引言

注CO$_2$采油井存在4个阶段(注CO$_2$气体阶段、焖井阶段、放压阶段、生产阶段)，不同阶段井筒的温度、压力、CO$_2$含量以及含水率等参数均有较大差异，对油管腐蚀产生不同程度的影响。注气阶段，在低温条件下注入大量CO$_2$，受含水率、温度、压力等的影响，油管柱出现腐蚀，随着生产的进行，井筒的含水率上升，腐蚀加剧^[1-4]。

油井管柱设备由于其生产环境的特殊性，长期与油气接触，油气产物中所溶解的各种盐类离子及CO$_2$等腐蚀性气体会使油管柱发生腐蚀。油管柱遭受CO$_2$腐蚀后，力学性能降低，甚至发生穿孔，寿命严重缩短^[5-7]。因此，研究CO$_2$腐蚀机理、腐蚀速率预测模型，分析设备遭受腐蚀后失效和破坏的原因，具有重要的工程应用价值。

CO$_2$腐蚀因素可分为环境因素和材料因素两类^[8-11]。环境因素主要包括CO$_2$分压、介质温度、矿化度、pH、流态等；材料因素主要包括材料种类、合金元素含量、材料表面粗糙度等。典型的注CO$_2$采油井管柱主要采用碳钢材料，因此环境因素是研究油管柱CO$_2$腐蚀所需考虑的主要因素。2011年，贺海军通过灰色理论研究得出各种腐蚀因素的影响程度由大到小依次为：CO$_2$分压、温度、流速、pH、Cl$^-$、HCO$_3^-$等^[12]。近年来国内外很多学者对CO$_2$腐蚀做出了大量研究，建立了考虑不同因素的腐蚀速率预测模型^[13-15]。

2009年，王献昉等建立了以Nesic机制为基础的新腐蚀速率预测模型，分析了矿化度对腐蚀速率的影响规律^[16]。2011年，孔祥迪等参考Norsok M-506模型，建立了基于单相水循环试验的CO$_2$环境最大腐蚀速率预测模型^[17]。

现阶段关于注CO$_2$采油井的油管柱腐蚀研究较少，笔者在现有研究及相关模型的基础上，综合考虑注CO$_2$驱油过程的4个阶段井筒的温度压力、CO$_2$含量以及油管内CO$_2$含量、矿化度、气油比、油气水相态、pH等因素，研究了CO$_2$驱油井油管腐蚀速率预测方法，并开展了实例计算，分别对不同产水量、产油量、产气量条件下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律进行了研究。预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好，对现场注CO$_2$作业具有较强的指导意义。

1 模型的建立 1.1 腐蚀主要影响因素

根据理论研究成果、实验室实验数据和现场调研资料，CO$_2$驱油气井管柱腐蚀影响因素主要包括温度、压力、产量、流速、pH、含水率、CO$_2$分压、Cl$^-$浓度、矿化度等，以此建立腐蚀预测模型，并研究主控因素下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律。

1.2 典型CO$_2$腐蚀速率预测模型 1.2.1 DWM95模型

由DeWaard和Milliams开发的DWM95模型是应用最广泛的一种半经验CO$_2$腐蚀速率预测模型^[18]

$ {v_{{\rm{corr}}}} = \dfrac{1}{{\dfrac{1}{{{v_{\rm{r}}}}} + \dfrac{1}{{{v_{\rm{m}}}}}}} $

(1)

式中：$v_{{\rm{corr}}}$—CO$_2$腐蚀速率，mm/a；

$v_{\rm{r}}$—受活化反应控制的腐蚀速度，mm/a；

$v_{\rm{m}}$—受物质传递控制的腐蚀速度，mm/a。

独立的动力学模型为(活化控制部分)

$ \lg {v_{\rm{r}}} = 5.07 - \dfrac{{1119}}{T} + 0.58\lg {p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}} - \\\quad\quad\quad\quad0.34({\rm{pH}}{_{{\rm{a}}}} - {\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}) $

(2)

式中：$T$—温度，K；

$p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}$—CO$_2$分压，MPa；

${\rm{pH}}{_{{\rm{a}}}}$—实际测得溶液的pH值，无因次；

${\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}$—一定CO$_2$分压下溶液的pH计算值，无因次。

$ {\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} = 3.82 + 0.00384T - 0.5\lg (10 {p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}) $

(3)

依赖于流速的CO$_2$传质模型为

$ {v_{\rm{m}}} = 2.45\dfrac{{{u^{0.8}}}}{{{d^{0.2}}}}{p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} $

(4)

式中：$u$—介质流速，m/s；

$d$—管径，m。

DWM95模型包含动力学和传质两个过程，主要考虑了温度、pH、CO$_2$分压等的影响，与流动实验结果数据吻合较好。该模型应用广泛，是后来很多学者建立模型的基础。

1.2.2 ECE模型^[19]

该模型是以SHELL95模型为基础建立起来的，基础模型公式同DWM95。不同点在于模型中pH值的计算主要根据水化学和介质中的HCO$_3^-$浓度。并建立了新的原油腐蚀因子$F_{\rm{o}}$如下

$ {F_{{\rm{o}}}} = 0.059\dfrac{W}{{{W_{{\rm{b}}}}}}{U_{{\rm{l}}}} + \dfrac{{1.1 \times {{10}^{ - 4}}}}{{{W_{{\rm{b}}}}^2}}\dfrac{\partial }{{90}} + 0.059\dfrac{W}{{{W_{{\rm{b}}}}}}{U_{{\rm{l}}}}\dfrac{\partial }{{90}} $

式中：

${F_{{\rm{o}}}}$—新的原油腐蚀因子，无因次；

$W$—含水率，无因次；

$W_{{\rm{b}}}$—乳状液分离成水相和原油水相乳状液前原油的含水率，无因次；

$U_{{\rm{l}}}$—液体流速，m/s；

$\partial$—流动倾角，(。)。

该模型在基础模型考虑因素(温度、CO$_2$分压、pH、Fe$^{2+}$浓度、腐蚀产物膜等)的基础上，更多地考虑了原油的影响(含水率、液体流速、流动倾角等)，井筒中流体相态的变化对腐蚀程度也有影响。

1.3 腐蚀速率相关参数计算

通过建立温度压力预测模型，计算出井筒的温度压力分布剖面，并计算流体物性参数；根据热力学数学模型，计算流体的相态、pH等参数；根据溶液的物理化学性质计算溶液的化学反应速度，并根据管壁的离子浓度，计算电化学腐蚀电流密度，以此计算油管柱的CO$_2$腐蚀速率。

1.3.1 温度压力剖面的确定

注CO$_2$气井腐蚀速率在注气阶段和生产阶段有显著不同，因此，需要分阶段研究。相应的井筒温度压力的确定也需要分为不同的阶段进行计算。注气阶段考虑注入CO$_2$的注入温度、注入压力及日注入量等影响。

1.3.2 气油比及相态确定

不同的气油比影响着井筒中流体的相态，这决定着井内流体属于“油包水”型还是“水包油”型，从而影响井筒的腐蚀速率。

油管的腐蚀与产出油气水的相态有密切联系。由于井筒的温度和压力沿井深变化而变化，油气水在井筒不同深度的相态也有所不同。就整个井筒而言，不同温压下产出液呈现不同的流态，CO$_2$气体在其中的溶解度也不同，从而影响腐蚀。

有研究显示，油管的润湿性和含水率有关^[20-22]。当含水率较高时(大于50%), 油管具有亲水性，CO$_2$气体在水中的溶解度增大，加剧油管的腐蚀。由于温度、压力、流速等的变化，井筒中的流体在一定温度和压力下会达到超临界态，同时具有气液两相的性质，影响井筒的腐蚀^[23]。CO$_2$的临界条件见表 1。

此处采用Willson经验公式计算油相、气相的相平衡常数

$ {K_{{\rm{GO}}}}\left( i \right) = \dfrac{{\exp \left[ {5.37\left( {1 + {w_{\rm{i}}}} \right)\left( {1 - \dfrac{1}{{{T_{{\rm{ri}}}}}}} \right)} \right]}}{{{p_{{\rm{ri}}}}}} $

(6)

对于气相－水相

$ {K_{{\rm{GW}}}}\left( i \right) = \dfrac{{{m_i}}}{{x_i^{\rm{G}}p}} = \dfrac{{\phi _i^{\rm{G}}}}{{{\gamma _i}{H_{ij}}}}\exp \left( {\int\limits_{p_j^s}^p { - \dfrac{{{{\overline {{v_i}} }^\infty }}}{{{\rm{R}}T}}{\rm{d}}p} } \right) $

(7)

对于油相－水相

$ {K_{{\rm{OW}}}}\left( i \right) = \dfrac{{{m_i}}}{{x_i^{\rm{o}}p}} = \dfrac{{\phi _i^{\rm{o}}}}{{{\gamma _i}{H_{ij}}}}\exp \left( {\int\limits_{p_j^{\rm{s}}}^p { - \dfrac{{{{\overline {{v_i}} }^\infty }}}{{{\rm{R}}T}}{\rm{d}}p} } \right) $

(8)

式中：

${K_{{\rm{GO}}}(i)}$—第$i$组分的气、油相的相平衡常数，无因次；

$w_{\rm{i}}$—天然气各组分的偏心因子，无因次；

$T_{\rm{ri}}$—对比温度，无因次；

$p_{\rm{ri}}$—对比压力，无因次；

$K_{{\rm{GW}}}(i)$—第$i$组分的气、水相的相平衡常数，无因次；

$m_i$—组分$i$的摩尔浓度，mol/m$^3$；

$x_i^{\rm{G}}$—组分$i$的气相摩尔分数，无因次；

$p$—体系压力，MPa；

$\phi_i^{\rm{G}}$—组分$i$的逸度系数，无因次；

$\gamma_i$—组分$i$的活度系数，无因次；

$H_{ij}$—组分$i$在组分$j$中的亨利常数，Pa；

$p_j^{\rm{s}}$—溶液$j$的饱和蒸汽压，Pa；

$v_i$—组分$i$的摩尔体积，L/mol；

R—通用气体常数，R=8.314 J/(mol$\cdot$K)；

$K_{{\rm{OW}}}(i)$—第$i$组分的油、水相的相平衡常数，无因次；

$x_i^{\rm{o}}$—组分$i$的油相摩尔分数，无因次；

$\phi_i^{\rm{o}}$—组分$i$的油相逸度系数，无因次。

1.3.3 pH及矿化度

pH值是影响腐蚀的一个重要因素，它不仅影响电化学反应，而且还影响腐蚀生成物的类型和结垢^[24]。

溶液pH的计算公式

$ {\rm{pH}} = - {\rm{lg}} {{a_{\rm{H^+}}}} $

(9)

式中：

$a_{\rm{H^+} }$—H$^+$的活度，无因次。

本文中pH和矿化度根据现场实测得出，不需进一步计算。实际问题中若需要计算，可采用计算pH的经验公式进行计算，或考虑氯离子、碳酸根离子等的矿化度，根据热力学平衡原理，通过计算各相溶解在水中形成的离子浓度，计算出H$^+$的活度系数，从而计算出溶液pH值。推荐采用考虑因素较为完善的DWM95模型进行计算。

1.3.4 化学反应速度和腐蚀电流密度的计算

电化学反应的速率取决于管壁的电位、参与反应的离子浓度、腐蚀环境的温度、pH等参数。

(1) 含有CO$_2$溶液的阳极反应为

$ {\rm{Fe}}{\rm{O}}{{\rm{H}}^-}{\longrightarrow}{\rm{FeOH}} + {\rm{e}} $

(10)

$ {\rm{FeOH}}\longrightarrow{\rm{FeO}}{{\rm{H}}^ + } + {\rm{e}} $

(11)

$ {\rm{FeO}}{{\rm{H}}^ + }\longrightarrow{\rm{F}}{{\rm{e}}^{2 + }} + {\rm{O}}{{\rm{H}}^-} $

(12)

铁离子的溶解电流密度与水的活度有关，可以表示为

$ {i_{{\rm{Fe}}}}{\rm{ = }}i_{{\rm{Fe}}}^0\exp \left[ {\dfrac{{{\partial _{{\rm{Fe}}}}F\left( {{E_{{\rm{c}}}} - E_{{\rm{Fe}}}^0} \right)}}{{{\rm{R}}T}}} \right] $

(13)

式中：

$i_{{\rm{Fe}}}$—铁离子的溶解电流密度，A/cm$^2$；

$i_{{\rm{Fe}}}^0$—交换电流密度，A/cm$^2$；

$F$—法拉第常数，C/mol；

$E_{{\rm{c}}}$—腐蚀电位，V；

$E_{{\rm{Fe}}}^0$—铁溶解基准腐蚀电位，V。

交换电流密度可以表示为

$ i_{{\rm{Fe}}}^0 = i_{{\rm{Fe}}}^*\dfrac{{{a_{{\rm{O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}}}}}{{1 + {K_{{\rm{O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}}}{a_{{\rm{O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}}}}}a_{{{\rm{H}}_{\rm{2}}}{\rm{O}}}^{\rm{c}} $

(14)

式中：

$i_{{\rm{Fe}}}^*$—阳极参与交换电流密度，A/cm$^2$；

$a_{{\rm{O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}}$—OH$^-$的活度，无因次；

$K_{{\rm{O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}}$—OH$^-$的吸附平衡常数，无因次；

$a_{{{\rm{H}}_{\rm{2}}}{\rm{O}}}^{\rm{c}}$—水的活度，无因次；

$c$—与水的活度有关的反应阶数，无因次。

据West和Nesic等的研究^{[25, 26]}，$E_{{\rm{Fe}}}^0$与$i_{{\rm{Fe}}}^0$存在以下关系

$ \dfrac{{{\rm{R}}T}}{{{a_{{\rm{Fe}}}}F}}\ln \dfrac{{i_{{\rm{Fe}}}^0}}{{i_{{\rm{Fe}}}^0}^{'}} = E_{{\rm{Fe}}}^{0} - E_{{\rm{Fe}}}^{0'} $

(15)

式中：

$a_{{\rm{Fe}}}$—传质系数，$a_{{\rm{Fe}}}$=1.5；

${i_{{\rm{Fe}}}^0}^{'}$—任意Fe$^{2+}$浓度下的交换电流密度，A/cm$^2$；

$E_{{\rm{Fe}}}^{0'}$—任意Fe$^{2+}$浓度下的基准电位，V。

建立Fe$^{2+}$的基准浓度，从而计算出阳极电流密度。

(2) 阴极反应

在CO$_2$腐蚀过程中，阴极反应过程控制着管壁的腐蚀速率。

$ 2{{\rm{H}}_{\rm{2}}}{\rm{C}}{{\rm{O}}_3} + 2{{\rm{e}}^ - } \rightleftharpoons {{\rm{H}}_2} + 2{\rm{HC}}{{\rm{O}}_3}^ - $

(16)

$ 2{\rm{HC}}{{\rm{O}}_3}^ - + 2{{\rm{e}}^ - } \rightleftharpoons {{\rm{H}}_2} + 2{\rm{C}}{{\rm{O}}_3}^{2 - } $

(17)

$ 2{{\rm{H}}^ + } + 2{{\rm{e}}^ - } \rightleftharpoons {{\rm{H}}_2} $

(18)

H$_2$CO$_3$、HCO$_3^-$和H$^+$的传递速度之和等于H$_2$CO$_3$、HCO$_3^-$和H$^+$的电化学反应速度之和。

对于$2{{\rm{H}}^ + } + 2{{\rm{e}}^ - }\rightleftharpoons {{\rm{H}}_2}$反应，H$^+$浓度变化产生的电流密度为

$ \dfrac{1}{{{i_{{{\rm{H}}^ + }}}}} = \dfrac{1}{{{i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, a}}}}}} + \dfrac{1}{{{i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, lim}}}}}} $

(19)

$ {i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, a}}}} = i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^0\exp \left[ {\dfrac{{ - {a_{\rm{H}}}F\left( {{E_{{\rm{c}}}} - E_{\rm{H}}^0} \right)}}{{{\rm{R}}T}}} \right] $

(20)

式中：

$i_{{{\rm{H}}^ +}}$—H$^+$浓度变化产生的电流密度，A/cm$^2$；

$i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, a}}}$—活化电流密度，A/cm$^2$；

$i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, lim}}}$—极限电流密度，A/cm$^2$；

$i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^0$—阴极交换电流密度，A/cm$^2$；

$a_{\rm{H}}$—氢原子传质系数，无因次；

$E_{\rm{H}}^0$—氢的标准电极电位值，V。

同样，交换电流密度可以表示为

$ i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^0 = i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^*a_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^{0.5}a_{{{\rm{H}}_{\rm{2}}}{\rm{O}}}^{2.2} $

(21)

离子极限扩散控制的质子传递到管壁的极限电流密度可以通过下式计算

$ {i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}{\rm{, lim}}}} = {k_{\rm{m}}}F{a_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}} $

(22)

式中：

$i_{{{\rm{H}}^{\rm{ + }}}}^*$—阴极参考交换电流密度，A/cm$^2$；

$k_{\rm{m}}$—传质系数，m/s，通过软件模拟和现场实测获取管内流体流动特性、H$^+$的扩散系数、溶液黏度等参数，就可以求解$k_{\rm{m}}$。

(5) 腐蚀速率表达式

根据管壁的电化学反应电流密度$i_{\rm{c}}$，计算管壁的电化学腐蚀速率$C_{\rm{R}}$

$ C_{\rm{R}} = \dfrac{{A {i_{{\rm{c}}}}}}{{n F \rho}} \times 87600 $

(23)

式中：

$C_{\rm{R}}$—管壁的腐蚀速率，mm/a；

$A$—原子量；

$i_{{\rm{c}}}$—自腐蚀电流密度，A/cm$^2$；

$n$—转移电子数；

$\rho$—金属密度，g/cm$^3$。

2 求解方法

根据模型，可以分析不同阶段的井筒温度压力分布和考虑温度、压力、CO$_2$分压、pH、含水率等因素协同作用下油管柱腐蚀速率的预测，以及油管柱腐蚀速率随时间和井深的变化情况。图 1为油管柱腐蚀速率预测的建模流程图。

3 算例分析与讨论

考虑以上计算步骤，对某CO$_2$驱采油井进行实例计算。该井油藏温度102 ℃，地温梯度为3.25 ℃/(100 m)。油套管材质为N80碳钢。油藏压力系数变化范围在0.91$\sim$0.97，属正常压力系统。地层水pH值为7.1，Cl$^-$浓度为1 011 mg/L，HCO$_3^-$浓度为984 mg/L，总矿化度为1 026 mg/L，水型为NaHCO$_3$水型。单个吞吐周期共注入CO$_2$ 503 t，生产阶段井底压力19.2 MPa，含水率大于90%，考虑油层中部深度和油管下深，环空内动液面距井口约40 m。井身结构如图 2所示。

注CO$_2$采油井的4个阶段(注气阶段、焖井阶段、放压阶段、生产阶段)由于放压和焖井阶段时间短，腐蚀较小，因此，本文主要考虑注气和生产阶段油管柱的腐蚀情况。

3.1 注气阶段油管柱腐蚀速率预测 3.1.1 井筒温度剖面

注气阶段随井深和时间的变化井筒温度的分布情况如图 3所示。沿井深方向井筒温度逐渐增大，最终稳定在地层温度。注气初期，井筒同一位置温度略有上升，但沿井筒的变化情况相同。随着注气的进行，井筒温度沿井深达到一定值并保持稳定。

3.1.2 井筒压力剖面

注气阶段随井深和时间的变化井筒压力的分布情况如图 4所示。沿井深方向井筒压力逐渐增大，最终稳定在地层压力附近。注气初期，井筒同一位置压力略有下降，但沿井筒的变化情况相同。随着注气的进行，井筒同一位置压力的变化波动较小。

3.1.3 腐蚀速率预测

注气之前井筒内流体考虑为地层水和空气，井口压力为大气压，忽略气柱重量，计算油套环空气柱体积。注气后环空温度压力变化，气柱被压缩，根据前后温压变化可得注气后环空气柱体积，气体成分为CO$_2$和水蒸气。由注气温度压力分布可知，油管内流体在井深1 400$\sim$1 600 m左右，温度达到31.06 ℃，压力大于7.38 MPa，注入流体处于超临界状态。

根据计算的物性参数以及温度压力变化情况，得到注气阶段腐蚀速率随时间和井深的变化关系如图 5所示。在注气过程中，沿着井深方向，油管腐蚀速率随着井深的增加而增加。且在0$\sim$600 m左右，由于油管内流体处于零度以下，无液态水存在，所以在注气过程中此段油管无腐蚀存在；随着井深增加，油管开始出现腐蚀，且随井深增加逐渐增大，直至油管底部腐蚀达到最大。

3.2 生产阶段油管柱腐蚀速率预测 3.2.1 井筒温度剖面

生产阶段随井深和时间的变化井筒温度的分布情况如图 6所示。在整个生产阶段，沿井深方向井筒温度逐渐增大，最终稳定在地层温度。随时间变化，井筒的温度基本保持恒定，存在细小的波动，但变化趋势始终相同。

3.2.2 井筒压力剖面

生产阶段随井深和时间的变化井筒压力的分布情况如图 7所示。同一时段，沿井深方向井筒压力逐渐增大，最终稳定在地层压力附近。随着生产的进行，井筒同一位置压力先逐渐减小，然后逐步上升到一定值并保持稳定。

3.2.3 腐蚀速率预测

根据计算的物性参数以及温度压力变化情况，得到生产阶段某一时段腐蚀速率随时间和井深的变化关系如图 8所示。同一时段，随着深度(小于1 200 m)的增加，腐蚀速率较小，变化不明显；在1 200 m左右，腐蚀速率发生突变，且达到最大，腐蚀较为严重，然后随着井深的增大，腐蚀速率逐渐减小，但减小的幅度不大。不同时段(10月$\sim$12月)，由于含水率较大(>70%)，腐蚀速率也较大，在12月份达到峰值，然后随时间变化逐渐下降，这一变化趋势与含水率的变化趋于一致，说明含水率是影响油管柱CO$_2$腐蚀速率的重要因素。

对比两个不同阶段发现，注气阶段的腐蚀速率要大于生产阶段的腐蚀速率，但由于生产阶段远远大于注气阶段的时长，因此，生产阶段仍是注CO$_2$采油井腐蚀发生的主要阶段。

通过预测得到的腐蚀速率，考虑注气阶段和生产阶段的时长，对油管的累积腐蚀量进行计算，根据现场腐蚀监测得到的管壁的扩径率和金损率数据，部分点的对比结果如图 9所示。预测结果与现场监测数据吻合较好，对现场作业以及管柱的腐蚀情况判断有一定的指导意义。

3.3 产液对油管腐蚀速率的影响

根据实测数据确定产液中油气水的含量范围，分别固定其中的两项，对油气水的腐蚀速率变化规律进行研究。该井前期主要产油，CO$_2$吞吐后，产出气主要来源为随温度升高析出的溶解在产出液中的CO$_2$，参考现场数据，简化考虑气相组成为95% CO$_2$，5%的N$_2$、CH$_4$和其他烷烃。

3.3.1 产水量变化对腐蚀速率的影响

固定产油(3 m$^3$/d)、产气(300 m$^3$/d)，不同产水量(3，8，13，18 m$^3$/d)下油管的腐蚀速率变化如图 10所示。在固定产油量3 m$^3$/d且井口产气的情况下，油管腐蚀速率随着产水量的增加而增加，在含水率达到临界值后，腐蚀速率会显著增加。

3.3.2 产气量变化对腐蚀速率的影响

固定产油(3 m$^3$/d)、产水(13 m$^3$/d)，不同产气量(200，300，400 m$^3$/d)下油管的腐蚀速率变化如图 11所示。在较低(< 50 m$^3$/d)产油和产水的条件下，随着产气量的不断增大，油管的腐蚀速率未出现明显变化。

3.3.3 产油量变化对腐蚀速率的影响

固定产水(3 m$^3$/d)、产气(200 m$^3$/d)，不同产油量(1，3，5 m$^3$/d)下油管的腐蚀速率变化如图 12所示。随着产油量的增加，油管的腐蚀性速率有所减小，未呈现明显的规律性。

4 结论

(1) 注CO$_2$采油井在注气阶段和生产阶段温度压力、CO$_2$含量及含水率等参数差异较大，导致不同阶段油管的腐蚀速率大小及变化规律不同。生产阶段含水率高于注气阶段。

(2) 注气阶段，CO$_2$摩尔含量较大，油管柱腐蚀速率也较大，表明CO$_2$含量是影响油管柱腐蚀的主要因素。

(3) 生产阶段，产气量、产油量、产水量变化均有较大浮动，随时间变化油管柱腐蚀速率变化较大。其中，水气同产时，产水量越大油管柱腐蚀速率越大。

(4) 在整个吞吐周期中，腐蚀主要发生在生产阶段。通过产液中油气水含量对油管腐蚀的影响分析，认为含水率是影响油管腐蚀的主要因素。