塔里木油田某井酸化管柱腐蝕的原因

李 巖,謝俊峰,常澤亮,宋文文,王 鵬

(中國石油塔里木油田油氣工程研究院，庫爾勒 841000)

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失效分析

塔里木油田某井酸化管柱腐蝕的原因

李 巖,謝俊峰,常澤亮,宋文文,王 鵬

(中國石油塔里木油田油氣工程研究院，庫爾勒 841000)

塔里木油田某井經(jīng)歷了2 d的鮮酸酸化和10 d的殘酸返排過程，管柱起出后發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁發(fā)生了嚴(yán)重腐蝕。對酸化油管進(jìn)行理化性能檢測，并結(jié)合實際工況，對油管內(nèi)壁腐蝕原因進(jìn)行了綜合分析。結(jié)果表明：該油管的化學(xué)成分和金相組織均符合API Spec 5CT-2005的相關(guān)技術(shù)要求。導(dǎo)致油管內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重腐蝕的因素主要有三個:一是鮮酸和殘酸在管柱中停留時間過長;二是井下溫度較高,加快了腐蝕進(jìn)程；三是酸化過程中緩蝕劑可能沒有發(fā)揮有效的作用。建議盡量縮短酸化作業(yè)時間，在井筒溫度較高的情況下，應(yīng)篩選合適的耐高溫酸化緩蝕劑，減少酸液對油管的腐蝕。

酸化；殘酸；油管；腐蝕

酸化是油氣田生產(chǎn)過程中重要的增產(chǎn)措施。但是，酸化過程中酸液對施工設(shè)備和油套管會造成不同程度的腐蝕[1-2]。為提高產(chǎn)能，塔里木油田某井進(jìn)行了酸化改造，經(jīng)歷了2 d的鮮酸酸化和10 d的殘酸返排過程，管柱起出后發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。

該井完鉆井深6 919 m，地層溫度為143.3 ℃，壓力為106.43 MPa，為高溫高壓系統(tǒng)。酸液主要成分為10% HCl+1.5% HF+3% HAc，在前置酸和主體酸中添加了型號為DJ-04的酸化緩蝕劑；酸化油管材料為P110鋼；殘酸返排率達(dá)到54.94%。在殘酸返排過程中，發(fā)現(xiàn)套壓為0 MPa，經(jīng)確認(rèn)是封隔器失效導(dǎo)致油套聯(lián)通。起出酸化管柱，發(fā)現(xiàn)第412～535根(處于井下3 939 m～5 115 m)油管內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重，腐蝕部位集中在油管端部，腐蝕形貌呈麻點狀；油管外壁腐蝕程度較輕。

本工作通過對酸化油管進(jìn)行理化性能檢測，并結(jié)合實際工況，對油管內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重腐蝕的原因進(jìn)行綜合分析。

1　理化性能分析

從第412～535根內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重的油管中選取第520根進(jìn)行理化性能分析。

1.1宏觀和微觀形貌分析

通過對油管內(nèi)壁宏觀腐蝕形貌觀察，發(fā)現(xiàn)不同井段的油管及每根油管的公扣端、母扣端、管體內(nèi)壁所發(fā)生的腐蝕雖然輕重不一，但其性質(zhì)相同，都是麻點狀點蝕坑(10 mm×5 mm×2 mm小坑)，如圖1所示。

在油管公扣端大約500 mm處切割，并分割為4部分。通過對油管內(nèi)壁微觀腐蝕形貌觀察，發(fā)現(xiàn)在油管的端部和內(nèi)壁上，都分布著很多大小不一的點蝕坑，點蝕坑內(nèi)殘留有腐蝕產(chǎn)物，如圖2所示。

1.2化學(xué)成分分析

依據(jù)GB/T 16597-1996，采用熒光光譜儀對油管的化學(xué)成分進(jìn)行分析，結(jié)果見表1?？梢娫撚凸艿幕瘜W(xué)成分符合API Spec 5CT-2005的技術(shù)要求。

1.3顯微組織分析

采用光學(xué)顯微鏡，對油管進(jìn)行顯微組織進(jìn)行觀察，結(jié)果顯示油管組織為回火索氏體，如圖3所示。可見該油管的組織符合API Spec 5CT-2005的技術(shù)要求。

表1　油管材料的化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab. 1　Chemical composition of oil tube material (mass)　%

1.4點蝕坑微觀形貌和能譜分析

采用掃描電鏡對油管內(nèi)壁不同位置點蝕坑表面進(jìn)行微觀形貌分析，并利用能譜分析儀對點蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的成分進(jìn)行分析。由圖4可見，點蝕坑均為淺碟形，其底部和邊緣均有腐蝕產(chǎn)物覆蓋。油管內(nèi)壁不同位置點蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果見表2。從表2中可以看出，腐蝕產(chǎn)物中主要元素有C、Ca、Si、O、P、Fe、Cu等，腐蝕產(chǎn)物所含元素種類相同，只是含量上有所差異。從所含元素來看，腐蝕產(chǎn)物由鐵的氧化物、碳酸鹽、磷酸鹽以及氧化硅等組成，磷酸鹽可能是來自完井液。

對油管內(nèi)壁點蝕坑截面進(jìn)行微觀形貌分析，結(jié)果見圖5，并利用能譜分析儀對點蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的成分進(jìn)行分析，結(jié)果見表3。由圖5和表3可知，在點蝕坑與管體母材交界處(位置1～2)，有腐蝕產(chǎn)物附著，由能譜分析可知該處腐蝕產(chǎn)物中主要元素有C、O、Si、Mn、Fe等，這些腐蝕產(chǎn)物主要是鐵的氧化物；點蝕坑截面內(nèi)層即接近母材處(位置3～5)腐蝕產(chǎn)物中主要元素有C、O、Mn、Fe等，這些腐蝕產(chǎn)物主要也是鐵的氧化物。此外，在腐蝕產(chǎn)物的內(nèi)層還有少量氯的存在，說明氯元素在腐蝕產(chǎn)物層下有富集。

1.5腐蝕原因綜合分析

上述理化性能分析結(jié)果表明，該油管的化學(xué)成分、組織均符合API Spec 5CT-2005的相關(guān)技術(shù)要求。油管內(nèi)壁點蝕坑的宏觀、微觀形貌分析結(jié)果表明，該井不同部位的油管及每根油管不同部位所發(fā)生的腐蝕破壞性質(zhì)相同，都是麻點狀點蝕坑。能譜分析結(jié)果表明，油管內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物所含元素種類基本相同，只是含量上有所差異。

該井酸化作業(yè)的過程為：先用10 m3的隔離液+30 m3的前置酸+5 m3的隔離液正替出管柱內(nèi)密度為1.4 g/cm3的有機(jī)鹽45 m3，之后泵注7.34 m3的前置酸，中途由于泵壓過高停泵18次，換高壓泵后又先后泵注8 m3的前置酸、10 m3的主體酸和52 m3的頂替液，酸化作業(yè)結(jié)束，進(jìn)入殘酸返排階段。酸液主要成分為10% HCl+1.5% HF+3% HAc，在前置酸和主體酸中添加了型號為DJ-04的酸化緩蝕劑。

該井油管管柱容積約為46.2 m3，根據(jù)酸化作業(yè)泵注程序及泵注時間推算，酸液在1 600～5 600 m井段停留時間長達(dá)約48 h。根據(jù)該井地層溫度為143.3 ℃，每100 m溫度梯度為2.1 ℃，推算第412根油管的溫度在80 ℃左右。分析認(rèn)為，第412～535根油管內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重可能與酸液在該井段停留時間過長和該井段溫度高有關(guān)。當(dāng)酸液在油管中停留時間過長，井筒溫度較高的情況下，如果緩蝕劑沒有發(fā)揮有效的作用，可能會造成油管內(nèi)壁發(fā)生腐蝕。

殘酸返排不同階段的返排液組成有很大差別，這種差別決定了其腐蝕性的不同，其中介質(zhì)的pH是主要影響參數(shù)。pH越低，介質(zhì)中酸含量越大，腐蝕速率越快[3]。該井殘酸返排時間共計10 d，在殘酸返排的不同階段測得殘酸液的pH，在開始返排的第1～2天，殘酸液的pH為6.5～7，這是因為最先返排的是井筒中的頂替液；在返排的第3～6天，隨著頂替液的排出，地層中的殘酸開始返排，pH下降到最低,為2；在返排的第7～10天，隨著殘酸的排出，pH又上升到3.5左右?？梢?，油管處于低pH的殘酸溶液中的時間大約為7 d。油管長時間處于低pH的殘酸溶液中，而殘酸中的緩蝕劑又沒有發(fā)揮有效的作用，也可能會造成內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。有研究表明，雖然殘酸相對于鮮酸，含量有所降低，但其腐蝕性卻是鮮酸的幾倍甚至數(shù)十倍，這是因為添加緩蝕劑的鮮酸在擠入地層后，緩蝕劑被巖層粘土礦物吸附，含量降低[4-5]。此外，隨著溫度的升高，時間的延長，油管的點蝕會越嚴(yán)重。高溫條件下，有一些有機(jī)緩蝕劑在酸性環(huán)境中，會隨時間的延長而降解，很難提供長時間的保護(hù)[6]。

綜合以上分析，該井油管在酸化過程中發(fā)生嚴(yán)重的內(nèi)壁腐蝕主要因素有三個：一是鮮酸和殘酸在管柱中停留時間過長；二是井下溫度過高,加快了腐蝕進(jìn)程；三是酸化過程中緩蝕劑可能沒有發(fā)揮有效的作用。建議盡量縮短酸化時間，避免酸液在油管中停留時間過長，在井筒溫度較高的情況下，應(yīng)篩選合適的耐高溫酸化緩蝕劑，減少酸液對油管的腐蝕。

2　結(jié)論及建議

(1) 該油管的化學(xué)成分、顯微組織均符合API Spec 5CT-2005的相關(guān)技術(shù)要求。

(2) 導(dǎo)致該井油管內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重腐蝕的主要因素有三個：一是鮮酸和殘酸在管柱中停留時間過長；二是井下溫度過高加快腐蝕進(jìn)程；三是酸化過程中緩蝕劑可能沒有發(fā)揮有效的作用。

(3) 建議盡量縮短酸化時間，避免酸液在油管中停留時間過長，在井筒溫度較高的情況下，應(yīng)篩選合適的耐高溫酸化緩蝕劑，減少酸液對油管的腐蝕。

[1]羅景琪. 油井酸化原理[M]. 北京:石油工業(yè)出版社，1983.

[2]張雙雙，趙國仙，呂祥鴻. TP140在模擬鮮酸和殘酸環(huán)境中的腐蝕行為[J]. 腐蝕與防護(hù)，2014，35(1)：28-32.

[3]劉宗昭，王余，王俊. LD10-1油田開發(fā)過程中酸化返排液的腐蝕規(guī)律研究[J]. 全面腐蝕控制，2013，27(6)：35-38.

[4]石志英，田震宇，陳麗. 酸化殘酸腐蝕性研究及防治[J]. 斷塊油氣田，1999，6(3)：52-53.

[5]付安慶，耿麗媛，李廣. 西部油田某井油管腐蝕失效分析[J]. 腐蝕與防護(hù)，2013，34(7)：645-648.

[6]李鋒，王冬梅，黃茗. 酸化返排乏酸腐蝕性分析及防治措施[J]. 材料保護(hù)，2008，41(增)：257-260.

Reasons for Tube Corrosion in a Gas Well Due to Acidizing in Tarim Oilfield

LI Yan, XIE Jun-feng, CHANG Ze-liang, SONG Wen-wen, WANG Peng

(Petroleum Engineering Institute, Tarim Oilfield Company, Petro China, Korla 841000, China)

After undergoing two-day fresh acid acidizing and ten-day spent acid flow-back, the oil tube inner wall of a gas wall in Tarim oilfield severely corroded. A comprehensive failure analysis was conducted based on physical testing, chemical analysis, as well as field investigation. The results show that chemical composition and metallurgical structure of the oil tube met the requirement of API Spec 5CT-2005. There were three main reasons contributing to the corrosion failure of the oil tube. Firstly, the fresh acid and spent acid stagnated in tube exceeded the expected operating time; secondly, the high temperature of downhole significantly enhanced the corrosion process; thirdly, inhibitor might not work sufficiently during acidizing process. It is suggested to shorten the operating time of acidizing process, and choose the optimal acidizing inhibitor which could be used at high or extremely high temperatures to reduce the corrosion of oil tube because of acid solution.

acidizing; spent acid; oil tube; corrosion

10.11973/fsyfh-201610017

2015-06-10

李 巖(1986-)，工程師，碩士，從事油田腐蝕與防護(hù)工作，18299808875，liyan4195@163.com

TG172

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1005-748X(2016)10-0861-04