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    渤海某油田注水井油管腐蝕治理方案研究

    2024-01-22 11:16:06耿森范子濤徐海濤李鵬飛
    石化技術 2024年1期
    關鍵詞:耐蝕電偶耐蝕性

    耿森 范子濤 徐海濤 李鵬飛

    中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司 天津 300452

    渤海油田注水是提高地層壓力,保證原油穩(wěn)產、高產的常用措施。渤海某油田目前的注水方式主要為生產污水+海水混注方式。因注入水含有各種無機鹽離子、細菌、溶解性氣體(CO2、H2S)等,隨著回注系統(tǒng)溫度壓力和管柱局部流態(tài)的變化,易導致管柱腐蝕,最終造成油管腐蝕穿孔或堵塞,影響注水效率。針對該油田注水井生產工況特點與腐蝕狀況,選取一系列耐腐蝕材質油管及多種防腐涂層類型,通過實驗對比,得出腐蝕速率評選結果,并開展適用性研究,總結出該油田油管腐蝕穿孔主要集中在底部配水器下方、分層注水區(qū)封隔器上方的死水區(qū)、頂部封隔器以上環(huán)空這三類位置,并以此提出專用有效的腐蝕治理方案。對后續(xù)注水井腐蝕治理具有重要的參考意義和應用價值。

    1 耐蝕性管材評選

    1.1 腐蝕模擬實驗

    通過腐蝕模擬實驗,模擬在高溫高壓條件下,N80與幾種耐蝕管材抗菌綱、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的管材的腐蝕速率,對比分析其耐腐蝕表現(xiàn)。

    1.2 不同管材耐腐蝕結果

    與常規(guī)N80/L80相比,幾種管材的液相Vcorr和垢下的Vcorr&Vp均表現(xiàn)為耐蝕管材(抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr)都要優(yōu)于N80和L80,且其耐蝕性強弱順序依次為13Cr > 9Cr > 5Cr > 抗菌鋼 >3Cr,其中特別是13Cr在液相和垢下幾乎無腐蝕發(fā)生的表現(xiàn),都表明其良好的耐腐蝕特性,可以作為后續(xù)的耐蝕管材替換常規(guī)的N80/L80管柱。如圖1、圖2所示。

    圖1 不同管材在液相腐蝕速率圖

    圖2 不同管材在垢下腐蝕速率圖

    圖3 注水管柱失效位置圖

    2 組合管材技術優(yōu)選

    2.1 自腐蝕電位

    通過實驗發(fā)現(xiàn),不同管材的自腐蝕電位:耐腐蝕性能排序為13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼。

    2.2 與N80 的自腐蝕電位差

    抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr相對N80的自腐蝕電位差均超過50mV,理論上兩種材質耦合后均有發(fā)生電偶腐蝕的可能。在腐蝕模擬實驗中也證實:

    (1)在垢下情形下,相同腐蝕條件的平均腐蝕速率Vcorr(電偶對-N80) > Vcorr(非電偶N80)而Vcorr(電偶對-耐蝕管材) < Vcorr(非電偶耐蝕管材),且電偶對對N80的腐蝕破壞程度和耐蝕管材的耐蝕能力都表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr >3Cr > 抗菌鋼。

    (2)垢下情形下的點蝕速率Vp反映的結論與Vcorr一致,即:耐蝕管材和N80耦合與非耦合情形相比,耦合后N80的腐蝕加劇而耐蝕管材的腐蝕減弱,且加劇N80腐蝕破壞能力和耐蝕管材能力表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼。

    (3)液相情形下,Vcorr/p(電偶對-N80)比Vcorr/p(非電偶N80)較大或持平,且電偶對對N80的腐蝕加劇和耐蝕管材的耐蝕能力都表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼, Vp(電偶對-耐蝕管材) < Vp(非耦合耐蝕管材),但是Vcorr(電偶對-耐蝕管材)卻并不全比Vcorr(非耦合耐蝕管材)要小(如抗菌鋼和3Cr)。

    2.3 組合管材耐腐蝕總結

    抗耐蝕材質抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr與N80材質對比實驗結果顯示,高于5Cr材質材料表現(xiàn)出顯著的耐蝕性優(yōu)勢,而其中13Cr尤為突出;注水段油管單獨完全更換為耐蝕材質如抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr都要比N80要好,且13Cr>9Cr >5Cr > 3Cr > 抗菌鋼,但是綜合考慮經濟性因素,可以在局部腐蝕嚴重位置采用耐蝕性更穩(wěn)定的5Cr/13Cr;耐蝕材質抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr與基礎N80組合后服役,均會加劇N80的腐蝕,但從局部替代方案來看,屬于大陽極小陰極;此外,組合管材的電偶腐蝕與外界環(huán)境腐蝕相比基本可不考慮。

    3 涂鍍層技術評選

    通過實驗對比環(huán)氧粉末涂層、陶瓷涂層、滲氮涂層、鎢合金鍍層,得出以下認識:

    環(huán)氧粉末和陶瓷涂層由于覆蓋了特殊的保護層,整體上對腐蝕起到隔離作用,因此未見基體的腐蝕發(fā)生。

    環(huán)氧粉末涂層在反應釜試驗結束后出現(xiàn)鼓泡現(xiàn)象,說明其與材料的附著力較差,隨著時間的延長將會從基體表面脫落而發(fā)生腐蝕。

    陶瓷涂層在試驗結束后未見起泡現(xiàn)象,整體涂層包括劃傷處與基體材質的附著仍比較緊密,說明其較好的耐腐蝕性能,但應考慮其井下應力承載工況

    滲氮涂層和鎢合金鍍層對基體也有一定的防護,由于加工工藝的不同不存在結合能力問題,但仍可見基體材料的腐蝕發(fā)生:試驗結束后均發(fā)生有均勻腐蝕,表現(xiàn)為腐蝕失重和/或減薄現(xiàn)象。

    滲氮涂層液相和垢下均出現(xiàn)均勻腐蝕,液相(完整&劃傷)和垢下-完整組的Vcorr均較為接近約0.17mm/a,而垢下-劃傷組的Vcorr卻高達約0.64mm/a;而鎢合金鍍層在液相和垢下也出現(xiàn)均勻腐蝕,液相中有無劃傷組的Vcorr都很低約0.006mm/a,分別為滲氮涂層液相和垢下-完整情形下的Vcorr的1/30,和垢下-劃傷情形下1/100,說明鎢合金鍍層良好的耐蝕效果。

    4 腐蝕治理方案研究

    4.1 注水管柱腐蝕位置

    注水管柱失效位置特點:位置①:管柱底部區(qū)1#配水器下方。位置②:管柱分層注水區(qū)隔離封隔器之上。位置③:頂封之上環(huán)空。位置④:管柱最底部。

    4.2 局部腐蝕治理方案

    根據(jù)管柱腐蝕失效規(guī)律,從井下深度1000m往下、頂封之上管柱位置開始至注水區(qū)底部,需要考慮局部防腐治理措施,如考慮耐蝕性管材與涂鍍層管材。

    (1)位置①:管柱底部區(qū)1#配水器下方。采用組合管材方式,用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80。采用涂鍍層管材,用鎢合金油管替換N80。

    (2)位置②:管柱分層注水區(qū)隔離封隔器之上。采用組合管材方式,用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80 。采用涂鍍層管材,用鎢合金油管替換N80。

    (3)位置③:頂封之上環(huán)空(井下深度1000m以上)。用組合管材方式,用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80 。采用涂鍍層管材,用鎢合金油管替換N80。

    4 結論

    本次主要針對渤海某油田注水井管柱腐蝕現(xiàn)狀及治理方案進行分析研究,其成果將為油田穩(wěn)生產、提高注水效率提供技術支持。根據(jù)注水年間發(fā)現(xiàn)的油管穿孔現(xiàn)象來看,除少數(shù)特殊井外,該油田現(xiàn)階段注水管柱的腐蝕主要還是局部腐蝕問題。以往大多數(shù)課題研究主要針對油田均勻腐蝕問題,忽略局部腐蝕造成的巨大影響,本次提出適用于該油田的局部防腐理論及針對性方案研究,為后續(xù)注水井防腐的研究與治理開辟了新的思路。

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