油套管腐蚀一直是油气田生产过程中一个相当棘手的问题。近年来, 中国石油西南油气田公司川东北气矿(下称川东北气矿)在开发含酸性气体(H2S、CO2等)腐蚀介质的油气构造过程中，相继出现油管腐蚀穿孔、断落，套管腐蚀挤扁等现象，给试修作业带来了很多复杂情况，也严重影响到气井正常生产。根据不完全统计, 近年来川东北气矿修井作业中，有80%左右均与油管腐蚀有关。
川东北气矿成立至今的数年间，就已经实施了12井次更换油管作业。通过对修井作业中取出的油管表面进行分析，总结出了川东北气矿油管腐蚀程度的普遍规律：即气田水回注井和气水同产井的油管腐蚀程度较严重，且通常伴有明显局部腐蚀或穿孔现象；而纯气井的油管通常无明显腐蚀情况。气井腐蚀的基本现象特征见表 1。
通常金属腐蚀防护手段有使用耐蚀合金、在金属表面使用防腐涂层和添加缓蚀剂等三种方式。国内外实践经验表明，加注缓蚀剂是针对H2S井下腐蚀经济可靠，又十分灵活的腐蚀控制方法，因而在油气井中应用最为广泛[1-5]。结合川东北气矿油管腐蚀的普遍规律，本试验选取气田水回注井和气水同产井各一口为研究目标，主要对油管腐蚀情况进行评价，并针对腐蚀进行缓蚀剂防腐评价研究。
雷3井位于雷音铺构造罗家山高点核部，1980年1月完钻，生产至1986年5月产气量仅有0.5×104 m3/d。此后间歇生产，目前已枯竭。2010年10月8日~10月22日对该井进行了修井作业，取出油管情况如图 1, 材质C90S。目前，该井作为气田水回注井使用。
雷13井位于达县油茶场，于1986年4月建成投产。雷13井最近一次修井作业于2010年7月5日~9月22日进行，取出油管情况如图 2，材质DST90SS。修井后开井自喷复产，目前该井是气水同产井，气产量2.8×104 m3/d，天然气中H2S含量0.34%, CO2含量0.48%, 水产量260 m3/d。
综合川东北气矿油管腐蚀程度的普遍规律，以及取出油管腐蚀现象的基本特征，可以看出川东北气矿雷13井及雷3井的油管腐蚀是比较典型的。本研究选择气田水回注井雷3井及气水同产井雷13井作为研究对象，对井下腐蚀情况进行研究。
恒温槽、老化罐、分析天平、玻璃瓶、药勺、镊子；所用试剂除缓蚀剂由西南油气田公司天然气研究院提供，其余均为市售AR级；腐蚀液为现场取得，水质分析结果见表 2，分析方法及条件参照标准方法[6]；腐蚀试件由现场取得油管制备(图 3)，材质分别是碳钢C90S(雷3井)和碳钢DST90SS(雷13井)，大小为30 ×15 × 3(L× W × H，mm)。
腐蚀评价及缓蚀剂评价参照标准实验方法[7-8]。
实验条件：
(1) 静态腐蚀评价实验：腐蚀液采用现场取得水样，分别通入H2S：1 500 mg/L±50 mg/L、CO2：350 mg/L±50 mg/L；试件由现场取得管材加工制备；实验周期72 h。
(2) 动态腐蚀评价实验：采用动态转轮腐蚀挂片；腐蚀液采用现场取得水样；分别通入H2S：1 500 mg/L±50 mg/L、CO2：350 mg/L±50 mg/L；试件由现场取得管材加工制备；实验周期72 h。
缓蚀剂的热稳定性评价方法：在试验温度125 ℃条件下，将缓蚀剂装入老化罐中静置，观察溶液的变化，根据外观判断缓蚀剂热稳定性能。
缓蚀剂与水样的配伍性能评价方法：分别将含有1 000 mg/L、2 000 mg/L CT2-4、CT2-17和CT2-15缓蚀剂的现场水样混合均匀后装入老化罐中，在80 ℃条件下静置，同时试验空白，观察溶液的变化，根据外观判断缓蚀剂与水样的配伍性能。
缓蚀剂乳化倾向评价方法：将含有一定质量浓度缓蚀剂的油水混合液上下振动，使其乳化，以乳化液的稳定程度来评价缓蚀剂的乳化倾向。若分层越快，出水越多，乳状液就越不稳定，缓蚀剂的乳化倾向就越小，反之，则为乳化倾向大的缓蚀剂。
在室内模拟腐蚀条件分别进行了静态及动态腐蚀评价，结果见表 3，实验后试片见图 4~图 7。
由表 3、图 4~图 7可知，在不添加缓蚀剂的条件下，所有实验腐蚀速率均大于0.1 mm/a；特别在动态腐蚀评价实验中，试片不仅仅平均腐蚀速率较大，而且显示出了严重的局部腐蚀现象，这与动态环境下腐蚀产物不能均匀有效地附着于试片表面有关[9-11]。实验结果表明，在不采取防腐措施的条件下，雷3井和雷13井油管均不能满足现场腐蚀要求。
分别选择商品化的水溶性缓蚀剂CT2-4、CT2-17以及油溶性缓蚀剂CT2-15为样品进行了评价。
(1) 缓蚀剂热稳定性评价。对缓蚀剂CT2-4、CT2-17和CT2-15进行了热稳定性评价，结果见表 4。
实验结果表明，CT2-4、CT2-15、CT2-17在实验后都没有不溶物和沉淀出现，说明它们自身具有良好的热稳定性。
(2) 缓蚀剂与现场水配伍性评价。将缓蚀剂CT2-4、CT2-17、CT2-15分别与雷3井及雷13井现场水进行了配伍性评价，结果见表 5。
实验结果表明，CT2-15与现场水进行配伍实验后，没有不溶物或沉淀出现，说明CT2-15与现场水具有良好的配伍性能。
(3) 缓蚀剂乳化倾向评价。对CT2-15进行了乳化倾向评价实验，结果见表 6。从表 6可知，CT2-15与现场水不发生乳化作用。
上述实验结果表明，缓蚀剂CT2-4、CT2-15、CT2-17自身都具有良好的热稳定性，可以在具有一定温度的环境中使用。将它们分别与雷3井和雷13井现场水进行配伍实验后，CT2-15显示出最好的配伍性能，没有不溶物或者沉淀出现，并且CT2-15在乳化性评价实验中与现场水不发生乳化。因此，选择CT2-15作为目标缓蚀剂进行缓蚀性能评价。
在室内模拟腐蚀条件分别进行了缓蚀剂静态及动态缓蚀性能评价，缓蚀剂为CT2-15，用量为1 000 mg/L。实验结果见表 7，实验后试片见图 8~图 11。
CT2-15是咪唑啉类的缓蚀剂[12]，主要用于抑制在高含H2S-CO2-高矿化度腐蚀环境中金属的腐蚀。实验结果表明，当添加缓蚀剂CT2-15后，室内动态、静态腐蚀评价实验均显示出良好的防腐效果，腐蚀速率均远远小于0.1 mm/a，且无局部腐蚀。
(1) 如果不采取防腐措施，所选取的井位金属试样在模拟腐蚀实验中会发生严重腐蚀。特别是动态模拟腐蚀实验，空白腐蚀速率远大于0.1 mm/a，且出现明显局部腐蚀。
(2) 室内实验表明，缓蚀剂CT2-15可以有效地抑制腐蚀。无论动、静态腐蚀实验，添加CT2-15后均可以控制腐蚀速率低于0.1 mm/a，并且能有效防止局部腐蚀的发生。
(3) 理化性能评价实验表明，缓蚀剂CT2-15具有良好的耐热性能、与现场水配伍性优良且与现场水不发生乳化，这说明CT2-15能够适应现场工况使用条件。
(4) 该工作主要集中于室内研究，建议进行现场应用以验证其效果。
2012, Vol. 41 Issue (2): 196-199
2012, Vol. 41 Issue (2): 196-199