某碎屑巖油藏生產(chǎn)管柱腐蝕原因剖析及對策

侯衛(wèi)峰

（中海石油（中國） 有限公司天津分公司, 天津 塘沽 300459）

1 概況

W 油藏主力目的層埋深6500～7000m，原始地層溫度170℃，原始地層壓力71MPa，飽和壓力36MPa，屬于輕質油，產(chǎn)出天然氣以溶解氣為主，H2S 含量0.9%，CO2含量平均11.2%，產(chǎn)出地層水為氯化鈣型，pH 值約6.8，平均平均密度1.16g/cm3， 氯 根 值 139100mg/L， 總 礦 化 度229167mg/L。2010 年投入開發(fā)，經(jīng)歷天然能量開發(fā)、注水開發(fā)兩個階段，目前共有油井98 口，日產(chǎn)液398 噸，日產(chǎn)油156 噸，綜合含水60.8%。通過對投產(chǎn)以來油氣水井作業(yè)錄分析，發(fā)現(xiàn)有64口井85 井次發(fā)生生產(chǎn)管柱腐蝕，增加作業(yè)工序及時間，影響油井產(chǎn)能，未能有效實現(xiàn)降本增效目的。

2 腐蝕機理研究

2.1 CO2 腐蝕機理

CO2溶入水后形成碳酸，具有強腐蝕性，能對金屬材料造成全面腐蝕或局部腐蝕，其基本過程是陽極為鐵的氧化過程，陰極為CO2溶解后形成的H2CO3電離出H+的還原過程，具體反應式為：CO2+H2O+Fe→FeCO3+H2

2.2 H2S 腐蝕機理

在油田生產(chǎn)過程呂，硫化氫對鋼材的腐蝕已成為普遍現(xiàn)象，硫化氫溶解在水中形成硫酸根離子，具有強腐蝕性，主要原因為硫根離子極與鐵離子發(fā)生反應生產(chǎn)硫化氫，導致鋼鐵腐蝕。具體反應式為：

2.3 CO2 和H2S 共存條件下腐蝕機理

W 油藏溶解氣中含CO2和H2S，地層水中氯根離子濃度高，腐蝕機理更加復雜，目前主要根據(jù)CO2和H2S 分壓比值大小進行評價，具體分壓值計算以CO2分壓值計算為例：PCO2=Pm（油藏飽和壓力） × x(CO2)。

當PCO2/PH2S<20 時，H2S 控制整個腐蝕過程，在金屬表面會優(yōu)先生成一層FeS 膜，會阻止FeCO3的生成；當20≤PCO2/PH2S≤500 時，CO2和H2S 混合交替控制，腐蝕產(chǎn)物為FeS 和FeCO3；當PCO2/PH2S>500 時，CO2控制整個腐蝕過程，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3。

通過對W 油藏64 口井PCO2/PH2S值統(tǒng)計分析，以H2S 控制整個腐蝕過程為主（井數(shù)占比74%），其次是混合交替控制（井數(shù)占比14%），最后為CO2控制（井數(shù)占比12%）。

3 腐蝕影響因素分析

3.1 H2S 分壓

當氣體中所含H2S 分壓高于0.0003MPa 時，存在硫化物應力開裂的可能性，應選用抗SSCC（硫化物應力腐蝕開裂） 材料或對該環(huán)境進行控制，在W 油藏64 口油井中，H2S 分壓值小于0.0003MPa 僅3 口，W 油藏油井生產(chǎn)管柱應選用抗抗SSCC（硫化物應力腐蝕開裂） 材料為主。

3.2 CO2 分壓

相關研究表明，當CO2分壓＜0.025MPa，無腐蝕作用，當CO2分壓在0.025～0.25MPa 之間，中等腐蝕，采取加藥、涂層等措施避免腐蝕；當CO2分壓＞0.25MPa，會造成嚴重腐蝕，油井需要特殊的防腐管材。通過對W 油藏64 口油井CO2分壓值統(tǒng)計分析，值均大于0.25MPa，需應用CO2防腐管材。

3.3 pH值

油氣井中CO2和H2S 等酸性氣體溶解于水介質中，溶液酸性增強，腐蝕速率增大。H2S 水溶液的pH 值為6 時，其腐蝕性處于臨界狀態(tài)，當pH＜6 時，鋼的腐蝕速率顯著增加，pH＜4 時，主要以H2CO3形式存在；pH 值在4～10 范圍內(nèi)，主要以HCO3-形式存在；pH＞10，主要以CO32-形式存在，主要原因是pH 值的增大促進了FeCO3保護膜的生成，降低了腐蝕速率。W 油藏地層水偏酸性（pH 值平均6.40），屬中等腐蝕環(huán)境。

3.4 溫度

在CO2和H2S 共存條件下，溫度對腐蝕影響極為重要，不同溫度下腐蝕特征差異性較大。溫度對腐蝕的影響，主要看在一定溫度下，哪種腐蝕起主導作用。

1） H2S 腐蝕主導

在飽合的H2S 水溶液中，在100℃以下時H2S腐蝕隨溫度升高腐蝕速率增加，在100℃以上時H2S 腐蝕隨溫度升高腐蝕速率下降。

2） CO2腐蝕主導

溫度對CO2腐蝕影響可分為以下四種：一是當溫度小于50℃時，腐蝕產(chǎn)物膜為FeCO3，主要發(fā)生均勻腐蝕；二是溫度大于50℃小于100℃時，在鐵表面生成腐蝕保護膜，防止全面腐蝕發(fā)生，局部腐蝕現(xiàn)象較嚴重；三是溫度大于100℃小于150℃時，均勻腐蝕速度較高，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3 粗結晶；四是當溫度大于150℃以上時，生成致密的FeCO3和Fe3O4膜，可以降低腐蝕速率。

根據(jù)W 油藏主力目的層油藏中深6750m，原始地層溫度170℃，溫度梯度2.42℃/100m 的情況，結合溫度對H2S 腐蝕影響的判斷，確定油井在3857m 以上會發(fā)生H2S 嚴重腐蝕。結合溫度對CO2腐蝕影響的判斷，確定油井在油層段不會發(fā)生CO2腐蝕，在3857m 附近會發(fā)生嚴重腐蝕，在1791～3875m 之間會發(fā)生局部腐蝕，在1791m 以上為會發(fā)生均勻腐蝕。

3.5 氯根離子濃度

通過相關實驗證明，鋼表面腐蝕速度與氯根離子濃度相關。在溫度100℃，腐蝕介質流速1m/s，系統(tǒng)總壓30MPa 條件下，當Cl-含量小于6000mg/L 時，鋼表面腐蝕產(chǎn)物膜較致密，抗腐蝕性好；當Cl-含量增加至10000g/L 時，鋼表面腐蝕產(chǎn)物膜的致密性降低，減弱了腐蝕保護作用，腐蝕速率增大；當Cl-含量繼續(xù)提高，溶液中CO2含量降低，CaC03的沉積作用增強，

抑制了腐蝕的發(fā)生。結合W 油藏高礦化度地層水性質（平均氯根值139100mg/L），可判定以降低腐蝕速率為主。

4 結論及建議

1） 根據(jù)W 油藏流體性質，確定了CO2和H2S 共存條件下的腐蝕機理。

2） 通過分析研究，確定了H2S 和CO2分壓、pH 值、溫度、Cl-濃度等5 個影響腐蝕因素。

3） 建議W 油藏油井管柱應選用抗SSCC（硫化物應力腐蝕開裂） 材料為主，CO2防腐管材，根據(jù)PCO2/PH2S值確定使用管材，W 油藏地層水偏酸性（pH 值平均6.40），屬中等腐蝕環(huán)境；

4） 結合溫度對H2S 和CO2腐蝕影響的判斷，確定油井在3857m 以上會發(fā)生H2S 嚴重腐蝕；確定油井在油層段不會發(fā)生CO2腐蝕，在3857m 附近會發(fā)生嚴重腐蝕，在1791～3875m 之間會發(fā)生局部腐蝕，在1791m 以上為會發(fā)生均勻腐蝕。

5） 本文取得的成果及認識，可為其它油藏提供經(jīng)驗。