注氮氣采油井筒腐蝕評價與治理對策討論

李月愛，吳 濤，潘陽秋

（中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011）

目前注氮氣提高原油采收率已經在國內外獲得了普遍的認可和應用，在理論研究、室內實驗和礦場運用方面都已得到深入研究，積累了豐富的經驗[1-2]。注氮氣提高原油采收率是塔河油田碳酸鹽巖油藏提高采收率的有效措施[3]。近五年，塔河油田開展注氮氣施工超1 000井次，累計注入氮氣7×108m3，累計增油2×106t。目前塔河工區(qū)內制氮分為膜分離制氮和碳分子篩分離制氮，注入氮氣中含一定量的氧氣[4-5]。隨著注氣工作的深入開展，注氮氣輪次和注氣量的增加，井下腐蝕現象越來越嚴重，導致部分注氮氣井封隔器失封、管柱穿孔和斷裂，維護作業(yè)難度大[6-8]，典型的單元注氣井油管腐蝕如圖1所示。注氣井油管平均下深3 650 m，腐蝕在全井管柱均有分布，嚴重腐蝕集中在2 500 m以下[9-10]。截至目前，塔河工區(qū)注氣井井下作業(yè)1 040 井次，其中，為因腐蝕導致的油管減薄、穿孔和光桿斷脫而開展的井下作業(yè)達440井次。注氣井腐蝕問題日益突出，已嚴重影響油田開發(fā)。因此，有效的井下腐蝕防治技術成為目前注氮氣開發(fā)急需解決的問題[11-12]。通過高溫高壓動態(tài)腐蝕模擬實驗裝置，開展影響腐蝕主控因素研究，并有針對性地提出解決對策，可有效控制和防治井下腐蝕情況的發(fā)生。

圖1 T402井單元注氣油管腐蝕Fig.1 Corrosion of gas injection tubing of well-T402

1 注氮氣井井筒動態(tài)腐蝕模擬實驗

1.1 腐蝕速率計算方法及實驗裝置

選用塔河油田注氣井常用油管材質P110 和P110S 進行實驗，參照標準GB/T 16545—2015《金屬和合金的腐蝕腐蝕試樣上腐蝕產物的清除》清除腐蝕產物，利用失重法并按照式（1）計算均勻腐蝕速率：

式中：Rc為均勻腐蝕速率，mm/a；m1為實驗前試樣質量，g；m2為實驗后試樣質量，g；S為試樣表面積，cm2；T為實驗周期，h；D為試樣密度，kg/m3。

采用高溫高壓動態(tài)腐蝕模擬實驗裝置進行實驗研究，實驗裝置如圖2所示，最高實驗壓力為50 MPa，最高實驗溫度為130 ℃。

圖2 高溫高壓動態(tài)腐蝕模擬實驗裝置Fig.2 Dynamic corrosion simulator of high temperature and high pressure

1.2 注氣氧含量及溫度對注氣井井筒材質耐腐蝕結垢性能的影響

塔河油田現場制氮工藝所制備的氮氣的氧含量為0.7%和2.5%，敏感腐蝕結垢溫度點在70～110 ℃。因此，選取常用注氣壓力35 MPa，敏感腐蝕結垢溫度點70 ℃、90 ℃和110 ℃，利用高溫高壓動態(tài)腐蝕反應釜模擬氧含量為0.7%、1.5%和2.5%的注氣工況進行P110/P110S 井下管材耐蝕性能的評價實驗，具體的實驗條件見表1。

表1 注氣氧含量和溫度對井筒腐蝕結垢影響模擬實驗條件Table 1 Simulated experimental conditions of influence of oxygen content and temperature on wellbore corrosion and scaling

利用失重法計算腐蝕速率，得到結果如圖3所示。在注氣氧含量為0.7 %的條件下，P110 試樣在70 ℃下腐蝕速率為1.52 mm/a，90 ℃下腐蝕速率為1.89 mm/a，110 ℃下腐蝕速率為3.47 mm/a；P110S 試樣在70 ℃下腐蝕速率為1.42 mm/a，90 ℃下腐蝕速率為2.52 mm/a，110 ℃下腐蝕速率為4.23 mm/a?？梢钥闯?，在注氣氧含量為0.7%的條件下，P110與P110S試樣的腐蝕速率均隨著溫度升高而增大。由圖4可知，注氣氧含量對腐蝕影響較大。當注氣氧含量從0.7%升至1.5%時，腐蝕速率提高0.7～1.0倍。

圖3 注氣氧含量0.7%，不同溫度條件下P110/P110S試樣均勻腐蝕速率Fig.3 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens with 0.7%oxygen content at different temperatures

圖4 溫度70 ℃，不同注氣氧含量條件下P110/P110S試樣均勻腐蝕速率Fig.4 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens under different oxygen concentration at 70 ℃

圖5為不同溫度條件下P110/P110S試樣浸泡7 d后的宏觀形貌?？梢钥闯?種溫度條件下，其表面均形成了較厚的腐蝕產物膜，且表層為稍疏松的紅色鐵銹物，內層為黑色腐蝕產物。對試樣表面腐蝕產物進行X 射線衍射分析（XRD）檢測，試樣表面腐蝕產物主要為Fe3O4、CaCO3、Fe2O3以及NaCl，為典型注氣井油管腐蝕結垢產物。

圖5 注氣氧含量0.7%，不同溫度條件下P110/P110S酸洗前宏觀腐蝕形貌Fig.5 Macro corrosion morphology of P110/P110S before pickling under different temperature conditions with 0.7%oxygen

1.3 注氣壓力對注氣井井筒材質耐腐蝕結垢性能的影響

塔河油田注氮氣施工壓力為20～35 MPa。選取注氣氧含量0.7%、溫度90 ℃進行不同注氣壓力條件下P110/P110S 耐蝕性能的評價實驗，具體的實驗條件見表2。

利用失重法計算腐蝕速率，得到結果如圖6所示。P110 試樣在20 MPa 下腐蝕速率為1.46 mm/a，35 MPa下腐蝕速率為2.08 mm/a；P110S試樣在20 MPa下腐蝕速率為1.89 mm/a，35 MPa 下腐蝕速率為2.52 mm/a。

圖6 不同注氣壓力條件下P110/P110S試樣均勻腐蝕速率Fig.6 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens under different injection pressures

表2 注氣壓力對井筒腐蝕結垢影響模擬實驗條件Table 2 Simulation experimental conditions of influence of injection pressure on wellbore corrosion and scaling

1.4 注入速度對注氣井井筒材質耐腐蝕結垢性能的影響

結合塔河油田注氣井目前的注入速度變化區(qū)間，選取注氣壓力35 MPa、注氣氧含量0.7%，溫度90 ℃進行不同注入速度（0.5 m/s 和1.5 m/s）條件下P110/P110S耐蝕性能的評價實驗，具體的實驗條件見表3。

利用失重法計算腐蝕速率，得到結果如圖7所示。P110試樣在0.5 m/s下腐蝕速率為3.19 mm/a，1.5 m/s下腐蝕速率為1.89 mm/a；P110S 試樣在0.5 m/s 下腐蝕速率為2.98 mm/a，1.5 m/s下腐蝕速率為2.52 mm/a。

圖7 不同注入速度條件下P110/P110S試樣均勻腐蝕速率Fig.7 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens at different injection rates

2 井筒腐蝕主控因素分析

注氣井井筒動態(tài)腐蝕分析評價實驗結果表明，當注氣氧含量為0.7%～2.5%時，塔河油田注氣井井筒結垢腐蝕風險嚴重。

1）由圖3可知，當注氣氧含量恒定時，P110 和P110S 的均勻腐蝕速率隨著溫度升高而增大，在110 ℃達到峰值，溫度對管材腐蝕速率影響較大。

2）由圖4可知，當注氣氧含量為0.7%～2.5%時，在溫度一定的情況下，P110和P110S的腐蝕敏感性在注氣氧含量為1.5%時相對較高。

3）由圖6可知，當注氣壓力從20 MPa 升高至35 MPa時，P110和P110S的腐蝕速率略有升高，注氣壓力對管材腐蝕速率影響有限。

4）由圖7可知，當注入速度從0.5 m/s 升高至1.5 m/s時，P110和P110S的均勻腐蝕速率有所降低。分析認為，這是由于如果注入速度過小，會導致油管表面腐蝕產物不均一度增加，局部腐蝕敏感性增加，局部腐蝕坑內外的氧濃度差會進一步促進局部腐蝕的發(fā)展，導致均勻腐蝕速率較高。注入速度通過影響油管材質表面腐蝕產物的形成與破損進程來影響井筒材質的耐腐蝕性能。

研究結果表明，當注氣氧含量為0.7 %～2.5 %時，塔河油田注氣井井筒腐蝕結垢風險嚴重，腐蝕主控因素為溫度和注氣氧含量。各因素對P110 和P110S 材質耐腐蝕結垢性能的影響力從大到小排序為：注氣氧含量、溫度＞注入速度＞注氣壓力。

3 注氮氣井井筒腐蝕結垢治理對策討論

從實驗結論可知，注氣氧含量、溫度及材質選擇，對井筒腐蝕影響較大，建議從材質優(yōu)選、防腐工藝技術（涂層油管、內襯油管等）評價、化學藥劑篩選等方面開展針對性研究，結合現場操作可行性和經濟性，提出科學合理的腐蝕防控措施。

3.1 源頭控制降低氧含量

由“注氣氧含量及溫度對注氣井井筒材質耐腐蝕結垢性能的影響”可知，注氣氧含量和溫度對鋼材腐蝕影響較大，降低注入氮氣的氧含量，能有效減緩井下管材腐蝕情況的發(fā)生。對現有97%氮氣設備進行升級改造，要求所有注氮氣施工設備制氮純度達99%，從源頭降低注氣氧含量可大幅度降低腐蝕；另外，可適當添加除氧劑，有效除氧，降低腐蝕速率[13]。

3.2 內襯油管防止接觸腐蝕

由于采用四級壓縮、分子篩制氮工藝，現場制氮純度最高只能達到99%，含有一定量的氧氣?？紤]通過在油管內部穿插耐高溫內襯管[14]，選擇在較寬的溫度范圍內仍有較高強度、韌性、剛性，耐蠕變、耐疲勞、耐磨、自潤滑等優(yōu)良特性的材料。調查發(fā)現，目前內襯管最高耐受溫度可達135 ℃，滿足塔河生產需求。

3.3 添加緩蝕劑

緩蝕劑可有效控制井下腐蝕的發(fā)生[15]。開發(fā)適合于塔河油田的耐溫抗鹽，與塔河注入水配伍性好的緩蝕劑，也是重要的研究方向之一。

表3 注入速度對井筒腐蝕結垢影響模擬實驗條件Table 3 Simulation experimental conditions of influence of injection rate on wellbore corrosion and scaling

4 結論及建議

1）在注氣氧含量一定的情況下（0.7%），溫度從70 ℃升至110 ℃，P110管材腐蝕速率從1.52 mm/a提高至3.47 mm/a，增大1.3 倍；P110S 管材腐蝕速率從1.42 mm/a提高至4.23 mm/a，增大2.0倍。

2）在溫度一定的情況下（70 ℃），注氣氧含量從0.7%提高至1.5%，P110 管材腐蝕速率從1.51 mm/a提高至2.63 mm/a，增大0.7 倍；P110S 管材腐蝕速率從1.42 mm/a提高至2.91 mm/a，增大1.0倍。

3）注氣氧含量、溫度及材質選擇對井筒腐蝕影響較大，各因素對P110 和P110S 材質耐腐蝕結垢性能的影響力從大到小排序為：注氣氧含量、溫度＞注入速度＞注氣壓力。從源頭降低氧含量，提高氮氣純度，從97%含氮量提升至99%，降低注入氣體中氧氣含量，可有效防治井筒腐蝕。

4）在油管內部穿插耐高溫內襯管，隔絕油管與腐蝕環(huán)境，可有效延長油管使用壽命，降低采油井控風險。現場檢管作業(yè)表明，采用內穿插管技術的油管，可延長檢管周期2年。