塔河油田P110套管CO2油水环境中的腐蚀影响因素分析

师朋飞 邹思佳 吴鹏举 蒲 育 胡岐川 赵 敏

（1. 中石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011；2. 中国石油大学（北京）克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000）

0 引言

塔河油田底水砂岩油藏属于断背斜、中孔、中高渗砂岩油藏，目前已进入高含水开发阶段。因此为提高采收率，开展底水砂岩油藏CO2混相驱先导试验。采油井井筒及地面集输系统面临着CO2腐蚀风险，而且底水砂油藏介质中Cl-含量非常高（6.8～12×104mg/L），Cl-的存在也会使套管材料的腐蚀行为更加复杂[1]，一定程度上可能会影响CO2驱油工艺的推广应用。腐蚀问题具有非常强的独特性，介质中离子含量、温度、压力等实验条件变化，材质的腐蚀行为就会不同[2-8]，以往的CO2腐蚀测试结果借鉴性不强。因此，为指导材质选择及现场生产中的防腐措施调整，配置由现场采出水和原油组成的实验介质，模拟现场工况条件，利用实验室内的高温高压釜，对现场常用P110材质的腐蚀行为进行研究，分析不同影响因素的影响程度和影响规律。

1 试验材料与方法

1.1 实验材料及实验介质

实验材料采用P110管材，实验试片尺寸：40×13×2mm。利用200～1000#金相砂纸逐级打磨试样表面达到镜面状态，依次采用去离子水、无水乙醇清洗后，放置真空干燥箱中备用。

腐蚀介质采用塔河油田井组的原油和采出水样按相应比例配置而成，油样物化性质为：密度917.4kg/m3，硫含量0.859%，凝固点-8℃，盐含量77056.6mgNaCl/L，粘度144.7mm2/s（30℃）。水样中Cl离子136683.24mg/L，Ca离子11815.71mg/L，K离子和Na离子共73346.17mg/L，总矿化度为223483.87mg/L，pH值为6.46。

1.2 腐蚀实验方法

根据现场及前期调研情况，确定温度、CO2分压、原油含水率、流速四个因素，分析各因素对塔河油田常用P110材料腐蚀行为的影响程度和规律，实验参数如表1所示。

表1 腐蚀实验参数表

采用容积为2L的哈氏合金高温高压腐蚀实验装置进行CO2/油/水体系腐蚀正交实验研究。实验开始前，先按照实验方案（如表1所示）将相应油水比的原油与采出液放入烧杯中，搅拌使油水均匀混合后装入装置中，将处理过的试片放入装置中的夹具中，确保试片充分浸入配置的腐蚀溶液中并能随搅拌轴旋转。将装置密封后，通入N2充分除氧后升温至实验条件，同时调节装置上的搅拌轴达到实验转速，通入高纯CO2，达到实验压力后，开始CO2油水环境动态腐蚀模拟实验。试验时间为72h。

试验结束后，采用GeminiSEM300型和Quanta 650型扫描电子显微镜对部分试片表面的腐蚀产物形貌进行分析；采用D/MAX-3C型X射线衍射仪（XRD）对试片表面的腐蚀产物进行物相组成检测。剩余的试片按照GB/T 16545-2015《金属和合金的腐蚀 腐蚀试样上腐蚀产物的清除》处理后，真空干燥箱中放置24h后，利用分析电子天平称量腐蚀试片的重量，通过失重法计算试片的腐蚀速率。

2 结果与讨论

2.1 腐蚀速率实验结果

通过正交实验得到了各实验条件下P110材质的腐蚀速率（实验结果如表2所示），不同因素对腐蚀速率影响的极差分析结果如表3所示。

表2 P110正交试验结果

表3 P110钢腐蚀速率正交实验极差分析

根据表3的正交实验结果可以看出，不同因素对P110钢腐蚀速率的影响程度不同。其中温度对P110的腐蚀速率影响最大，而原油含水率次之，流速再次之，CO2分压的影响最小。本实验范围内，对于P110钢而言，温度为60℃、CO2压力为1.0MPa、流速为0.5m/s、含水率为95%时，腐蚀速率最大。

温度4个取值水平下（35℃、60℃、90℃、120℃）平均腐蚀速率分别为0.321、1.76、0.419、0.452mm/a，可以发现随着温度的增加，腐蚀速率呈现出先增加后降低的趋势（如图1所示）。当温度小于60℃时，腐蚀速率随着温度的升高而增大；在60℃附近出现峰值；当温度继续升高至60℃以上时，腐蚀速率随温度的升高而减小。这与前期文献[4，7-8]中的报道一致，随着温度的升高，不同管材的腐蚀速率均呈现先增加后降低的趋势，但不同材质最大腐蚀速率所对应的温度不同。对于P110材质，在本实验条件下，当温度达到60℃时腐蚀速率达到最大，这与文献[7]中的结果一致，这主要是由于不同温度条件下形成的腐蚀产物膜的性质（形貌、结构、组成等）不同造成的。

图1 不同温度取值水平下P110钢平均腐蚀速率的变化规律

2.2 腐蚀形貌宏观观察

取不同实验条件下的腐蚀试片进行宏观形貌观察，如图2所示。从图2（a）中可以看出，不同实验条件下腐蚀实验试片的外观不同。当温度、流速、CO2分压以及含水率较低时，试片表面光洁平整，未发现局部腐蚀。当流速、含水率等参数升高后（如图2（b）所示），试片表面整体发生腐蚀，腐蚀情况较（a）试片加剧，与表2中对应的腐蚀速率数据吻合。

图2 不同实验条件腐蚀试片宏观形貌

3 结语

本文对P110钢材在不同温度（35～120℃）、CO2分压（0.5～2.0MPa）、含水率（20%-95%）、流速（0.5～2.0m/s）条件下含CO2油水环境中的腐蚀行为进行了实验分析，主要得到以下结论：

（1）在本文的实验环境中，不同因素对于P110钢腐蚀行为的影响程度不同。其中温度对腐蚀速率的影响最大，其次是原油含水率，再次是流速、CO2分压的影响最小；

（2）温度是P110钢腐蚀的主要影响因素，随着实验温度的增加，腐蚀速率呈现出先增加后降低的趋势。当温度为60℃、CO2分压为1.0MPa、流速为0.5m/s、含水率为95%时，腐蚀速率最大；

（3）当温度小于60℃时，腐蚀速率随着温度的升高而增大；在60℃附近出现峰值；当温度继续升高至60℃以上时，腐蚀速率随温度的升高而减小。这与前期文献[7]中的报道一致。对于P110材质，在本实验条件下，当温度达到60℃时腐蚀速率达到最大，这与文献[8]中的结果一致；

（4）实验中所用的P110钢材腐蚀以均匀腐蚀为主，表面未见明显的点蚀坑等局部腐蚀特征。