注氮气采油井筒腐蚀评价与治理对策讨论

时间：2024-07-28

李月爱，吴涛，潘阳秋

（中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

目前注氮气提高原油采收率已经在国内外获得了普遍的认可和应用，在理论研究、室内实验和矿场运用方面都已得到深入研究，积累了丰富的经验[1-2]。注氮气提高原油采收率是塔河油田碳酸盐岩油藏提高采收率的有效措施[3]。近五年，塔河油田开展注氮气施工超1 000井次，累计注入氮气7×108m3，累计增油2×106t。目前塔河工区内制氮分为膜分离制氮和碳分子筛分离制氮，注入氮气中含一定量的氧气[4-5]。随着注气工作的深入开展，注氮气轮次和注气量的增加，井下腐蚀现象越来越严重，导致部分注氮气井封隔器失封、管柱穿孔和断裂，维护作业难度大[6-8]，典型的单元注气井油管腐蚀如图1所示。注气井油管平均下深3 650 m，腐蚀在全井管柱均有分布，严重腐蚀集中在2 500 m以下[9-10]。截至目前，塔河工区注气井井下作业1 040 井次，其中，为因腐蚀导致的油管减薄、穿孔和光杆断脱而开展的井下作业达440井次。注气井腐蚀问题日益突出，已严重影响油田开发。因此，有效的井下腐蚀防治技术成为目前注氮气开发急需解决的问题[11-12]。通过高温高压动态腐蚀模拟实验装置，开展影响腐蚀主控因素研究，并有针对性地提出解决对策，可有效控制和防治井下腐蚀情况的发生。

图1 T402井单元注气油管腐蚀Fig.1 Corrosion of gas injection tubing of well-T402

1 注氮气井井筒动态腐蚀模拟实验

1.1 腐蚀速率计算方法及实验装置

选用塔河油田注气井常用油管材质P110 和P110S 进行实验，参照标准GB/T 16545—2015《金属和合金的腐蚀腐蚀试样上腐蚀产物的清除》清除腐蚀产物，利用失重法并按照式（1）计算均匀腐蚀速率：

式中：Rc为均匀腐蚀速率，mm/a；m1为实验前试样质量，g；m2为实验后试样质量，g；S为试样表面积，cm2；T为实验周期，h；D为试样密度，kg/m3。

采用高温高压动态腐蚀模拟实验装置进行实验研究，实验装置如图2所示，最高实验压力为50 MPa，最高实验温度为130 ℃。

图2 高温高压动态腐蚀模拟实验装置Fig.2 Dynamic corrosion simulator of high temperature and high pressure

1.2 注气氧含量及温度对注气井井筒材质耐腐蚀结垢性能的影响

塔河油田现场制氮工艺所制备的氮气的氧含量为0.7%和2.5%，敏感腐蚀结垢温度点在70～110 ℃。因此，选取常用注气压力35 MPa，敏感腐蚀结垢温度点70 ℃、90 ℃和110 ℃，利用高温高压动态腐蚀反应釜模拟氧含量为0.7%、1.5%和2.5%的注气工况进行P110/P110S 井下管材耐蚀性能的评价实验，具体的实验条件见表1。

表1 注气氧含量和温度对井筒腐蚀结垢影响模拟实验条件Table 1 Simulated experimental conditions of influence of oxygen content and temperature on wellbore corrosion and scaling

利用失重法计算腐蚀速率，得到结果如图3所示。在注气氧含量为0.7 %的条件下，P110 试样在70 ℃下腐蚀速率为1.52 mm/a，90 ℃下腐蚀速率为1.89 mm/a，110 ℃下腐蚀速率为3.47 mm/a；P110S 试样在70 ℃下腐蚀速率为1.42 mm/a，90 ℃下腐蚀速率为2.52 mm/a，110 ℃下腐蚀速率为4.23 mm/a。可以看出，在注气氧含量为0.7%的条件下，P110与P110S试样的腐蚀速率均随着温度升高而增大。由图4可知，注气氧含量对腐蚀影响较大。当注气氧含量从0.7%升至1.5%时，腐蚀速率提高0.7～1.0倍。

图3 注气氧含量0.7%，不同温度条件下P110/P110S试样均匀腐蚀速率Fig.3 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens with 0.7%oxygen content at different temperatures

图4 温度70 ℃，不同注气氧含量条件下P110/P110S试样均匀腐蚀速率Fig.4 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens under different oxygen concentration at 70 ℃

图5为不同温度条件下P110/P110S试样浸泡7 d后的宏观形貌。可以看出3种温度条件下，其表面均形成了较厚的腐蚀产物膜，且表层为稍疏松的红色铁锈物，内层为黑色腐蚀产物。对试样表面腐蚀产物进行X 射线衍射分析（XRD）检测，试样表面腐蚀产物主要为Fe3O4、CaCO3、Fe2O3以及NaCl，为典型注气井油管腐蚀结垢产物。

图5 注气氧含量0.7%，不同温度条件下P110/P110S酸洗前宏观腐蚀形貌Fig.5 Macro corrosion morphology of P110/P110S before pickling under different temperature conditions with 0.7%oxygen

1.3 注气压力对注气井井筒材质耐腐蚀结垢性能的影响

塔河油田注氮气施工压力为20～35 MPa。选取注气氧含量0.7%、温度90 ℃进行不同注气压力条件下P110/P110S 耐蚀性能的评价实验，具体的实验条件见表2。

利用失重法计算腐蚀速率，得到结果如图6所示。P110 试样在20 MPa 下腐蚀速率为1.46 mm/a，35 MPa下腐蚀速率为2.08 mm/a；P110S试样在20 MPa下腐蚀速率为1.89 mm/a，35 MPa 下腐蚀速率为2.52 mm/a。

图6 不同注气压力条件下P110/P110S试样均匀腐蚀速率Fig.6 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens under different injection pressures

表2 注气压力对井筒腐蚀结垢影响模拟实验条件Table 2 Simulation experimental conditions of influence of injection pressure on wellbore corrosion and scaling

1.4 注入速度对注气井井筒材质耐腐蚀结垢性能的影响

结合塔河油田注气井目前的注入速度变化区间，选取注气压力35 MPa、注气氧含量0.7%，温度90 ℃进行不同注入速度（0.5 m/s 和1.5 m/s）条件下P110/P110S耐蚀性能的评价实验，具体的实验条件见表3。

利用失重法计算腐蚀速率，得到结果如图7所示。P110试样在0.5 m/s下腐蚀速率为3.19 mm/a，1.5 m/s下腐蚀速率为1.89 mm/a；P110S 试样在0.5 m/s 下腐蚀速率为2.98 mm/a，1.5 m/s下腐蚀速率为2.52 mm/a。

图7 不同注入速度条件下P110/P110S试样均匀腐蚀速率Fig.7 Uniform corrosion rate of P110/P110S specimens at different injection rates

2 井筒腐蚀主控因素分析

注气井井筒动态腐蚀分析评价实验结果表明，当注气氧含量为0.7%～2.5%时，塔河油田注气井井筒结垢腐蚀风险严重。

1）由图3可知，当注气氧含量恒定时，P110 和P110S 的均匀腐蚀速率随着温度升高而增大，在110 ℃达到峰值，温度对管材腐蚀速率影响较大。

2）由图4可知，当注气氧含量为0.7%～2.5%时，在温度一定的情况下，P110和P110S的腐蚀敏感性在注气氧含量为1.5%时相对较高。

3）由图6可知，当注气压力从20 MPa 升高至35 MPa时，P110和P110S的腐蚀速率略有升高，注气压力对管材腐蚀速率影响有限。

4）由图7可知，当注入速度从0.5 m/s 升高至1.5 m/s时，P110和P110S的均匀腐蚀速率有所降低。分析认为，这是由于如果注入速度过小，会导致油管表面腐蚀产物不均一度增加，局部腐蚀敏感性增加，局部腐蚀坑内外的氧浓度差会进一步促进局部腐蚀的发展，导致均匀腐蚀速率较高。注入速度通过影响油管材质表面腐蚀产物的形成与破损进程来影响井筒材质的耐腐蚀性能。

研究结果表明，当注气氧含量为0.7 %～2.5 %时，塔河油田注气井井筒腐蚀结垢风险严重，腐蚀主控因素为温度和注气氧含量。各因素对P110 和P110S 材质耐腐蚀结垢性能的影响力从大到小排序为：注气氧含量、温度＞注入速度＞注气压力。

3 注氮气井井筒腐蚀结垢治理对策讨论

从实验结论可知，注气氧含量、温度及材质选择，对井筒腐蚀影响较大，建议从材质优选、防腐工艺技术（涂层油管、内衬油管等）评价、化学药剂筛选等方面开展针对性研究，结合现场操作可行性和经济性，提出科学合理的腐蚀防控措施。

3.1 源头控制降低氧含量

由“注气氧含量及温度对注气井井筒材质耐腐蚀结垢性能的影响”可知，注气氧含量和温度对钢材腐蚀影响较大，降低注入氮气的氧含量，能有效减缓井下管材腐蚀情况的发生。对现有97%氮气设备进行升级改造，要求所有注氮气施工设备制氮纯度达99%，从源头降低注气氧含量可大幅度降低腐蚀；另外，可适当添加除氧剂，有效除氧，降低腐蚀速率[13]。