2 試驗樣品及方法

江蘇油田套管穿孔的主要位置集中在井下抽油泵吸入口附近，且CO2腐蝕是造成套管穿孔的主要原因。為了研究泵吸入口附近的腐蝕機理及腐蝕形態(tài)，并檢驗其是否與現場腐蝕情況一致，利用試驗裝置進行不同CO2分壓、溫度和流速條件下的腐蝕試驗。試驗前，用1 000#金相砂子研磨試樣試驗面，去除鈍化膜。將磨好的試樣安放到試樣槽中，試樣工作面與上下管柱面平齊，墊上聚四氟乙烯墊片，連接并封固好法蘭。打開加液閥，啟動電機和泵，泵入油田采出水至動液面附近后關閉加液閥，向里通2 h純度99.9%的CO2，除去安裝試樣過程中混入的氧氣。升高溫度，調整CO2壓力閥和泵的排量，使腐蝕試驗裝置內的壓力(忽略試驗過程中水蒸氣壓力的影響)和流速達到設計值，按照設計的試驗周期進行試驗。

3 腐蝕形貌特征分析

分別在以下4種條件下進行N80鋼試樣腐蝕試驗：(a)溫度70 ℃，CO2分壓0.1 MPa，日產液量20 m3/d；(b)溫度70 ℃，CO2分壓0.2 MPa，日產液量20 m3/d；(c)溫度70 ℃，CO2分壓0.2 MPa，日產液量10 m3/d；(d)溫度80 ℃，CO2分壓0.2 MPa，日產液量20 m3/d,腐蝕后的表面宏觀形貌和腐蝕產物膜的SEM微觀形貌分別見圖2、圖3。

圖2 不同條件下的N80鋼腐蝕產物膜宏觀形貌Fig.2 Macroscopic feature of N80 steel corrosion product film under different conditions

從圖2可以看出：(a)、(b)、(c)以均勻腐蝕為主，存在局部腐蝕；(d)以局部腐蝕為主。觀察發(fā)現，試片的表面都覆蓋有明顯的腐蝕產物膜，并且部分產物膜已經剝離了基體表面，這是由于生成的腐蝕產物膜不夠致密且與基體的結合較弱，被流體流動產生的剪切力剝離了基體表面。腐蝕產物膜脫落的位置，可明顯觀察到金屬基體已經產生了局部腐蝕，點蝕坑形貌特征明顯。

圖3 不同條件下的N80鋼腐蝕產物膜微觀形貌Fig.3 Micro-morphology of corrosion surface product film under different conditions

由以上試驗可知，在現場工況條件下，CO2分壓、流速和溫度對腐蝕都有影響，隨著它們的增大，局部腐蝕越來越嚴重，其中圖3(d)表面的腐蝕產物絕大部分已被流體剝離掉，表面露出許多不均勻分布的麻點和蝕坑，局部腐蝕嚴重，這與現場套損井的腐蝕狀況一致。

4 影響因素試驗分析

4.1 CO2分壓對腐蝕速率的影響

N80試樣在溫度70 ℃，泵排量20 m3/d，CO2分壓分別為0.05，0.10，0.15和0.20 MPa條件下，試驗周期為7 d的平均腐蝕速率試驗結果見表1。

表1 不同CO2分壓條件下套管的腐蝕速率Table 1 Casing corrosion rate under different CO2 partial pressure

從表1可以看出，CO2分壓對腐蝕速率的影響較大，隨著CO2分壓的升高，不同位置掛片的腐蝕速率均增大。這是因為CO2分壓升高，CO2在水中的溶解度也相應增大，從碳酸中電離出來的H+的濃度必然升高[11]，腐蝕介質的pH值隨之降低，促進了H+的陰極去極化過程。因此，一方面加速了掛片的腐蝕；另一方面促進了腐蝕產物FeCO3的溶解，使掛片表面裸露于腐蝕介質中，促進了掛片的腐蝕。這與以往的研究結果[12-15]相一致。江蘇油田油井套管腐蝕情況表明，CO2分壓高的井，套管腐蝕更為嚴重，這與試驗結果相符。

4.2 溫度對腐蝕速率的影響

N80試樣在CO2分壓為0.2 MPa，泵排量為20 m3/d，溫度分別為60，70和80 ℃條件下，試驗周期為7 d的平均腐蝕速率試驗結果見表2。

從表2可以看出，隨著溫度上升，不同位置掛片的腐蝕速率也都隨之增大。這是因為隨著溫度的升高，腐蝕化學反應的動力學增大，同時腐蝕介質的活性增大，加速了FeCO3的生成，并且在動態(tài)條件下，流速的影響加速了腐蝕產物膜的溶解，或者使腐蝕產物膜從掛片表面剝離，所以掛片表面處于活化狀態(tài)[16]，腐蝕速率隨著溫度升高而增大。觀察發(fā)現，生成的黑色疏松的腐蝕產物與掛片表面的結合較弱且不致密，基本上對掛片基體不具有保護作用。這與趙國仙等人[17]的研究結果一致。江蘇油田套損井統(tǒng)計資料表明，套管穿孔位置多集中在井溫為80 ℃左右的井深處，這與試驗結果相符。

表2 不同溫度條件下套管的腐蝕速率Table 2 Casing corrosion rate under different temperature

4.3 日產液量對腐蝕速率的影響

在溫度為70 ℃，CO2分壓為0.2 MPa，泵排量分別為15，20，25和30 m3/d條件下，試驗周期為7 d的平均腐蝕速率試驗結果見表3。

橫向比較不同CO2分壓、溫度和產液量條件下不同位置的腐蝕速率可以看出，井下不同位置的腐蝕速率不同，井下抽油泵吸入口附近掛片的腐蝕速率最大，篩管以下和動液面以下次之，動液面附近較小，動液面以上掛片的腐蝕速率輕微。這主要是因為泵吸入口篩管附近環(huán)空流道與其他位置不同，造成該處流體的流速和流態(tài)也不同于其他位置，同時在泵間歇式運動情況下，流體對套管壁的擾動作用增強，不僅加速了腐蝕介質傳遞到基體表面，而且增加了流體與金屬之間的剪切應力，使腐蝕產物膜損傷、破損或揭離基體表面，腐蝕性介質繼續(xù)侵蝕基體，加劇該處的腐蝕，形成局部腐蝕坑。

表3 不同日產液量條件下套管的腐蝕速率Table 3 Casing corrosion rate under different daily fluid production

以上研究表明，自行設計和制造的動態(tài)腐蝕模擬試驗裝置能滿足模擬現場井下油套管腐蝕狀況的要求，模擬結果與現場工況的檢測結果較吻合，能夠用于現場流動態(tài)腐蝕機理研究及腐蝕狀態(tài)評價。

5 結論與建議

1) 自行設計研制了新型井下動態(tài)腐蝕模擬試驗裝置，能夠充分模擬采油過程中井下流體的真實流動狀態(tài)，且運行平穩(wěn)、安全、操作簡單，為不同條件下的腐蝕機理試驗研究提供了新的測試手段。

2) 試驗分析表明，江蘇油田套管穿孔的主要原因是CO2的局部腐蝕，并且腐蝕速率隨著CO2分壓、溫度、流速的增大而增大。其中，流體的流速和流態(tài)是造成井下抽油泵吸入口附近套管穿孔的主控因素。

3) 建議進一步研究井下抽油泵吸入口處流體的流動規(guī)律，為指導油田制定有效的防CO2腐蝕措施提供理論支持。

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