曙光油田火驱油套管腐蚀现状及对策

刘满军(辽河油田钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010)

曙光油田火驱油套管腐蚀现状及对策

刘满军(辽河油田钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010)

随着曙光油田火驱试验的开展，注气井和生产井井筒油套管柱均出现了严重的腐蚀损坏，给油气田开发带来了巨大的经济损失。通过对不同腐蚀的原因分析，提出了针对性的应对措施。

火驱油套管腐蚀;原因分析;防腐对策

1 火驱腐蚀现状

1.1 注气井腐蚀情况

杜66常规火驱及曙13832重力火驱注气井管柱主要采用N80管材，现场起出的注气管柱普遍存在腐蚀现象，依据统计情况取得初步认识如下：

（1）注气管柱腐蚀程度与注气时间长短、注气量大小存在一定相关性，且不同部位腐蚀程度也存在较大差异。（2）井筒高温、湿度增大，将进一步加剧腐蚀现象。

1.2 生产井腐蚀情况

（1）腐蚀程度与周期生产时间长短、阶段排气量大小存在较强相关性，腐蚀部位以液面以上管柱外壁为主。通过现场多井次检泵等作业起出的生产管柱来看，尾气组分正常、尾气量小于5000Nm3连续生产6个月以内的生产井未见明显腐蚀情况。（2）尾气量在5000～10000Nm3、连续生产6个月以上的生产井管柱外壁见到明显腐蚀。（3）部分生产井因尾气量大、生产时间长，部分使管柱无法起出。（4）受油藏非均质性、前期动用程度等因素影响，个别生产井气窜严重，导致尾气氧含量超标，加剧了腐蚀现象。

2 腐蚀原因分析

2.1 注气井腐蚀机理及影响因素

注入井中大量空气的注入引起氧腐蚀，长时间氧腐蚀会使引起管材局部严重腐蚀。

（1）氧腐蚀的机理

氧腐蚀的电化学反应如下:

阳极反应：Fe→Fe2++2e

阴极反应：H2O+CO2→2H++CO2-；2H++2e→H2

阴极产物：Fe+H2CO3→FeCO3+H2

（2）O2腐蚀影响因素

影响氧腐蚀的因素很多，主要包括氧的浓度，pH值，温度，地层水中离子，流速等有关。

2.2 生产井腐蚀机理及影响因素

生产井中原油高温燃烧生成CO2、SO2与地层内部水发生化学反应形成碳酸、硫酸、亚硫酸，对井下管柱产生严重的腐蚀。另外，高温条件下，地层中含硫矿物会生成硫化氢含硫化氢环境将引发井下油套管，井口，管线产生不同程度的均匀及局部腐蚀，甚至硫化氢应力腐蚀开裂。

（1）CO2腐蚀机理

CO2电化学腐蚀反应如下：

CO2+H2O+Fe→FeCO3+H2↑

（2）CO2腐蚀影响因素

CO2的腐蚀过程非常复杂，影响腐蚀的因素很多，主要包括环境因素和油套管材料两类。环境因素主要包括介质温度、水矿化度、CO2分压、pH值、流速及水成分等。

2.2.2 H2S腐蚀机理

（1）腐蚀机理

硫化氢电化学腐蚀过程：

阳极：Fe-2e→Fe2+

其中：Had-钢表面吸附的氢原子[H]-钢中的扩散氢

阳极反应产物：Fe2＋＋S2－→FeS↓

（2）油套管H2S腐蚀影响因素

影响氧腐蚀的因素很多，主要包括硫化氢浓度，pH值，温度，氯离子，流速等有关。

3 火驱防腐对策

3.1 注气井防腐对策

①点火期间氮气隔热防腐；②注气管柱防腐管材N80+ BG80H-13Cr；油层段上部温度较低（＜100℃），推荐选用N80，油层段管柱材料选用13Cr，因为点火阶段该位置处于高温氧化反应剧烈的部位，温度通常大于500℃。③封隔器封隔油套环空。

3.2 生产井防腐工艺对策

在火驱生产过程中，一线生产井井底温度大约为150～200℃，二、三线生产井井底温度一般30℃左右，且生产井中燃烧伴生的腐蚀性气体较多，应考虑CO2、H2S及燃烧不充分所剩余O2等混合气体对油套管及井口的腐蚀问题。的腐蚀产生很大的影响，因此，井下的腐蚀情况是错综复杂的，采用某一种防腐措施来解决腐蚀问题几乎是不可能的。针对H2S和CO2腐蚀提出如下的综合防腐对策：

（1）采用防腐管材BG80H-3Cr；

（2）生产井控制套压低于临界腐蚀压力，消除H2S腐蚀；

（3）采油树系统由阀门、法兰、油管挂、四通、变径管、弯管和节流阀等组成，它们都是压力控制的关键部件。采油过程中的腐蚀会造成严重后果。根据杜66断块火驱现场工况分析可知，控制套压＜0.15，CO2分压＜0.025MPa，而CO2＜0.02是无腐蚀的，因此CO2腐蚀较微弱；同时，现场H2S含量主要为100ppm左右，腐蚀较小，现场井口腐蚀主要为CO2腐蚀且较微弱，因此采油树材料防腐蚀等级推荐选择DD级。

4 结语

调研分析了曙光油田火驱管柱的腐蚀现状，并对注气井和生产井的腐蚀原因进行了分析，制定的应对策略主要包括:点火期间氮气隔热防腐，注气井点火油层段油套管选用BG80H-13Cr套管，封隔器封隔油套环空，生产井采用防腐管材BG80H-3Cr，采油树材料防腐蚀等级推荐选择DD级。