渤海某油田注水井油管腐蚀治理方案研究

耿森 范子涛 徐海涛 李鹏飞

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452

渤海油田注水是提高地层压力，保证原油稳产、高产的常用措施。渤海某油田目前的注水方式主要为生产污水+海水混注方式。因注入水含有各种无机盐离子、细菌、溶解性气体（CO2、H2S）等，随着回注系统温度压力和管柱局部流态的变化，易导致管柱腐蚀，最终造成油管腐蚀穿孔或堵塞，影响注水效率。针对该油田注水井生产工况特点与腐蚀状况，选取一系列耐腐蚀材质油管及多种防腐涂层类型，通过实验对比，得出腐蚀速率评选结果，并开展适用性研究，总结出该油田油管腐蚀穿孔主要集中在底部配水器下方、分层注水区封隔器上方的死水区、顶部封隔器以上环空这三类位置，并以此提出专用有效的腐蚀治理方案。对后续注水井腐蚀治理具有重要的参考意义和应用价值。

1 耐蚀性管材评选

1.1 腐蚀模拟实验

通过腐蚀模拟实验，模拟在高温高压条件下，N80与几种耐蚀管材抗菌纲、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的管材的腐蚀速率，对比分析其耐腐蚀表现。

1.2 不同管材耐腐蚀结果

与常规N80/L80相比，几种管材的液相Vcorr和垢下的Vcorr&Vp均表现为耐蚀管材（抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr）都要优于N80和L80，且其耐蚀性强弱顺序依次为13Cr > 9Cr > 5Cr > 抗菌钢 >3Cr，其中特别是13Cr在液相和垢下几乎无腐蚀发生的表现，都表明其良好的耐腐蚀特性，可以作为后续的耐蚀管材替换常规的N80/L80管柱。如图1、图2所示。

图1 不同管材在液相腐蚀速率图

图2 不同管材在垢下腐蚀速率图

图3 注水管柱失效位置图

2 组合管材技术优选

2.1 自腐蚀电位

通过实验发现，不同管材的自腐蚀电位：耐腐蚀性能排序为13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌钢。

2.2 与N80 的自腐蚀电位差

抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr相对N80的自腐蚀电位差均超过50mV，理论上两种材质耦合后均有发生电偶腐蚀的可能。在腐蚀模拟实验中也证实：

（1）在垢下情形下，相同腐蚀条件的平均腐蚀速率Vcorr（电偶对-N80） > Vcorr（非电偶N80）而Vcorr（电偶对-耐蚀管材） < Vcorr（非电偶耐蚀管材），且电偶对对N80的腐蚀破坏程度和耐蚀管材的耐蚀能力都表现为13Cr > 9Cr > 5Cr >3Cr > 抗菌钢。

（2）垢下情形下的点蚀速率Vp反映的结论与Vcorr一致，即：耐蚀管材和N80耦合与非耦合情形相比，耦合后N80的腐蚀加剧而耐蚀管材的腐蚀减弱，且加剧N80腐蚀破坏能力和耐蚀管材能力表现为13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌钢。

（3）液相情形下，Vcorr/p（电偶对-N80）比Vcorr/p（非电偶N80）较大或持平，且电偶对对N80的腐蚀加剧和耐蚀管材的耐蚀能力都表现为13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌钢， Vp（电偶对-耐蚀管材） < Vp（非耦合耐蚀管材），但是Vcorr（电偶对-耐蚀管材）却并不全比Vcorr（非耦合耐蚀管材）要小（如抗菌钢和3Cr）。

2.3 组合管材耐腐蚀总结

抗耐蚀材质抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr与N80材质对比实验结果显示，高于5Cr材质材料表现出显著的耐蚀性优势，而其中13Cr尤为突出；注水段油管单独完全更换为耐蚀材质如抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr都要比N80要好，且13Cr>9Cr >5Cr > 3Cr > 抗菌钢，但是综合考虑经济性因素，可以在局部腐蚀严重位置采用耐蚀性更稳定的5Cr/13Cr；耐蚀材质抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr与基础N80组合后服役，均会加剧N80的腐蚀，但从局部替代方案来看，属于大阳极小阴极；此外，组合管材的电偶腐蚀与外界环境腐蚀相比基本可不考虑。

3 涂镀层技术评选

通过实验对比环氧粉末涂层、陶瓷涂层、渗氮涂层、钨合金镀层，得出以下认识：

环氧粉末和陶瓷涂层由于覆盖了特殊的保护层，整体上对腐蚀起到隔离作用，因此未见基体的腐蚀发生。

环氧粉末涂层在反应釜试验结束后出现鼓泡现象，说明其与材料的附着力较差，随着时间的延长将会从基体表面脱落而发生腐蚀。

陶瓷涂层在试验结束后未见起泡现象，整体涂层包括划伤处与基体材质的附着仍比较紧密，说明其较好的耐腐蚀性能，但应考虑其井下应力承载工况

渗氮涂层和钨合金镀层对基体也有一定的防护，由于加工工艺的不同不存在结合能力问题，但仍可见基体材料的腐蚀发生：试验结束后均发生有均匀腐蚀，表现为腐蚀失重和/或减薄现象。

渗氮涂层液相和垢下均出现均匀腐蚀，液相（完整&划伤）和垢下-完整组的Vcorr均较为接近约0.17mm/a，而垢下-划伤组的Vcorr却高达约0.64mm/a；而钨合金镀层在液相和垢下也出现均匀腐蚀，液相中有无划伤组的Vcorr都很低约0.006mm/a，分别为渗氮涂层液相和垢下-完整情形下的Vcorr的1/30，和垢下-划伤情形下1/100，说明钨合金镀层良好的耐蚀效果。

4 腐蚀治理方案研究

4.1 注水管柱腐蚀位置

注水管柱失效位置特点：位置①：管柱底部区1#配水器下方。位置②：管柱分层注水区隔离封隔器之上。位置③：顶封之上环空。位置④：管柱最底部。

4.2 局部腐蚀治理方案

根据管柱腐蚀失效规律，从井下深度1000m往下、顶封之上管柱位置开始至注水区底部，需要考虑局部防腐治理措施，如考虑耐蚀性管材与涂镀层管材。

（1）位置①：管柱底部区1#配水器下方。采用组合管材方式，用耐蚀性管材5Cr/13Cr替换N80。采用涂镀层管材，用钨合金油管替换N80。

（2）位置②：管柱分层注水区隔离封隔器之上。采用组合管材方式，用耐蚀性管材5Cr/13Cr替换N80 。采用涂镀层管材，用钨合金油管替换N80。

（3）位置③：顶封之上环空（井下深度1000m以上）。用组合管材方式，用耐蚀性管材5Cr/13Cr替换N80 。采用涂镀层管材，用钨合金油管替换N80。

4 结论

本次主要针对渤海某油田注水井管柱腐蚀现状及治理方案进行分析研究，其成果将为油田稳生产、提高注水效率提供技术支持。根据注水年间发现的油管穿孔现象来看，除少数特殊井外，该油田现阶段注水管柱的腐蚀主要还是局部腐蚀问题。以往大多数课题研究主要针对油田均匀腐蚀问题，忽略局部腐蚀造成的巨大影响，本次提出适用于该油田的局部防腐理论及针对性方案研究，为后续注水井防腐的研究与治理开辟了新的思路。