江蘇油田鉆完井液對(duì)N80套管腐蝕研究

何竹梅，施智玲，徐 浩，王媛媛

(中國(guó)石油化工股份有限公司江蘇油田分公司，江蘇 揚(yáng)州 225009)

近年來(lái)，中國(guó)石油化工股份有限公司江蘇油田分公司(以下簡(jiǎn)稱江蘇油田)套損井?dāng)?shù)呈明顯上升的趨勢(shì)，2005—2011年每年新增套損井均在20口以上，截止至2011年累計(jì)發(fā)現(xiàn)套損井300多口。尤其是瓦莊油田開發(fā)不到5 a，已發(fā)現(xiàn)套損井4口，其套管使用壽命平均僅為3 a，遠(yuǎn)低于油田平均水平(江蘇油田套損直井和定向井套管使用平均壽命分別為11 a和6 a)。江蘇油田套損類型較為集中，主要以套管破漏為主，占套損井的68.9%，變形和錯(cuò)斷類型分別占24.0%和4.5%。套損井段位于自由段和封固段，在自由段的損壞占套損總數(shù)的57.6%，封固段占42.4%;其中，自由段套管損壞類型主要是破漏，占該段套損的85%，水泥封固段套管損壞以變形、錯(cuò)斷為主。為了弄清自由段駐留鉆完井液對(duì)套管損害的影響，室內(nèi)開展了江蘇油田常用鉆完井液對(duì)N80套管腐蝕的實(shí)驗(yàn)研究，為后續(xù)套管損壞治理提供依據(jù)。

1 江蘇油田自由段套管腐蝕環(huán)境分析

1.1 腐蝕介質(zhì)的確定

統(tǒng)計(jì)江蘇油田從1975年會(huì)戰(zhàn)至今使用的鉆完井液體系種類共有14種，基本配方18套，實(shí)驗(yàn)選取具有代表性的四大類鉆完井液體系，5種腐蝕實(shí)驗(yàn)體系配方(見(jiàn)表1)。

表1 腐蝕實(shí)驗(yàn)用鉆完井液體系配方Table1 Corrosion test drilling and completion fluid system formula

1.2 實(shí)驗(yàn)掛片材質(zhì)的確定

統(tǒng)計(jì)目標(biāo)區(qū)塊油層套管使用的鋼級(jí)、壁厚和使用材質(zhì)，具體情況見(jiàn)表2。從表2可見(jiàn)，江蘇油田使用的油層套管鋼級(jí)有N80和P110兩種，每種鋼又分進(jìn)口和國(guó)產(chǎn)兩種，壁厚分別為9.17 mm和7.72 mm。主要采用國(guó)產(chǎn)N80、壁厚為7.72 mm的油層套管做腐蝕實(shí)驗(yàn)掛片，掛片尺寸為72 mm×12 mm×2 mm。

表2 江蘇油田油層套管類型統(tǒng)計(jì)情況Table2 Reservoir in Jiangsu oil field casing type statistics

1.3 實(shí)驗(yàn)溫度的確定

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)塊的地溫梯度、套管自由段深度，計(jì)算自由段溫度范圍(見(jiàn)表3)。由表3可見(jiàn)，江蘇油田地溫梯度普遍在0.03℃/m左右，永安和安豐地溫梯度偏高，在0.035℃/m。確定腐蝕實(shí)驗(yàn)溫度為40，50，60和70 ℃。

表3 江蘇油田區(qū)塊地溫梯度與儲(chǔ)層溫度Table3 Jiangsu oil field of geothermal gradient and reservoir temperature

2 實(shí)驗(yàn)方法及步驟

根據(jù)SY/T5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》，結(jié)合SY/T5390—91鉆完井液腐蝕性能檢測(cè)方法-鉆桿腐蝕環(huán)法，決定采用常壓靜態(tài)失重法開展腐蝕實(shí)驗(yàn)，步驟如下:

(1)將按實(shí)驗(yàn)體系配方配制的鉆完井液倒入腐蝕容器中，鉆完井液須在實(shí)驗(yàn)當(dāng)天或前一天配制;

(2)測(cè)量掛片尺寸，清洗掛片。將掛片放入盛有石油醚器皿中，用脫脂棉除去掛片表面油脂，再放入無(wú)水乙醇中浸泡約5 min，進(jìn)一步脫脂、脫水。取出掛片放在濾紙上，用冷風(fēng)吹干后再用濾紙將掛片包好，貯于干燥器中，放置1 h后稱量，精確至0.1 mg;

(3)將預(yù)水化24 h后的鉆完井液分別用橡膠管導(dǎo)入實(shí)驗(yàn)容器中，導(dǎo)入時(shí)橡膠管應(yīng)插在容器底部，并緊貼瓶壁，以防進(jìn)入空氣;

(4)液面到瓶頸時(shí)，抽出橡膠管，將掛片掛入腐蝕容器的鉆完井液中，蓋嚴(yán)密封好;

(5)做平行實(shí)驗(yàn)，每個(gè)實(shí)驗(yàn)容器中掛兩個(gè)掛片。掛片不允許與容器壁接觸，掛片間距應(yīng)在1 cm以上，掛片上端距離液面應(yīng)在3 cm以上;

(6)將實(shí)驗(yàn)容器放入恒溫箱中，在設(shè)定溫度下放置0.5，1，2，4 和 6 個(gè)月;

(7)將到達(dá)實(shí)驗(yàn)周期的掛片取出，用小流量自來(lái)水清洗掛片，之后用石油醚清洗，再放入無(wú)水乙醇中浸泡5 min，進(jìn)一步脫脂脫水，觀察、記錄表面腐蝕狀態(tài)及腐蝕產(chǎn)物黏附情況;

(8)先用鑷子取出掛片，再放入酸洗液中浸泡5 min(不超過(guò))，同時(shí)用鑷子夾少量脫脂棉輕拭掛片表面的腐蝕物。從清洗液中取出掛片，用自來(lái)水沖去表面殘酸后，立即將掛片浸入NaOH溶液(60 g/L)中，30 s后再用自來(lái)水沖洗，然后放入無(wú)水乙醇中浸泡約5 min，清洗脫水兩次。取出掛片放在濾紙上，用濾紙將掛片包好，貯于干燥器中，放置1 h后稱量，精確至0.1 mg;

(9)觀察并記錄掛片表面的腐蝕狀況;

(10)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的表示與計(jì)算

①均勻腐蝕速率r∞r(nóng)r

式中:r∞r(nóng)r—均勻腐蝕速率，mm/a;

m—實(shí)驗(yàn)前的掛片質(zhì)量，g;

mt—實(shí)驗(yàn)后的掛片質(zhì)量，g;

S1—掛片的總面積，cm2;

ρ—掛片材料的密度，g/cm3;

t—實(shí)驗(yàn)時(shí)間，h。

(11)空白實(shí)驗(yàn)

①取材質(zhì)、狀態(tài)、尺寸等均與腐蝕實(shí)驗(yàn)相同的掛片，按與腐蝕實(shí)驗(yàn)的掛片完全相同的程序(表面處理、清洗、稱量等)處理后，在未受腐蝕的狀態(tài)下，用酸清洗液進(jìn)行化學(xué)清洗5 min;

②將清洗垢的掛片洗凈、干燥、稱量，計(jì)算出兩片的平均質(zhì)量損失。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

經(jīng)過(guò)1 a多的實(shí)驗(yàn)研究，取得5種鉆完井液配方體系分別在40，50，60和70℃溫度下，經(jīng)過(guò)0.5，1，2，4和6個(gè)月的腐蝕實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。通過(guò)計(jì)算腐蝕速率、觀察腐蝕現(xiàn)象，研究評(píng)價(jià)了江蘇油田常用鉆完井液體系對(duì)套管的腐蝕行為。

3.1 溫度對(duì)腐蝕速率的影響

各體系的最大、平均腐蝕速率與溫度隨著溫度增加，腐蝕速率先逐漸減小，60℃時(shí)腐蝕速率達(dá)到最小，之后隨溫度上升反呈增加趨勢(shì)，其中飽和鹽水鉆完井液中的表現(xiàn)最為突出(見(jiàn)圖1～2)。

圖1 各體系最大腐蝕速率與溫度的關(guān)系Fig.1 The maximum corrosion rate and temperature relationship of the various systems

3.2 時(shí)間對(duì)腐蝕速率的影響

(1)在各實(shí)驗(yàn)溫度下，除飽和鹽水鉆完井液均勻腐蝕速度隨時(shí)間的增加呈上升趨勢(shì)，其它體系都表現(xiàn)為逐漸減小的趨勢(shì)(見(jiàn)圖3和4)。

原因是:①鉆完井液在配制過(guò)程中溶入少量空氣，套管與鉆完井液中的鹽類、CO2，O2以及H2S等氣體作用，腐蝕產(chǎn)生鈍化膜，阻緩腐蝕介質(zhì)與套管的相互接觸，減小了腐蝕速度[1]。②而飽和鹽水鉆完井液中由于Cl－具有較強(qiáng)的穿透能力和吸附能力，導(dǎo)致該體系中的腐蝕速度隨時(shí)間呈上升趨勢(shì)。

圖2 各體系平均腐蝕速率與溫度的關(guān)系Fig.2 The average corrosion rate of the temperature dependence of the system

圖3 飽和鹽水中腐蝕速率隨時(shí)間的變化Fig.3 Saturated brine lubricating sloughing drilling and completion fluid corrosion rate variation

圖4 不同鉆完井液中腐蝕速率隨時(shí)間的變化Fig.4 Drilling completion fluid in the coupon rate variation

3.3 體系對(duì)腐蝕速率的影響

(1)主要以局部腐蝕為主;飽和鹽水鉆完井液中的實(shí)驗(yàn)掛片腐蝕較嚴(yán)重。

原因分析:體系中的Cl－具有較強(qiáng)的穿透能力和吸附能力，Cl－首先攻擊套管薄弱點(diǎn)，致使套管局部產(chǎn)生腐蝕[2]。

(2)70℃時(shí)飽和鹽水最大腐蝕速率超過(guò)污水中套管腐蝕治理標(biāo)準(zhǔn)值0.076 mm/a;其它條件下的平均、最大腐蝕速率均低于標(biāo)準(zhǔn)值(見(jiàn)表4)。有研究認(rèn)為，壁厚小于3～4 mm的套管在外力作用下極易變形、損壞。以最大腐蝕速率0.0502 mm/a計(jì)算，壁厚由7.72 mm腐蝕至4 mm需74 a，由此可見(jiàn)，江蘇油田常用淡水鉆完井液對(duì)套管腐蝕的影響小。

(3)以平均腐蝕速率從大到小排序?yàn)?飽和鹽水類＞正電膠類＞兩性離子類＞兩性離子+3%植物油＞聚磺類。產(chǎn)生該現(xiàn)象原因可能與各種鉆完井液所用鹽類處理劑導(dǎo)電性不同有關(guān)[3]。

表4 各體系的平均腐蝕速率和最大腐蝕速率Table4 The system average corrosion rate and maximum corrosion rate mm/a

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)江蘇油田主要采用的淡水鉆完井液體系對(duì)套管腐蝕的影響小;

(2)金相缺陷是導(dǎo)致套管產(chǎn)生局部腐蝕的主要原因，縮短了套管的使用壽命，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)使用材質(zhì)均勻且無(wú)缺陷的套管;

(3)金屬材料在應(yīng)力作用下要發(fā)生變形，應(yīng)力超過(guò)一定程度后產(chǎn)生裂紋，這種裂紋在應(yīng)力和腐蝕介質(zhì)的聯(lián)合作用下，在應(yīng)力集中的部位，金屬表面的氧化膜被破壞而發(fā)生腐蝕。故下套管與作業(yè)過(guò)程中，要小心操作，盡量減少套管碰撞;

(4)采用鹽水鉆完井液的目標(biāo)井，在完井作業(yè)前要補(bǔ)加足量緩蝕劑，或改用抗鹽腐蝕的材質(zhì)制造的套管。

[1]黃琳，朱承飛，周永璋，等.磺化鉆井液對(duì)S135鋼腐蝕行為的研究[J]. 全面腐蝕控制，2005，19(2):29-34.

[2]汪鷹，史苑薌，魏寶明.用XPS研究鋼筋鈍化膜和Cl－對(duì)鈍化膜的影響[J].中國(guó)腐蝕與防護(hù)學(xué)報(bào)，1998，18(2):107～112.

[3]郭稚弧，朱超，楚喜麗，等.Q235鋼在油田注水系統(tǒng)中的腐蝕及其影響因素的研究[J].腐蝕與防護(hù)，1999，20(4):151～154.