随着库车山前主力气田开采年限的逐年增加，气藏水侵问题日益严峻。为延缓水侵进程、提高气藏采收率，气举排水成为关键技术。近年来，气田排水井数量大幅增加，其产出的采出水具有流量大、温度高、矿化度高、腐蚀性强等特点。由于该区域地面采出水系统缺乏成熟的工程经验可供借鉴，在运行过程中，排水井场、输水管线等设施频繁出现腐蚀失效问题，不仅影响了气田正常生产，还带来了较大的安全环保风险。

通过对运行过程中地面水系统的腐蚀分布情况进行统计分析，发现腐蚀主要集中在三个关键部位：排水井气液混输的碳钢管线、分离器液相碳钢管线及泵体，以及暂存池至注水井的利旧油管（P110油套管用钢）输水管线。

其中，排水井气液混输碳钢管线投运仅一年即频繁发生腐蚀失效，平均每周失效一次，严重影响安全生产；利旧油管输水管线投运一年后也出现泄漏失效。与之形成对比的是，22Cr、316L不锈钢管线及气液分离后的气相碳钢管线未发生腐蚀失效，壁厚检测未发现明显减薄现象。

基于上述现场腐蚀现状，中国石油塔里木油田公司的技术人员采用高温高压动态反应釜模拟现场工况开展腐蚀试验，定量评价L245碳钢、316L不锈钢、22Cr双相不锈钢和P110油套管用钢四种材质的抗腐蚀性能，以期为库车山前地面水系统的科学选材提供技术支撑，减少腐蚀失效、降低安全环保风险、保障安全生产及提高气藏采收率。

现场介质工况

为精准模拟现场腐蚀环境，对某排水井场气液分离器前端及采出水暂存池的流体组分进行了取样检测。

由气相与液相组分分析结果可知，该气田采出液呈酸性（pH 6.39~6.53），且矿化度极高，气液分离器前端采出液中Cl^-质量浓度高达1.186×10⁵ mg/L，Ca²⁺与Mg²⁺总质量浓度达8700 mg/L；气相中含有1.136%的CO2，无硫化氢。

排水井运行温度为80~85 ℃，是库车山前水系统中腐蚀环境最为恶劣的区域；采出水进入暂存池后温度降至常温，但因与空气接触，溶液中氧含量显著上升。

结合现场腐蚀分布统计结果，重点针对两个关键工况开展试验：一是排水井相应工况下L245、316L、22Cr三种材质的腐蚀试验；二是暂存池至注水井工况下P110材质的腐蚀试验。

腐蚀试验

试验选用四种常用管道材质：L245碳钢、316L不锈钢、22Cr双相不锈钢及P110油套管用钢。试验前对四种材料的化学成分和显微组织进行预检测，确认其均符合相关国家标准要求。

试样采用线切割机床切割，尺寸统一为50 mm×10 mm×3 mm（含ϕ5 mm悬挂孔）。并进行表面处理，确保试样表面状态一致且洁净。

腐蚀试验核心设备采用高温高压动态反应釜。试验溶液直接采用现场取样的采出水，以最大程度还原真实腐蚀环境。

根据现场实际工况及管材应用场景设计了针对性的试验条件，同时考虑到暂存池工况存在溶解氧影响，在试验中设置了除氧和不除氧两种变量条件，每种工况下，液相流速均为1 m/s，CO2体积分数均为1.2%，试验时间均为336小时。其他腐蚀试验模拟环境参数如表1所示。

表1 腐蚀试验模拟环境参数

1腐蚀形貌

腐蚀试验结束后，待反应釜降温、泄压后拆釜，取出挂片试样，首先采用扫描电子显微镜（SEM）及自带的能谱分析（EDS）系统观察试样表面腐蚀形貌并分析腐蚀产物组成。

然后采用专用腐蚀产物清除液清除试样表面腐蚀产物，清除过程中避免损伤基体金属。四种材质试样在模拟环境中腐蚀后去膜前后的宏观形貌如图1所示。

图1 四种材质试样在模拟环境中腐蚀后去膜前后的宏观形貌

由图1(a~d)可知，L245和P110材质试样表面附着一层致密的腐蚀产物膜，而316L和22Cr材质试样表面腐蚀产物较少，基本保持原始金属光泽。

由图1(e~h)可知，四种材质试样在清除腐蚀产物后，表面均呈现光亮状态，肉眼观察L245、316L和22Cr材质试样无明显点蚀痕迹，而P110材质试样表面可见明显的点蚀坑。

四种材质试样去膜后的微观形貌如图2所示，可见L245、316L和22Cr材质试样表面均呈现均匀的腐蚀痕迹，无局部点蚀坑，证实三种材质主要发生均匀腐蚀；而P110材质试样表面分布大量大小不一的点蚀坑。

图2 四种材质试样在模拟环境中腐蚀后的微观形貌（去膜后）

采用超景深显微镜测量P110材质试样表面最大点蚀坑深度，可达36 μm。按照点蚀速率计算公式计算得出点蚀速率为0.9386 mm/a。

NACE RP0775-2023《油田作业中腐蚀试样的制备、安装、分析和解释标准操作规程》规定了腐蚀速率分级标准，具体如表2所示。

表2 腐蚀速率分级标准

根据表2所示的分级标准，判定P110材质试样属于极严重腐蚀。

2腐蚀速率

依据GB/T 16545-2015《金属和合金的腐蚀 腐蚀试样上腐蚀产物的清除》，采用失重法计算四种材质试样的均匀腐蚀速率，计算结果如表3所示。

表3 四种材质试样在模拟环境中的均匀腐蚀速率计算结果

由表3可知，L245材质的均匀腐蚀速率最大，达0.2010 mm/a，根据表2所示的分级标准，属于严重腐蚀；P110材质的均匀腐蚀速率为0.0651 mm/a，属于中度腐蚀；316L材质的均匀腐蚀速率为0.0057 mm/a，22Cr材质的均匀腐蚀速率仅为0.0011 mm/a，均远低于0.025mm/a，属于轻度腐蚀，表明22Cr材质耐蚀性优于316L。

结合腐蚀形貌与腐蚀速率分析结果，P110材质不仅存在中度均匀腐蚀，还伴随严重点蚀，其综合腐蚀风险最高；L245材质以严重均匀腐蚀为主；316L和22Cr材质腐蚀程度轻微，耐蚀性优异。

3腐蚀产物

图3为四种试样表面腐蚀产物的SEM形貌及EDS分析结果。

图3 四种材质试样在模拟环境中腐蚀后表面腐蚀产物的SEM形貌及EDS分析结果

由图3可知，L245材质试样表面腐蚀产物膜完全覆盖基体，膜层相对平整、厚度均匀，但存在较多微小裂缝，这些裂缝成为流体介质与金属基体接触的通道，导致腐蚀过程持续发生。

EDS分析结果显示，L245材质试样腐蚀产物的主要元素为C、O、Fe，同时含有少量Cl、Cu，表明腐蚀产物主要为CO2腐蚀生成的FeCO3，Cl元素的存在则说明Cl^-参与了腐蚀过程。

316L和22Cr材质试样表面腐蚀产物极少，EDS分析仅检测到微量O、Cl元素，未发现明显的腐蚀产物堆积，进一步证实两种材质腐蚀程度轻微，表面形成的钝化膜具有良好的防护作用。

P110材质试样腐蚀产物中除C、O、Fe元素外，Cl元素含量相对较高，结合其点蚀形貌特征，推测Cl^-的局部富集是引发严重点蚀的重要原因。

分析与讨论

井口至气液分离器工况

（高温、高Cl^- 、含CO2）

该工况下，管道处于气液混输状态，气相中的CO2溶于水后发生水解反应，导致溶液中H⁺含量增加，pH降低，管道发生CO2腐蚀。

相关研究表明，CO2腐蚀速率与温度密切相关：温度低于60 ℃时，腐蚀产物膜薄且疏松，腐蚀速率较小；温度在80~100 ℃时，腐蚀产物膜厚但结构疏松，腐蚀速率达到峰值；温度高于120 ℃时，生成致密且附着力强的腐蚀产物膜，可显著降低腐蚀速率。

本试验模拟的现场温度为84 ℃，恰好处于CO2腐蚀最敏感的温度区间，加之采出液中高含量的Cl^-会破坏金属表面钝化膜、加速腐蚀进程，最终导致L245碳钢管道发生严重均匀腐蚀，均匀腐蚀速率达0.2010 mm/a。

尽管L245材质表面形成了FeCO3腐蚀产物膜，但膜层存在裂缝缺陷，无法有效阻挡腐蚀介质侵蚀，仍以均匀腐蚀为主。

316L和22Cr材质在该工况下腐蚀轻微，主要得益于其表面形成的致密钝化膜（316L材质含Cr、Ni、Mo等合金元素，22Cr材质含Cr、N元素)。这些钝化膜具有良好的稳定性和耐Cl^-侵蚀能力，能够有效隔绝腐蚀介质与金属基体的接触，因此仅发生轻微均匀腐蚀，未出现点蚀。其中22Cr材质腐蚀速率仅为L245材质的0.5%，耐蚀性更优异。

暂存池至注水井工况

（常温、含溶解氧、酸性）

该工况下，采出水温度降至常温，但因与空气接触，溶液中溶解氧含量显著升高，且溶液仍保持酸性，管道发生氧去极化腐蚀。由于氧的扩散行为具有不均匀性，导致腐蚀产物在试样表面分布不均，且腐蚀产物附着力较差，易脱落形成局部贫氧区，引发点蚀。

P110材质在该环境中同时发生中度均匀腐蚀和极严重点蚀，这正是氧去极化腐蚀与Cl^-局部富集协同作用的结果：Cl^-在腐蚀产物膜的缺陷处或金属表面的微小凹坑处富集，破坏局部钝化膜，形成点蚀核；随后，点蚀坑内发生自催化反应，坑内Fe²⁺水解生成H⁺，使坑内酸度升高，进一步加速点蚀发展，最终导致点蚀速率高达0.9386 mm/a。

CONCLUSION

结论

(1) 在库车山前排水井（井口至气液分离器）工况下，采出水呈酸性、Cl^-含量高、温度处于CO2腐蚀敏感区间（80~85 ℃），L245材质发生严重均匀腐蚀，均匀腐蚀速率达0.2010 mm/a；316L和22Cr材质均匀腐蚀速率分别为0.0057 mm/a、0.0011 mm/a，属于轻度腐蚀，无明显点蚀，耐蚀性优异。建议排水井场地面新建气液混输、液相工艺管线选用22Cr或316L材质，以降低腐蚀失效风险。

(2) 气液分离后气相输送管道运行两年以来，未发生腐蚀失效，壁厚检测无明显减薄，表明该管线能够适应该气相工况。建议该段管道继续选用碳钢材质，兼顾工程经济性与使用安全性。

(3) 暂存池至注水井的利旧油管（P110材质）发生中度均匀腐蚀和极严重点蚀，点蚀速率达0.9386 mm/a，不适应该工况要求。考虑到22Cr、316L材质成本较高，不适宜全流程大量使用，建议排水井至注水井长距离埋地输水管道采用玻璃钢、柔性复合管等非金属材质，以满足耐蚀性要求并控制工程成本。