馬 云，劉士濤，蔣晶晶 ，顧中波，白海濤

(1. 西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 陜西 西安 710065；2. 西部低滲-特低滲油藏開發(fā)與治理教育部工程研究中心 陜西 西安 710065；3. 西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，陜西省油氣田環(huán)境污染控制與儲層保護(hù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710065；4. 長慶油田分公司第六采氣廠，陜西 西安 710021；5. 長慶油田公司第八采油廠，陜西 西安 710021)

引起采油井井下油管的腐蝕因素比較多，有溫度、含水率、pH值、硫化物、礦化度、陰離子和陽離子濃度和細(xì)菌等。隨著中高含水采油期的到來，措施的數(shù)量和種類也越來越多，油井采出液的含水率越來越高，組成也越來越復(fù)雜，采油井油管的腐蝕日趨嚴(yán)重，嚴(yán)重影響到油氣田產(chǎn)量而且給生產(chǎn)安全帶來了很大的挑戰(zhàn)[1-5]。針對油管腐蝕的問題，人們做了大量工作，并取得了許多成果[6-8]。但在以往的研究中，多采用單井分析的方法[9-10]，或者室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)的方法[11-13]，而不能從一個區(qū)域整體上研究眾多影響因素下的腐蝕作用。

針對上述問題，本工作根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)情況，甄選了陜北某油區(qū)的28口井下入腐蝕測試掛片，同時(shí)采集并分析了該28口井的采出液性質(zhì)，選取和腐蝕相關(guān)的11個因素采用主成分分析法和灰關(guān)聯(lián)分析法相結(jié)合的方法，確定影響該油區(qū)油管腐蝕的主要影響因素，結(jié)合掃描電鏡和能譜分析探究了油管腐蝕機(jī)理，為油田科學(xué)管理決策，更合理地使用、維護(hù)、更換油管，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)效益的優(yōu)化提供了理論依據(jù)和一種新思路。

1 實(shí) 驗(yàn)

1.1 采出液組成性質(zhì)分析方法

在井底懸掛掛片時(shí)采集對應(yīng)油井采出液，參照GB/T 260—1977《(1988)石油產(chǎn)品水分測定法、SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》和SY/T 0026—1999《水腐蝕性能測試》對采出液樣品并進(jìn)行詳細(xì)分析。

1.2 腐蝕檢測方法

使用與現(xiàn)場油管一樣材質(zhì)的J55管材掛片(尺寸為50 mm×10 mm×3 mm)進(jìn)行腐蝕實(shí)驗(yàn)，將腐蝕掛片固定在腐蝕檢測裝置上，修井時(shí)，將腐蝕監(jiān)測裝置固定到篩管中。安裝時(shí)一方面確保腐蝕監(jiān)測裝置不會掉入井筒中，另一方面不能把掛片靠在篩管管壁，以免發(fā)生電偶腐蝕，待下次修井時(shí)，將腐蝕掛片取出，進(jìn)行相關(guān)理化性質(zhì)分析。

1.3 腐蝕形貌及腐蝕產(chǎn)物分析方法

采用Quantu600FEG掃描電鏡(SEM)觀察掛片腐蝕形貌。采用OX-FORD INCA x-act能譜分析儀(EDS)對腐蝕后的J55掛片進(jìn)行酸洗前局部表面元素組成分析，然后對掛片進(jìn)行酸洗，再次用SEM觀察酸洗后的腐蝕形貌，然后根據(jù)失重法計(jì)算腐蝕速率。

2 結(jié)果與討論

2.1 采出液井筒腐蝕檢測結(jié)果

該油區(qū)28口井采出液理化性質(zhì)描述性統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果如表1所示。

表1 28口井采出液理化性質(zhì)描述性統(tǒng)計(jì)

通過對井筒腐蝕檢測與分析，由表1可知，采出液含水率、氯離子以及硫化物都比較高，pH均值8.35，水質(zhì)偏堿性。綜上檢測結(jié)果中，最大腐蝕速率為3.071 0 mm/a，最小腐蝕速率為0.092 7 mm/a，平均腐蝕速率為0.901 9 mm/a。

2.2 腐蝕影響因素

采用主成分分析法和灰關(guān)聯(lián)分析法相結(jié)合，從數(shù)據(jù)的內(nèi)部結(jié)構(gòu)出發(fā)，通過數(shù)學(xué)變化產(chǎn)生綜合評價(jià)指標(biāo)涉及的賦權(quán)，減弱了多指標(biāo)綜合評價(jià)體系中的主觀性影響 ，進(jìn)而得到影響腐蝕的最佳因素。

2.2.1 主成分

主成分分析法是一種統(tǒng)計(jì)分析方法，它將原來眾多具有一定相關(guān)性的多個指標(biāo)，重新組合成一組新的互相無關(guān)的綜合指標(biāo)[14]。通過主成分分析使得研究對象信息損失較少(推薦累計(jì)貢獻(xiàn)率達(dá)到80%以上)，達(dá)到了減少變量、簡化研究問題的目的[15]。

一般認(rèn)為主成分方差累積貢獻(xiàn)率在0.80或0.85以上即能代表原變量。28口井井筒腐蝕的11項(xiàng)指標(biāo)主成分分析的特征根和方差貢獻(xiàn)率見表2。

由表2可知，前4個主成分特征根均大于1，并且方差累計(jì)貢獻(xiàn)率為82.165%(>80%)，包含了原始指標(biāo)大部分的信息量，認(rèn)為主成分可有效反映原始變量的信息，故提取前4個因子為主成分，即原來的11個影響井筒腐蝕的因素可以綜合成4個公共因子，分別標(biāo)為PC1-PC4。

表2 主成分特征根和方差貢獻(xiàn)率

主成分荷載系數(shù)的正負(fù)決定因素影響的方向，絕對值大小表示影響的強(qiáng)度。主成分的載荷矩陣旋轉(zhuǎn)之后載荷系數(shù)更接近1或者更接近0，這樣得到的主成分能夠更好地解釋和命名變量。28口井筒的11項(xiàng)指標(biāo)主成分載荷矩陣見表3。

表3 旋轉(zhuǎn)后的成分載荷矩陣

因素對應(yīng)的主成分荷載系數(shù)絕對值大于0.6時(shí)，認(rèn)為主成分可以有效表達(dá)該指標(biāo)信息。由表3可知，第一主成分PC1主要綜合了氯離子、礦化度、鈣離子、鎂離子、碳酸根、碳酸氫根和pH值的信息，其中氯離子、鈣離子、鎂離子和礦化度為正向分布，碳酸根、碳酸氫根離子和pH值為反向分布。第二主成分PC2主要綜合了硫化物的信息，為正向分布。第三主成分PC3主要表達(dá)了溫度和含水率的信息，呈正向分布。第四主成分PC4主要綜合了硫酸鹽還原菌(SRB)的信息，呈正向分布。

使用SPSS 20.0計(jì)算出各主成分的因子得分，因子得分乘以主成分對應(yīng)特征根的平方根得到各主成分的得分見圖1。

圖1 部分油井各主成分的得分

由圖1可知，PC2與PC3的得分是明顯高于PC1與PC4的，通過因子得分與腐蝕速率進(jìn)行灰關(guān)聯(lián)分析，即可得出四個主成分與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度。

2.2.2 灰關(guān)聯(lián)分析

灰色關(guān)聯(lián)分析是通過灰色關(guān)聯(lián)度來分析和確定系統(tǒng)因素間的影響程度或因素對系統(tǒng)主行為的貢獻(xiàn)測度的一種方法?；疑P(guān)聯(lián)分析法，是根據(jù)因素之間發(fā)展趨勢的相似或相異程度，亦即“灰色關(guān)聯(lián)度”，作為衡量因素間關(guān)聯(lián)程度的一種方法?；疑碚揫16]適用于信息不完全的體系，這與油管腐蝕體系的特征相符合。

圖2 各影響因子與腐蝕速率之間的關(guān)聯(lián)度

將主成分得分作為子因素，腐蝕速率作為母因素進(jìn)行灰關(guān)聯(lián)分析。由灰色系統(tǒng)理論建模軟件3.0計(jì)算得出子因素對母因素的關(guān)聯(lián)系數(shù),見圖2。

由圖2可知，PC2、PC3與腐蝕速率關(guān)聯(lián)度大于0.6，PC1、PC4與腐蝕速率關(guān)聯(lián)度較小，說明影響該油區(qū)油管腐蝕的主要影響因素為硫化物、溫度和含水率，而SRB影響較小，該油區(qū)采出液的pH較高，SRB在pH較高的情況下很難生存[17]。

2.3 腐蝕機(jī)理

2.3.1 硫化物含量對腐蝕速率的影響

為了驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)結(jié)果過的準(zhǔn)確性，在28口井中選取了3口溫度、含水率基本一致，不同硫化物含量的井，比較J55掛片腐蝕情況，見圖3和圖4。

圖3 硫化物含量與腐蝕速率之間的關(guān)系

圖4 在不同硫化物含量下J55掛片的掃描電鏡照片及腐蝕產(chǎn)物EDS能譜

由圖3可知，當(dāng)溫度、含水率基本保持一致的情況下，J55掛片的腐蝕是越來越嚴(yán)重的。由圖4可知，硫化物含量較高的情況下，油管表面有一層疏松的腐蝕產(chǎn)物膜，其中的片狀腐蝕產(chǎn)物與FeS腐蝕產(chǎn)物膜形狀相似。進(jìn)一步利用能譜分析發(fā)現(xiàn)，主要元素有鐵、鉻、硫，表明腐蝕產(chǎn)物主要成分是鐵的硫化物[18]。研究表明，當(dāng)采出液中的硫含量增加，S2-與Fe2+反應(yīng)生成FeS沉淀，使鋼材腐蝕的陽極反應(yīng)向右推進(jìn)，加速油管的腐蝕。腐蝕產(chǎn)物膜在金屬表面的附著力不同，導(dǎo)致不同區(qū)域的化學(xué)反應(yīng)以及腐蝕程度也都不同，且有些腐蝕產(chǎn)物不流通，導(dǎo)致金屬基體表面凹陷和點(diǎn)蝕穿孔。

表4 J55掛片上腐蝕產(chǎn)物的能譜分析結(jié)果

由表4可知,在井況和采出液水質(zhì)狀況基本一致的情況下，20#井、16#井、28#井的表面腐蝕產(chǎn)物中的硫含量依次是降低的，與圖3、圖4結(jié)果一致。

2.3.2 溫度對腐蝕速率的影響

在28口井中選取了3口硫化物、含水率基本一致，不同溫度含量的井，比較J55掛片腐蝕情況，結(jié)果見圖5和圖6。

圖5 溫度與腐蝕速率之間的關(guān)系

圖6 不同溫度對應(yīng)的掃描電鏡照片(×100)

由圖5和圖6可知，當(dāng)硫化物含量、含水率基本保持一致的情況下，隨著溫度的升高，J55掛片的腐蝕是越來越嚴(yán)重的。原因是隨著溫度的升高，一方面影響CO2氣體在溶液中的溶解度、電化學(xué)反應(yīng)活性及活化反應(yīng)速率，進(jìn)而影響H2CO3電離平衡及溶液的pH；另一方面影響腐蝕產(chǎn)物的沉積速率、覆蓋率、致密性及結(jié)合強(qiáng)度，進(jìn)而影響其對基體的保護(hù)性[19]。

2.3.3 含水率對腐蝕速率的影響

在28口井中選取了3口溫度、硫化物基本一致，不同含水率含量的井，比較J55掛片腐蝕情況，結(jié)果見圖7和圖8。

圖7 含水率與腐蝕之間的關(guān)系

圖8 不同含水率對應(yīng)的掃描電鏡照片

由圖7和圖8可知，當(dāng)硫化物、含水率基本保持一致的情況下，隨著含水率的升高，J55掛片的腐蝕是越來越嚴(yán)重，分析原因?yàn)楫?dāng)原油含水率高于75%以后，油水混相流體形成穩(wěn)定的水包油型乳狀液。原油對鋼表面的潤濕作用受到抑制，水能夠潤濕整個鋼表面，加劇金屬的腐蝕[20]。

3 結(jié) 論

a.該油區(qū)采出液的含水率、氯離子濃度以及硫化物含量都比較高，水質(zhì)偏堿性，油管的最大腐蝕速率為3.07 mm/a，最小腐蝕速率為0.092 7 mm/a，平均腐蝕速率為0.091 9 mm/a，其中20#、6#井筒腐蝕最為嚴(yán)重，4#井筒腐蝕較輕微，說明該油區(qū)腐蝕狀況差異較大，不能從單井來分析具體的腐蝕影響因素。

b.主成分分析與灰關(guān)聯(lián)分析相結(jié)合的統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果明，該區(qū)塊油管腐蝕的主要影響因素為硫化物、溫度和含水率，現(xiàn)場掛片掃面電鏡與能譜分析結(jié)果顯示與統(tǒng)計(jì)分析的基本一致，說明可以利用采出液性質(zhì)預(yù)判油管的腐蝕狀況。

c.采出井油管腐蝕影響因素眾多且交互作用較大，對于現(xiàn)場腐蝕的研究不宜采用單點(diǎn)實(shí)驗(yàn)的方法，宜采用以一個區(qū)塊為例，用統(tǒng)計(jì)學(xué)原理研究多個實(shí)驗(yàn)點(diǎn)的實(shí)測數(shù)據(jù)與眾多影響因素之間的內(nèi)在聯(lián)系進(jìn)而得出該區(qū)塊的腐蝕狀況，甚至可以借助大數(shù)據(jù)視角基于數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)預(yù)測更大范圍內(nèi)腐蝕發(fā)展趨勢，從更深層次解析現(xiàn)場油管腐蝕的機(jī)理。