延安气田Y井区缓蚀剂防腐优选研究

刘海峰,葛 宇,刘鹏程,赵 帅,杨晓雨

(陕西延长石油(集团)有限责任公司 延长气田采气二厂，陕西 靖边 718500)

腐蚀是金属材料与其所处的自然环境交互作用产生的物理化学现象。采气工程中金属材料的腐蚀问题是关系到气井生产安全的重大问题。根据相关资料显示，在石油和石化行业，由腐蚀造成的损失约占行业总产值的6%[1]。

Y井区气井硫化氢平均含量 209 mg/m3，单井最大含硫量 1156 mg/m3，气田采出水成分复杂，矿化度较高，且天然气中的H2S和CO2含量较高，极易导致井筒和地面集输管线产生严重的腐蚀。因此对气田管材的腐蚀规律研究，对于保证油套管、采气管线及设备的寿命、提高天然气开发效益具有重要意义[2]。

1 腐蚀监测现状及腐蚀防护现状分析

Y井区气田采出水矿化度分布在60～350 g/L 之间。天然气中的H2S和CO2含量较高，使得地层水中含有大量侵蚀性很强的离子，极易产生严重的腐蚀[3]。井区目前主要利用常规的阴极保护测试桩和挂片法进行腐蚀监测，利用阴极保护和加注缓蚀剂法进行腐蚀防护。对井区的部分油套管进行了调研，拍摄到部分油管的外貌形态(图1)，可以发现井区的油管存在不同程度的腐蚀现象。

图1 井区油管腐蚀情况

2 气井腐蚀机理及腐蚀因素分析

含硫天然气对钢材腐蚀的类型主要有H2S电化学腐蚀、H2S/CO2共存腐蚀、CO2腐蚀。

2.1 H2S电化学腐蚀

在油气开采中，与CO2和O2相比，H2S在水中的溶解度最大，H2S一旦溶于水便立即电离而呈酸性[4]。

H2S在水中的离解反应为:

铁在H2S的水溶液中发生的电化学反应为:

H2S离解产物HS-、S2-吸附在金属的表面形成吸附复合物离子Fe(HS)-。吸附的HS-、S2-使金属的电位移向负值，促进阴极放氢的加速，而氢原子为强去极化剂，易在阴极得到电子，同时使铁原子间金属键的强度大大削弱，进一步促进阳极溶解而使钢铁腐蚀，腐蚀产物主要有Fe9S8、Fe3S4、FeS2和FeS。

主要影响因素为含水量、H2S的质量浓度、气体流速、CO2含量及温度。除了以上影响因素以外，H2S的腐蚀还受到其它腐蚀介质(如氯离子和氢氰根离子)、材料的硬度及焊后热处理、管道元件的表面质量、材料的强度及碳当量、材料的硫、磷含量等因素的影响。

2.2 CO2/H2S共存腐蚀

CO2腐蚀主要是一种流体力学化学腐蚀，流体造成的管壁剪切应力能造成腐蚀产物FeCO3膜的减薄和破裂，使金属局部裸露并电偶作用下形成局部腐蚀[5]。H2S除了造成电化学腐蚀外，最具危害性的还是金属力学化学腐蚀，即HIC和SSC等，H2S腐蚀阴极析氢反应形成的氢原子由于HS-、S2-离子的毒化作用，形成氢分子的过程受到抑制，氢原子更容易渗透进入金属内部导致氢脆或开裂。CO2与H2S共存条件下，二者的腐蚀存在竞争与协同效应[6]。当H2S含量较小时以CO2腐蚀为主，腐蚀得到较大程度的促进；H2S含量增大，转化为以H2S腐蚀为主，出现局部腐蚀；继续增大H2S含量，局部腐蚀反而受到抑制。

主要影响因素为H2S含量、CO2分压、温度、pH值、流速。

3 缓蚀剂性能评价

加注缓蚀剂是减缓管线及油、套管腐蚀，延长使用寿命的有效方法，目前采用井口间歇加注的方式进行腐蚀防护。本文对常用的WDY11-220和JX-HSJ-001两种缓蚀剂通过挂片失重法进行缓蚀剂性能评价。

3.1 缓蚀剂室内评价

1) 缓蚀剂WDY11-220。缓蚀剂的性能评价依据SY/T5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》进行。将已称量的金属挂片分别挂入已加和未加缓蚀剂的试验介质中，在规定条件下浸泡到一定的时间，然后取出挂片，经清洗干燥后称重，根据挂片的质量损失分别计算出平均腐蚀速率见式(1)和缓蚀率见式(2)。

腐蚀速率：

(1)

式中：rcoor为均匀腐蚀速率，mm/a；m为试验前的挂片质量，g;mt为试验后的挂片质量，g;S1为挂片的总面积，cm2;ρ为挂片材料的密度，g/cm3;t为试验时间，h。缓蚀率：

(2)

式中：η1为缓蚀率，% ;Δm0为空白试验中挂片的质量损失，g;Δm1为加药试验中挂片的质量损失，g。

按照上述实验方法对缓蚀剂WDY11-220分别在加H2S和不加H2S的条件下进行了室内性能评价实验，实验结果见表1及表2。由实验结果看出，缓蚀剂WDY11-220在不含H2S时，缓蚀率为74.85%，有H2S时，缓蚀率不到20%，缓蚀性能差。

表1 缓蚀剂性能评价(无H2S)

表2 缓蚀剂性能评价(含H2S)

2)缓蚀剂JX-HSJ-001。在 100 mL 量筒中，加入 100 mL 腐蚀介质，然后加入 0.1 mL 缓蚀剂样品(图2)，缓蚀剂样品按 1000 mg/L 即按商品质量浓度100%计算，常温下放置 24 h 后观察并记录其性状，以分散均匀、稳定、无油水分层为好。本次实验温度为 80 ℃，挂片为N80钢片，试验时间为 168 h，缓蚀剂添加量分别为 20、40、60、80、100 mg/L。在上述条件下对缓蚀剂进行评价，缓蚀剂性能评价结果见表3。

图2 样品性状图

从表3中看出，不加缓蚀剂时挂片平均腐蚀速率为 0.3315 mm/a，点蚀明显；加入缓蚀剂时腐蚀情况减弱，且随着缓蚀剂加入量的增加缓蚀率增加，当缓蚀剂质量浓度为 100 mg/L 时，挂片缓蚀率达到90.41%，缓蚀效果良好。

表3 缓蚀剂JX-HSJ-001性能评价结果

与缓蚀剂JX-HSJ-001相比而言，缓蚀剂WDY11-220在不含H2S时缓蚀率为74.85%，含H2S时平均缓蚀率只有18.34%，缓蚀效果差，因此优选出缓蚀剂JX-HSJ-001进行现场缓蚀效果评价。

3.2 缓蚀剂JX-HSJ-001现场评价

对优选出的缓蚀剂JX-HSJ-001进行现场评价试验。选择的试验点及试验点的工况信息见表4。

表4 试验点基本工况信息表

将选择好的试验点共8个挂片进行投放，7个月后完成打捞进行缓蚀性能的评价，评价方法依据SY/T5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》进行，通过腐蚀速率评价其腐蚀性能及腐蚀程度。

对8组打捞后的挂片进行清洗处理，清洗前后的形貌如图3～图10。从图中可见，8组挂片清洗之前表面均附着有腐蚀产物，对8组挂片进行清洗之后，可以直观的看到，8组挂片均存在有明显的腐蚀现象。

图3 挂片1-1清洗前后形貌

图4 挂片1-2清洗前后形貌

图5 挂片1-3清洗前后形貌

图6 挂片1-4清洗前后形貌

图7 挂片1-5清洗前后形貌

图8 挂片1-6清洗前后形貌

图9 挂片1-7清洗前后形貌

图10 挂片1-8清洗前后形貌

挂片的腐蚀速率(rcorr)按公式(1)进行计算，结果见表5。从表5看出，1-1，1-2，1-3，1-4，1-5，1-6等6组挂片的腐蚀速率介于0.025～0.125 mm·a-1之间，均为中度腐蚀；1-7，1-8等2组挂片的腐蚀速率均小于 0.025 mm·a-1，即均为轻度腐蚀。

表5 挂片现场试验结果(加缓蚀剂)

4 结论

1)缓蚀剂WDY11-220的室内评价结果表明，该缓蚀剂性能较差，不能满足延969井区的使用要求；缓蚀剂JX-HSJ-001缓蚀性能良好，满足使用要求，因此优选出缓蚀剂JX-HSJ-001作为延969井区防腐蚀用缓蚀剂。

2)从8组挂片清洗前后的形貌可以直观的看到，8组挂片表面附着有腐蚀产物，表面有均匀腐蚀，其中部分挂片显示出坑蚀痕迹，说明气井均存在有不同程度的腐蚀。