CO2驱高温高盐油藏井筒用P110套管的腐蚀规律

(中原油田分公司 石油工程技术研究院，濮阳 457001)

中原油田油藏具有埋藏深、地层温度高(90 ℃以上的油藏约占总储量的67%)、地层水矿化度高(矿化度高于10×104mg/L的油藏占总储量的90%)等特点。CO2驱采油具有驱油效果好，不受油藏高温、高钙镁离子的影响，可以实现CO2效益埋存等优点，是目前高温高盐油藏广泛使用的采油方法[1]。但老井网CO2驱用设备的腐蚀极为严重，现有防腐蚀技术适应性差、系统性不强，而且高温高盐油藏对缓蚀剂性能要求高[2-4]。所以CO2驱采油技术的应用成败关键在于系统解决防腐蚀问题。

国外油气公司关于CO2驱防腐蚀设计遵循NACE标准，选择耐蚀合金，整体投资巨大。当CO2分压超过0.21 MPa时推荐使用13Cr管材；当矿化度超过20×104mg/L时，推荐使用超级13Cr管材；集输管道采用内衬316L复合管[5-8]。国内油气田主要在老区实施CO2驱，无法更换管材，因此普遍采用缓蚀剂进行防腐蚀。冯蓓[9]对Q235钢在不同温度、含油量、流速及HCO3-浓度条件下进行了封闭式二氧化碳动态模拟试验。张海宝[10]从腐蚀电化学入手，推导了CO2均匀腐蚀速率预测模型，并对该模型的使用条件和局限性进行了评价。高纯良[11]针对油气田常用油套管材料N8和P110钢，开展了高温高压CO2环境中的腐蚀模拟试验，并得到了油套管腐蚀预测模型。

目前，国内外CO2腐蚀的研究存在方法差别大、评价标准局限性强等问题。如国内标准无法模拟高温高盐油藏的现场工况条件，且对高分压和多相流态的腐蚀评价无标准可循。可以看出，现有防腐蚀技术存在对CO2动态腐蚀评价手段不完善、腐蚀规律认识不清等问题，无法满足高温高盐油藏CO2驱生产系统腐蚀控制的要求[12-15]。……