李洪建，王閏*，杜清珍，謝剛，張培倫

NR油田油井井筒腐蝕影響因素實(shí)驗(yàn)研究

李洪建1，王閏1*，杜清珍2，謝剛2，張培倫3

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都610500
2.中國石油華北油田分公司采油工藝研究院，河北任丘062552
3.東華理工大學(xué)化學(xué)生物科學(xué)與材料學(xué)院，江西南昌330013

針對NR油田油井井筒腐蝕日益嚴(yán)重的問題，展開了產(chǎn)出水對油井井筒腐蝕原因及影響因素實(shí)驗(yàn)研究。采用了靜態(tài)掛片法，以典型井產(chǎn)出水為研究對象，系統(tǒng)研究產(chǎn)出水在不同腐蝕時(shí)間、pH值、CO2濃度、H2S濃度條件下對腐蝕速率的影響，應(yīng)用正交實(shí)驗(yàn)研究這幾種因素對腐蝕速率的影響程度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，腐蝕反應(yīng)時(shí)間在24 h時(shí)腐蝕速率達(dá)到最大，超過24 h后隨著時(shí)間延長腐蝕速率慢慢降低，當(dāng)超過72 h時(shí)腐蝕速率基本不變。溫度越高，產(chǎn)出水對掛片腐蝕越嚴(yán)重，掛片為均勻腐蝕，隨溫度逐漸升高，腐蝕產(chǎn)物由黃色變成黑色，棕紅色的溶液中含有暗紅色絮狀沉淀；在65?C時(shí)，pH值越低的產(chǎn)出水對掛片腐蝕速率影響越大，產(chǎn)出水中H2S濃度與CO2濃度對掛片腐蝕速率影響相當(dāng)，由正交實(shí)驗(yàn)確定了腐蝕速率影響程度大小順序，依次為溫度、pH值、H2S濃度、CO2濃度，與單因素影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。

產(chǎn)出水；井筒腐蝕；影響因素；腐蝕機(jī)理；正交

引言

NR油田自1997注水開發(fā)以來，油田含水率不斷上升，腐蝕問題逐漸暴露，并且日趨嚴(yán)重，油井桿管斷脫、脫扣、管柱漏失等現(xiàn)象日益增多，油氣田安全生產(chǎn)和效益受到巨大的威脅。因此，需要對NR油田油氣生產(chǎn)過程中油套管的腐蝕機(jī)理做深入的系統(tǒng)研究，以便找出影響其腐蝕狀況的主要因素［1-8］。

通過生產(chǎn)現(xiàn)場的調(diào)研資料分析，NR油田的腐蝕如圖1所示。

圖1 被腐蝕的油管Fig.1 The Corrosion tubing

由圖1可知，NR油田的腐蝕特點(diǎn)為：（1）腐蝕效果具有強(qiáng)度大、均勻、范圍廣等特點(diǎn)，在地面管線和地下設(shè)備均出現(xiàn)了腐蝕損害現(xiàn)象。（2）點(diǎn)坑腐蝕現(xiàn)象頻繁出現(xiàn)，具有很強(qiáng)的方向性，并且具有相當(dāng)強(qiáng)的破壞性，這導(dǎo)致了管線、設(shè)備腐蝕穿孔。經(jīng)過現(xiàn)場實(shí)地勘察，設(shè)備穿孔的情況具有一定的規(guī)律性，基本上都出現(xiàn)在管線底部，并且由內(nèi)向外進(jìn)行。

產(chǎn)出水的性質(zhì)不同，對金屬腐蝕的也不盡相同。本文主要研究產(chǎn)出水在不同腐蝕時(shí)間、pH值、CO2濃度、H2S濃度條件下對腐蝕速率的影響，以弄清各種因素的作用機(jī)理。

1 實(shí)驗(yàn)方法

根據(jù)《金屬材料均勻腐蝕全浸試驗(yàn)方法》（GB10124-1988），選用NR油田作業(yè)區(qū)N80套管一段，掛片失重實(shí)驗(yàn)所用試件規(guī)格為10 mm×3 mm×50 mm（圖2），試件表面依次用180，320，1 000號(hào)金相砂紙打磨成鏡面，用無水乙醇、丙酮清洗，冷風(fēng)吹干，置于干燥器內(nèi)備用。腐蝕介質(zhì)為N22-131井、N22-33井模擬水，產(chǎn)出水分析數(shù)據(jù)如表1所示，腐蝕后掛片用水沖洗，除銹劑浸泡，再用無水乙醇擦拭，吹干后稱量。

圖2 掛片腐蝕試件規(guī)格Fig.2 Coupon corrosion Specifications

腐蝕速率的計(jì)算公式為

式中：Vcorr腐蝕速率，mm/a；C-換算系數(shù)，C= 8.76×104；?M-掛片實(shí)驗(yàn)前后質(zhì)量差，g；t腐蝕時(shí)間，h；ρ掛片材質(zhì)密率，g/cm3；S掛片表面積，cm2。

表1 產(chǎn)出水分析數(shù)據(jù)表Tab.1 Prediction models for crude oil fouling rate

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 時(shí)間對腐蝕速率的影響

用兩個(gè)廣口瓶分別裝入N22-131井模擬水、N22-33井模擬水，將處理過的N80鋼金屬掛片分別裝入其中并密封，放置在65?C的恒溫水浴環(huán)境下，定期取出掛片檢測失重情況，來確定腐蝕時(shí)間與腐蝕速率之間的關(guān)系。

由腐蝕時(shí)間與腐蝕速率關(guān)系實(shí)驗(yàn)曲線（圖3）可知，在腐蝕過程中，開始時(shí)間段內(nèi)的腐蝕速率較高，隨著腐蝕時(shí)間的增加，腐蝕速率開始減慢，再經(jīng)過一段時(shí)間后，腐蝕速率變化更小，超過72 h后，腐蝕速率基本不變。

圖3 時(shí)間對腐蝕速率的影響實(shí)驗(yàn)曲線Fig.3 The experimental curve of the etching time and the corrosion rate

有文獻(xiàn)指出［9］，在腐蝕開始階段，此時(shí)未形成保護(hù)膜，腐蝕環(huán)境中存在著大量去極化物質(zhì)，促進(jìn)了金屬腐蝕的兩種過程：全面腐蝕和局部腐蝕，在這兩種形式的腐蝕共同作用下，使得腐蝕速率較高；隨著腐蝕時(shí)間的推移，兩級(jí)反應(yīng)消耗了大量的去極化劑，去極化物質(zhì)的濃度逐漸降低，在密閉環(huán)境下又得不到補(bǔ)充，腐蝕環(huán)境中的腐蝕介質(zhì)的去極化作用逐漸減弱，形成的保護(hù)膜逐漸增多增厚，減緩了金屬的腐蝕速率，此時(shí)主要是以局部腐蝕為主，腐蝕速率逐漸減緩，根據(jù)圖3腐蝕速率變化曲線，故在后續(xù)實(shí)驗(yàn)中確定腐蝕反應(yīng)時(shí)間為72 h。

2.2 溫度對腐蝕速率的影響

NR油田井口溫度約25?C，井底溫度約65?C，故實(shí)驗(yàn)選擇溫度點(diǎn)為25，35，45，55，65?C。實(shí)驗(yàn)介質(zhì)采用N22-131井、N22-33井模擬產(chǎn)出水，平均pH值6.4～7.6。在常壓下進(jìn)行靜態(tài)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)材料選用N80管材。溫度對腐蝕速率的影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

從圖4可以看出，腐蝕速率均隨溫度升高而增大。從腐蝕后掛片上可看出為均勻腐蝕，且隨溫度逐漸升高，腐蝕產(chǎn)物先從黃色變?yōu)樽丶t色，再從棕紅色變?yōu)楹谏?，棕紅色的溶液中含有暗紅色絮狀沉淀。分析認(rèn)為，實(shí)驗(yàn)中的溫度設(shè)定為65?C，屬于低溫范圍，在這種條件下，形成的保護(hù)膜較軟，無法牢固附著在金屬表面上，不能起到很好的保護(hù)作用，在這種靜態(tài)腐蝕條件下的腐蝕過程主要是依靠離子緩慢擴(kuò)散來實(shí)現(xiàn)的，溫度升高，離子擴(kuò)散速度加快，腐蝕速率也就增加。在低溫（25?C）時(shí)油井產(chǎn)出水對掛片腐蝕速率較低，腐蝕速率0.018～0.089 mm/a；在較高溫度（65?C）時(shí)油井產(chǎn)出水對掛片腐蝕較嚴(yán)重，腐蝕速率在0.17～0.22 mm/a；前后腐蝕速率相差較大，由此可見溫度對油管的腐蝕速率影響較大，不容忽視。

圖4 溫度對腐蝕速率的影響實(shí)驗(yàn)曲線Fig.4 The experimental curveof the influence of temperature on the corrosion rate

根據(jù)NR油田地層水資料分析，N22-33井地層水礦化度，離子濃度更能代表其普遍性，故選擇N22-33井地層水進(jìn)行以下實(shí)驗(yàn)研究。

2.3 pH值對腐蝕速率的影響

將N22-33井模擬產(chǎn)出水放入廣口瓶，用HCl和NaOH溶液調(diào)節(jié)腐蝕介質(zhì)的pH值。將處理好的掛片放入瓶中，塞緊瓶塞放入恒溫水浴箱中于常壓下實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度選取65?C。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。

圖5 pH對腐蝕速率的影響實(shí)驗(yàn)曲線（65?C）Fig.5 The experimental curve of pH on the corrosion rate（65?C）

由圖5可知，隨著pH值的增加，腐蝕速率顯著降低。在pH值小于7的腐蝕環(huán)境中，鋼片腐蝕較為嚴(yán)重，酸性越強(qiáng)，腐蝕越大，尤其是在pH值等于5的酸性環(huán)境中，鋼片表面出現(xiàn)了大片的黑色腐蝕產(chǎn)物，并有點(diǎn)蝕的痕跡。pH值是表示環(huán)境（介質(zhì)）的酸堿度，pH值愈小，酸度愈大，H+含量增加，H原子還原能力上升，因而可加大腐蝕速率。pH值對腐蝕速率產(chǎn)生兩方面的影響，一是較高pH值環(huán)境中，會(huì)容易引起無機(jī)離子的沉積和結(jié)垢，導(dǎo)致產(chǎn)出水的腐蝕性發(fā)生變化；二是pH值越低，氫離子濃度越大，氫離子是有效的陰極去極化劑，會(huì)引起腐蝕速率逐漸增大。在65?C條件下，pH=5.5時(shí)腐蝕速率高達(dá)0.6 mm/a以上，這主要是因?yàn)樵诖藀H值條件下，H+含量較高，使鋼材發(fā)生酸腐蝕［10-11］。隨著pH值的增加，腐蝕速率呈現(xiàn)出明顯的下降趨勢。由此可見，適當(dāng)?shù)脑黾觩H值可以減緩腐蝕，但NR油田結(jié)垢嚴(yán)重，垢埋現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，因此提高pH值降低腐蝕的方法在該油田不可行。

2.4 CO2濃度對腐蝕速率的影響

CO2溶液的配制：將碳酸鈣粉末放入燒瓶中，用分液漏斗滴加濃鹽酸；產(chǎn)生的CO2氣體通過洗氣液（碳酸氫鈉溶液）后通入蒸餾水溶解。將接近飽和的CO2溶液用NaOH溶液標(biāo)定濃度。

將處理好的掛片放入不同CO2濃度的N22-33井模擬產(chǎn)出水廣口瓶中，塞緊瓶塞放入恒溫水浴箱中于常壓下實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度選取65?C，由于NR油田CO2濃度平均值在160 mg/L左右，故實(shí)驗(yàn)選取CO2濃度值為50，100，150，200 mg/L進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2和圖6所示。

表2 CO2濃度對腐蝕速率影響實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.2 The experimental data of CO2concentration on the corrosion rate affect

圖6 CO2濃度對腐蝕速率的影響曲線Fig.6 The experimental curveofCO2concentration on the corrosion rate

由表2和圖6實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，隨著CO2濃度增加腐蝕速率增加，這主要是因?yàn)樗蠧O2濃度增加使溶液pH值降低，總酸度增加，使得溶液中氫離子濃度增加，活性增強(qiáng)，從而加劇腐蝕。從圖6中還可以看出，腐蝕速率的增加幅度不明顯，這主要是因?yàn)樵跍囟葹?5?C左右，pH為7～8條件下，CO2在溶液中主要以HCO?3形式存在，CO2濃度處于比較低的區(qū)域，水中溶解CO2的量使溶液的pH下降不明顯［12-13］。

2.5 H2S濃度對腐蝕速率的影響

H2S溶液的配制：將黃鐵礦放入燒瓶中，用分液漏斗滴加濃鹽酸；產(chǎn)生的H2S氣體通過洗氣液（硫化鈉溶液）后通入腐蝕介質(zhì)中直到飽和，整個(gè)實(shí)驗(yàn)裝置放在通風(fēng)櫥中以防中毒。用碘量法滴定溶液中H2S的濃度。

將處理好的掛片放入不同H2S濃度的N22-33井模擬產(chǎn)出水廣口瓶中，塞緊瓶塞放入恒溫水浴箱中于常壓下實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度選取65?C。根據(jù)NR油田產(chǎn)出水中H2S濃度的實(shí)際統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，實(shí)驗(yàn)中選擇H2S濃度為0～20 mg/L，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表3所示，H2S濃度對腐蝕速率的影響實(shí)驗(yàn)曲線見圖7。

表3 H2S濃度對腐蝕速率影響實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.3 The experimental data of H2S concentration on the corrosion rate affect

圖7 H2S濃度對腐蝕速率的影響曲線Fig.7 The experimental curve of H2S concentration on the corrosion rate

從圖7中可以看出，隨H2S濃度的增加腐蝕速率先略有減小而后增大。通常當(dāng)H2S濃度為0～10mg/L時(shí)，腐蝕產(chǎn)物為FeS（隕鐵礦）和FeS2（黃鐵礦），F(xiàn)eS2和FeS晶粒在0.02μm以下，晶格缺陷相對較小，可以阻止陽離子鐵擴(kuò)散，因而具有一定的防護(hù)作用，所以起始階段腐蝕速率略有降低。H2S濃度大于10 mg/L時(shí)，腐蝕產(chǎn)物除FeS2和FeS外，還有少量的Fe9S8生成，F(xiàn)eySx晶粒為0.075μm左右，晶格不完整，不能阻止鐵離子的擴(kuò)散，因而也就不具有防護(hù)性，其結(jié)果會(huì)導(dǎo)致腐蝕速率增大。文獻(xiàn)［14，15］指出，H2S濃度為20～60 mg/L時(shí)，腐蝕產(chǎn)物中Fe9S8的濃度最高，腐蝕速率達(dá)到最大值。

2.6 影響腐蝕速率因素正交實(shí)驗(yàn)研究

實(shí)驗(yàn)中考慮H2S濃度、溫度、pH值、CO2濃度4個(gè)因素，每個(gè)因素取3個(gè)水平（水平I～I(xiàn)II）。水平設(shè)計(jì)見表4，腐蝕介質(zhì)為N22-33井模擬產(chǎn)出水，正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5、表6。

表4 因素和水平設(shè)計(jì)Tab.4 Design factors and levels

表5 正交實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表Tab.5 The results of orthogonal experiments

表6 極差分析數(shù)據(jù)表Tab.6 The results of range analysis

極差分析法是用極差值的大小來描述各因素對評(píng)價(jià)指標(biāo)的影響，極差大表明該因素對指標(biāo)的影響大，通常為重要因素；極差小則說明該因素對指標(biāo)的影響小，通常為次要因素。從表6可知：溫度的極差值最大，為0.087；pH值的極差值次之，為0.083；H2S濃度、CO2濃度的極差值較小，分別為0.047與0.042。由此可以認(rèn)為：影響NR油田井筒腐蝕的影響因素依次為溫度、pH值、H2S濃度、CO2濃度。

3 結(jié)論

（1）N22-33井、N22-131井的產(chǎn)出液腐蝕速率在24 h時(shí)達(dá)到最高，分別為0.279 3 mm/a，0.311 3 mm/a，隨后慢慢降低，當(dāng)腐蝕時(shí)間超過72 h后，腐蝕速率分別保持在0.175 7 mm/a，0.224 8 mm/a。

（2）掛片腐蝕速率均隨溫度升高而增加，從25?C到65?C，N22-33井產(chǎn)出液對掛片腐蝕速率從0.018 2 mm/a增大至0.175 7 mm/a，N22-131井產(chǎn)出液對掛片腐蝕速率從0.089 6 mm/a增大至0.224 8 mm/a。溫度升高加快離子的擴(kuò)散速率從而加快化學(xué)反應(yīng)速率，并最終導(dǎo)致腐蝕速率增大。

（3）在酸性環(huán)境中，掛片腐蝕較為嚴(yán)重，酸性越強(qiáng)，腐蝕越明顯。pH值為5.43時(shí)，腐蝕速率為0.614 7 mm/a，隨著pH值的增加，腐蝕速率呈現(xiàn)出明顯的下降趨勢，當(dāng)pH值為8.15時(shí)，腐蝕速率為0.084 4 mm/a。

（4）腐蝕速率隨著CO2濃度增加而增加，但增加幅度不大。當(dāng)CO2濃度從50 mg/L增加到200 mg/L時(shí)，掛片腐蝕速率從0.1827 mm/a增大到0.232 1 mm/a。這是由于腐蝕速率主要由陰極析氫反應(yīng)控制，CO2濃度對腐蝕速率的影響不大。

（5）當(dāng)H2S濃度從0增大到10 mg/L時(shí)，腐蝕速率逐漸降低，從0.175 7 mm/a降低至0.114 8 mm/a。當(dāng)H2S濃度從10 mg/L增大到20 mg/L時(shí)，腐蝕速率增大至0.241 5 mm/a。

（6）影響腐蝕率大小因素的順序依次為：溫度，pH值，H2S濃度，CO2濃度。

［1］李章亞.油氣田腐蝕與防護(hù)手冊（上冊）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999．

［2］李章亞.油氣田腐蝕與防護(hù)手冊（下冊）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999．

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張培倫，1993年生，男，漢族，東華理工大學(xué)化學(xué)生物科學(xué)與材料學(xué)院本科學(xué)生，主要從事方向油田防垢技術(shù)研究。E-mail：1807306890@qq.com

編輯：王旭東

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Wellbore Corrosion Factors Study in NR Oilfield

LI Hongjian1，WANG Run1*，DU Qingzhen2，XIE Gang2，ZHANG Peilun3

1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuang 610500，China
2.Research Institute of Oil Production Technology，PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu，Hebei 062552，China
3.School of chemical biology and materials，East China University of Technology，Nanchang，Jiangxi 330013，China

In view of the increasingly serious problems of corrosion in NR Oilfield，experimental study on wellbore corrosion of produced water and influence factors of oil well are carried out.Produced water in typical wells is chosen as the research object，The influence of corrosion time，pH value，CO2and H2S concentration on the corrosion rate is systematically studied by the method of static weight loss.Orthogonal experimental study is applied to investigate several factors which influence the corrosion rate degree.Experimental results suggested that the corrosion rate reaches the maximum when the corrosion reaction timeis24h，thenwithtimeincreasingthecorrosionrategraduallydecreased，after72h，thecorrosionratemaintainedconstant；Thehighertemperaturethemoreseriouscorrosionthattheeffectofproducedwateroncoupons.Whenthetemperaturegradually increased，corrosion products turned from yellow to black.And dark red flocculent precipitate created in brown red solution. At 65?C the lower pH the more serious corrosion that the effect of produced water on the corrosion rate.The effect of H2S concentration and CO2concentration on corrosion rate is almost the same.The influence of several factors on corrosion rate determined by the orthogonal experiment are put in the order of temperature，pH value，H2S concentration，CO2concentration，which is consistent with the single factor experimental results.

produced water；borehole corrosion；influencing factors；corrosion mechanism；orthogonality

李洪建，1963年生，男，漢族，河南杞縣人，副教授，主要從事油氣田開發(fā)生產(chǎn)過程中的保護(hù)油氣層技術(shù)與油田注水工藝技術(shù)研究。E-mail：lhj63@263.net

王閏，1985年生，男，漢族，四川南充人，碩士研究生，主要從事油田注水過程中結(jié)垢機(jī)理與防垢技術(shù)方面的研究。E-mail：120881843@qq.com

杜清珍，1967年生，女，漢族，河北獻(xiàn)縣人，工程師，主要從事油田化學(xué)及化學(xué)防腐技術(shù)研究及推廣方面的研究工作。E-mail：cyy_duqz@petrochina.com.cn

謝剛，1963年生，男，漢族，四川南充人，高級(jí)工程師，主要從事油田化學(xué)技術(shù)研究及推廣方面的研究工作。E-mail：cyy_xieg@petrochina.com.cn

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.06.02

1674-5086（2016）01-0146-06

TE341

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160108.0915.008.html

李洪建，王閏，杜清珍，等．NR油田油井井筒腐蝕影響因素實(shí)驗(yàn)研究［J］．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2016，38（1）：146-151．

LI Hongjian，WANG Run，DU Qingzhen，et al．Wellbore Corrosion Factors Study in NR Oilfield［J］．Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（1）：146-151．*

2013-11-06網(wǎng)絡(luò)出版時(shí)間：2016-01-08

王閏，E-mail：120881843@qq.com