J55套管在含H2S油井采出水中的腐蚀行为研究

迟九蓉，孙淑娟，张馨予，刘雅瑞

[陕西延长石油（集团）有限责任公司，陕西西安 710065]

油水井腐蚀一直是各大油田都普遍存在的问题，在油气田开发过程中，所携带的H2S 等腐蚀介质[1]会严重腐蚀管壁，造成管柱的穿孔与破裂，甚至使油管断裂落入井中，严重时还可能引起H2S 泄漏，对人员及生产造成巨大的经济损失。随着油田开发进入第二阶段，综合含水量不断上升，产出液矿化度含量也随之升高，这将进一步加剧管壁腐蚀。

本文对含H2S 油井采出水进行研究，分析其化学成分，并采用失重法确定其腐蚀速率，通过扫描电镜、X 射线对试片腐蚀后表面产物进行定性分析。研究J55管材在不同油井采出水中的腐蚀情况，以及造成腐蚀的相关原因，进而减少油田因腐蚀原因造成的事故及经济损失。

1 实验部分

1.1 实验材料

试样选用油田现场套管所用J55钢，其化学成分见表1。根据行业标准SY/T 5273—2014设计静态挂片实验，试样尺寸为50 mm×10 mm×3 mm，精确到0.001 mg。

表1 J55管材化学成分（wt.%）

1.2 实验介质

本实验腐蚀介质为现场取样，分析矿化度、离子浓度、细菌、侵蚀性二氧化碳、S、O、Fe 等对J55的腐蚀影响，设置实验温度50℃，实验时间30 d。

1.3 实验方法

将J55材料所制的挂片试样，每组实验取 4 个平行试样，用乙醇、石油醚、丙酮清洗，吹干后，称重，将处理好的挂片两个一组分别放入6个水样中，再放入真空烘箱，设置温度为50℃。30 d 后实验结束，从中取出试样用酸洗液、碱洗液、乙醇清洗去除试样表面的腐蚀产物，吹干后称重，并由公式（1）求得腐蚀速率。

式中，F为平均腐蚀速率，mm/a；m0为实验前挂片质量，g；m1为实验后挂片质量，g；S为挂片表面积，cm2；t为挂片时间，d；ρ为挂片材质密度，g/cm2。

1.4 测试分析

实验结束后，对试样进行清洗、干燥、称量处理，而后对试片进行测试分析。用场发射扫描电镜（SEM）观察试片腐蚀形貌特征；通过X 射线对试片腐蚀后表面产物进行定性分析。

2 结果与讨论

2.1 水质分析

由表2、表3可知，水型主要为硫酸钠型，总矿化度在16 000～20 000 mg/L，腐蚀性略强。采出水的pH 在8以上，为碱性，易与Ca2+、Sr2+等离子结垢；采出水整体Cl-含量高，具有较强的腐蚀特性；阳离子主要以Na+、Ca2+和Mg2+为主，可能会存在垢下腐蚀[2]；采出水水样中细菌含量整体不高，仅3采出水的 SRB 较高，细菌不是该区块腐蚀的主要因素。

表2 地层水成分分析（mg/L）

表3 地层水水质分析（mg/L）

2.2 腐蚀产物分析

通过图1、图2可知，在挂片表面发生局部腐蚀，腐蚀产物包括氧化物和硫化物。腐蚀结垢产物组分主要为 FeO（OH）、FeS、Fe2O3和Fe3O4等铁碳化合物，其中FeS 含量较高，表明H2S 对挂片产生严重的腐蚀。

图1 J55挂片在采出水中的微观腐蚀形貌

图2 J55挂片在井采出水中的腐蚀产物分析

2.3 腐蚀速率

由图3可以看出，随着腐蚀时间的增长，J55管材的腐蚀速率逐渐增大，整体为先快速增长后逐渐变缓。在30 d 内，三种采出水中腐蚀性由强到弱依次为1采出水、2采出水、3采出水。结合水质分析数据，造成腐蚀的主要原因是矿化度，S2-是引起腐蚀的主要因素，Cl-是加剧腐蚀的主要原因。腐蚀主要表现在H2S 气体在湿性环境附着在管壁造成的腐蚀[3]。

图3 J55管材腐蚀速率

3 结论

1）通过水质分析可以看出，该地区的水型为硫酸钠型，水解为碱性，矿化度较高，S2-是引起腐蚀的主要因素，Cl-是加剧腐蚀的主要原因。

2）J55管材的腐蚀速率先增大后减小，且三种采出水腐蚀性由强到弱依次为采出水1、采出水2、采出水3，且腐蚀速率比普通含油污水腐蚀速率快。

3）扫描电镜分析可知，含H2S 的井腐蚀情况更为严重。从腐蚀类型来看，主要是以局部腐蚀及坑蚀为主。