寧夏鹽池油田井下J55、N80 套管腐蝕因素分析

吳志懷，董淼

（1.中石化華北石油工程有限公司河南鉆井分公司，河南南陽(yáng) 473132；2.中石化華北油氣分公司，河南鄭州 450000）

0 引言

隨著陸上油田開(kāi)發(fā)陸續(xù)進(jìn)入中后期，油井套管損壞已經(jīng)成為制約油田降本增效的主要影響因素，而由于腐蝕造成套管損壞的井占到了套損總井?dāng)?shù)的1/3 以上（徐剛等，2017），因此油氣開(kāi)采過(guò)程中生產(chǎn)管柱的腐蝕防護(hù)一直是油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中所重點(diǎn)關(guān)注的問(wèn)題。在井下復(fù)雜的流體介質(zhì)及溫壓條件下，隨著油氣井開(kāi)采時(shí)間的延長(zhǎng)，套管及油管等碳鋼材質(zhì)的生產(chǎn)管柱都會(huì)出現(xiàn)不同程度的腐蝕，嚴(yán)重的會(huì)導(dǎo)致油井套管被擠毀、變形、穿孔，產(chǎn)能下降（張紹輝等，2016）。需要反復(fù)的堵漏、檢修甚至更換套管等，無(wú)形中增加了生產(chǎn)成本。

CO2腐蝕是石油天然氣工業(yè)中常見(jiàn)的腐蝕類型（林海等，2016），截止2020 年初，寧夏鹽池油田已發(fā)現(xiàn)腐蝕穿孔引起的套損井多達(dá)33 口，占全廠井?dāng)?shù)的23%，油田套損井總數(shù)的97%，平均套管壽命僅為5.9 a。導(dǎo)致油井含水上升，油井產(chǎn)量下降，修復(fù)后，排水長(zhǎng)，產(chǎn)量恢復(fù)率低，嚴(yán)重阻礙了油田正常生產(chǎn)和開(kāi)發(fā)。對(duì)于CO2套管腐蝕問(wèn)題已經(jīng)成為油田腐蝕與防護(hù)領(lǐng)域中重要的研究課題（耿春雷等，2011）。這方面的研究目前主要是室內(nèi)模擬現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)驗(yàn)條件及井下多相流體的環(huán)境，在一定的溫壓條件下開(kāi)展腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)（李珣等，2006；高斐等，2014a），而通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)直接進(jìn)行研究相對(duì)較少。為了充分了解和掌握井下套管CO2腐蝕特征及規(guī)律（謝濤等，2017），通過(guò)提出采用失重法對(duì)套管的腐蝕速率進(jìn)行評(píng)價(jià)，同時(shí)借助掃描電鏡（SEM）、能譜分析（EDS）及X 射線衍射（XRD）等測(cè)試手段，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)條件下的腐蝕掛片腐蝕產(chǎn)物的形貌及成分進(jìn)行微觀測(cè)試和分析（高斐等，2014b），從而揭示寧夏鹽池油田井下套管CO2腐蝕規(guī)律，旨在為該油田防腐實(shí)踐提供具有針對(duì)性和指導(dǎo)意義的理論依據(jù)。

1 油田腐蝕環(huán)境分析

油井套管生產(chǎn)過(guò)程中處于井下復(fù)雜的流體介質(zhì)環(huán)境（李雪等，2017），并且在高礦化度以及溫壓條件下，現(xiàn)場(chǎng)套管在不同的井深呈現(xiàn)出不同的腐蝕特征（孫海礁和葉帆，2010；謝文江等，2010）。因此，井下腐蝕環(huán)境是影響套管腐蝕行為的主要因素。寧夏鹽池油田主力油層位延長(zhǎng)組，現(xiàn)場(chǎng)測(cè)得油井日產(chǎn)液量5.0～10.0t/d，含水率為70%～90%，油層伴生氣中CO2體積含量為4.7%～9.2%，CO2分壓范圍為0.1～0.4MPa，套損位置溫度范圍為60～70℃，套管為N80 鋼。依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5329-1994，1994；SY/T 5523-2000，2000；周計(jì)明，2002；李大朋等，2012），對(duì)油井采出水進(jìn)行了水質(zhì)分析（表1）。

由表1 可知該油田延長(zhǎng)組油層采出水為CaCl2型，pH 值普遍都在6.5～7.0 的范圍內(nèi)，偏弱酸性，礦化度普遍在5×104～6×104mg/L，為高礦化度地層水。水中Ca2+、Mg2+、Sr2+、SO42+、HCO3-結(jié)垢離子含量較高，為成垢提供了基本條件。地層水中腐蝕性離子HCO3-、Cl-含量分別為2.0×102～6.5×102mg/L 和3×104～4×104mg/L，促進(jìn)了電化學(xué)腐蝕。因此該油田井下套管經(jīng)受的是高礦化度地層水條件下的CO2腐蝕，并且存在垢下腐蝕促進(jìn)了套管的局部腐蝕穿孔。

2 腐蝕試驗(yàn)材料和方法

2.1 實(shí)驗(yàn)原理

為了井下套管鋼的腐蝕規(guī)律，本次實(shí)驗(yàn)采用腐蝕質(zhì)量損失法（李大朋等，2012）來(lái)評(píng)價(jià)鋼材的腐蝕速率。將實(shí)驗(yàn)后的掛片試樣除去表面的腐蝕產(chǎn)物，經(jīng)過(guò)無(wú)水乙醇、丙酮清洗干燥處理后采用萬(wàn)分之一電子天平稱重，從而計(jì)算單位時(shí)間單位面積上的質(zhì)量損失量。即：

式（1）中：Vt，腐蝕速率，g·m-2·h-1；m0，試樣原始重量，g；mt，試樣去除腐蝕產(chǎn)物后的重量，g；A，試樣表面積，m2；t，腐蝕時(shí)間，h；Va，腐蝕速率，mm/a；ρ，金屬的密度，g·m-3。

2.2 試驗(yàn)儀器和樣品

為了對(duì)油田的J55、N80 油管鋼的腐蝕行為進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和研究，現(xiàn)場(chǎng)選取一口井進(jìn)行掛片實(shí)驗(yàn)，試驗(yàn)試樣采用現(xiàn)場(chǎng)常用的J55、N80 套管鋼，其化學(xué)成分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)（周計(jì)明，2002）（表2）。

實(shí)驗(yàn)介質(zhì)為Y6 井的油層采出水，對(duì)取自現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)井的油層采出水進(jìn)行檢測(cè)（SY/T 5523-2000，2000；6SY/T 5329-1994，1994），水型為CaCl2，總礦化度為29255.9 g/L，pH 值為6.0（表3）。

試驗(yàn)試樣為96 mm×19 mm×3 mm 的長(zhǎng)方體掛片，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)掛片及掛片器如圖1 和圖2 所示。

2.3 實(shí)驗(yàn)方法及流程

實(shí)驗(yàn)采用經(jīng)典失重法，將安裝有實(shí)驗(yàn)掛片的掛片器安裝到油管上，下入井底，經(jīng)過(guò)一段時(shí)間后從井底取出掛片器和掛片，經(jīng)室內(nèi)處理之后，采用質(zhì)量損失法計(jì)算腐蝕速率（林現(xiàn)喜等，2016）。流程如下。

表1 寧夏鹽池油田部分油井延長(zhǎng)組采出水水質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)

表2 J55、N80 碳鋼元素含量 ωB/%

表3 Y6 井的油層采出水水質(zhì)分析結(jié)果

圖1 現(xiàn)場(chǎng)掛片試驗(yàn)安裝示意圖

圖2 現(xiàn)場(chǎng)掛片試驗(yàn)安裝示意圖

（1） 實(shí)驗(yàn)前將尺寸為76 mm×19 mm×3 mm 的掛片分別用280 號(hào)、600 號(hào)砂紙進(jìn)行逐級(jí)打磨至鏡面，經(jīng)清水沖洗、用石油醚（60～90℃）清洗除油、浸入無(wú)水乙醇中脫水，取出后放入干燥器干燥后測(cè)量試樣的尺寸并稱重。

（2） 現(xiàn)場(chǎng)施工人員應(yīng)帶好干燥的塑料手套，并且防止用手直接接觸掛片。迅速的將掛片安裝到掛片器上，安裝的過(guò)程中要記錄號(hào)掛片上的鋼號(hào)。最后將掛片器安裝到油管設(shè)計(jì)位置上，下入井底。操作的過(guò)程應(yīng)盡量將掛片快速下入井中，盡量減少掛片處在暴氧的環(huán)境中。

（3） 實(shí)驗(yàn)結(jié)束之后，將腐蝕掛片輕輕的從系統(tǒng)中拆出后，進(jìn)行拍照保留原始狀態(tài)的信息，并快速用塑料薄膜包裹，以防其腐蝕產(chǎn)物在空氣中氧化（如果現(xiàn)場(chǎng)有條件，用濾紙輕輕擦去油污，然后用無(wú)水乙醇清洗，并快速用塑料薄膜包裹，以防其腐蝕產(chǎn)物在空氣中氧化）。

（4） 將掛片表面污油用石油醚沖洗干凈。

（5） 清洗干凈的掛片用清水沖洗，然后用硬毛刷去除腐蝕掛片表面疏松產(chǎn)物。

（6） 經(jīng)沖刷過(guò)的腐蝕掛片用濾紙吸干后，將其放入含有緩蝕劑（六次甲基四胺）的稀鹽酸（10%～15%）溶液中浸泡進(jìn)一步清除腐蝕產(chǎn)物。

（7） 經(jīng)酸洗過(guò)的掛片取出后立即用自來(lái)水清洗，濾紙吸干后放入氫氧化鈉溶液中和浸泡，浸泡時(shí)間不宜大于1min，中和后的掛片用自來(lái)水沖洗。

（8） 1 次未清洗干凈的掛片可以重復(fù)上述過(guò)程。

（9） 清洗合格的掛片用濾紙吸干水分后放入無(wú)水乙醇中浸泡5 min。

（10） 經(jīng)浸泡脫水的掛片用濾紙吸干后放入干燥器中，24～48 h 后用精度為0.1 mg 的電子天平稱重并按照前面提到了質(zhì)量損失法計(jì)算腐蝕速率。

3 結(jié)果與討論

3.1 試驗(yàn)掛片腐蝕結(jié)果

Y6 井為油田開(kāi)發(fā)井，井深2015.0 m，生產(chǎn)過(guò)程中動(dòng)液面位置為1621.0 m，地溫梯度為2.96℃/100 m，抽油泵懸掛深度為1795.0 m，掛片器位置1741.0 m。現(xiàn)場(chǎng)取出掛片如圖3 和圖4 所示，試驗(yàn)結(jié)果如表3 所示。掛片器置于井下共歷時(shí)77 d。按照標(biāo)準(zhǔn)要求進(jìn)行處理及數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)。

圖3 現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)態(tài)腐蝕實(shí)驗(yàn)掛片安裝位置（a）和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)后取出掛片器及掛片（b）

表3 Y6 井現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境腐蝕速率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果可以看出：動(dòng)液面以下的1～4號(hào)掛片（J55）和5～6 號(hào)掛片（N80）表面各個(gè)部位都出現(xiàn)了不同程度的腐蝕，1～4 號(hào)J55 鋼片局部腐蝕（王世杰，2015）嚴(yán)重，并且點(diǎn)蝕和坑蝕成片出現(xiàn)；5～6 號(hào)鋼片（N80）腐蝕程度較J55 鋼片輕，但也呈現(xiàn)的是局部腐蝕特征。從電鏡掃描結(jié)果（SEM）（圖5，6）來(lái)看，J55 掛片表面被層厚厚的腐蝕產(chǎn)物膜所覆蓋，局部呈現(xiàn)出腐蝕坑，進(jìn)一步放大可以看出疏松的腐蝕膜上有許多的小孔，為腐蝕介質(zhì)接觸基底形成點(diǎn)腐蝕創(chuàng)造的條件；N80 掛片表面腐蝕產(chǎn)物膜分布不均，局部基底暴露在腐蝕介質(zhì)中，呈現(xiàn)出點(diǎn)腐蝕的形貌，腐蝕產(chǎn)物膜對(duì)基底有一定的保護(hù)作用，但是進(jìn)一步放大腐蝕產(chǎn)物膜有裂紋，為腐蝕介質(zhì)接觸基底提供了通道，促進(jìn)了點(diǎn)腐蝕的形成。腐蝕產(chǎn)物絕大部分都溶解于酸中，說(shuō)明腐蝕產(chǎn)物主要是碳酸亞鐵。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)可以推斷：油井套管動(dòng)液面以下存在嚴(yán)重的內(nèi)腐蝕，并且以局部的點(diǎn)腐蝕—坑腐蝕為主，是導(dǎo)致套管動(dòng)液面以下穿孔的主要原因。

3.2 試驗(yàn)掛片EDS 及XRD 分析

分別采用X 射線能量色散譜分析儀（EDS）和X Pert PRO X 型X 射線衍射儀（XRD）對(duì)現(xiàn)場(chǎng)掛片腐蝕產(chǎn)物膜進(jìn)行電子能譜及物相組分分析（圖7～8）。

從EDS 分析結(jié)果可以看出，掛片腐蝕產(chǎn)物膜包含的化學(xué)元素成分主要為Fe、O、C、Mn、S、Ni 和Na組成，其中非金屬元素主要為O、C 和S，并且質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高。N80 的金屬主要成分為Fe，其中Mn 和Ni是鋼材中本身含有的微量元素，Na 是來(lái)源于溶液中析出的元素。因此腐蝕產(chǎn)物的主要成分為FeCO3（徐海升等，2009）和少量的FeS（包括FeS0.9）。其中S2-主要來(lái)源于硫酸鹽還原菌將還原而來(lái)（朱絨霞等，2000；朱衛(wèi)東等，2020）。因此說(shuō)明寧夏鹽池油田的腐蝕主要為CO2腐蝕。

圖4 Y6 現(xiàn)場(chǎng)腐蝕掛片照片

3.3 防護(hù)建議

鹽池油田生產(chǎn)套管的腐蝕主要是由于CO2引起的，根據(jù)以上的研究成果，建議通過(guò)定期加注緩蝕劑、套管內(nèi)表面涂覆有機(jī)材料防腐層、改用耐腐蝕性1Cr13 材質(zhì)套管完井等措施來(lái)預(yù)防或者延緩生產(chǎn)套管的腐蝕，降低油田開(kāi)發(fā)成本。

4 結(jié)論

（1） 通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)掛片器的腐蝕實(shí)驗(yàn)方法，能夠真實(shí)的反映井下腐蝕環(huán)境，測(cè)試結(jié)果表明，該油田井下套管J55 和N80 鋼材的平均腐蝕速率分別為0.0588 mm/a 和0.0571 mm/a，屬于中等腐蝕程度。說(shuō)明J55 和N80 鋼材不適合該油田生產(chǎn)使用。

（2） 根據(jù)腐蝕形貌宏觀和微觀分析，在現(xiàn)場(chǎng)井下環(huán)境下，J55 和N80 掛片都是以局部腐蝕為主，表現(xiàn)的腐蝕形態(tài)為點(diǎn)蝕和坑蝕。

圖5 實(shí)驗(yàn)掛片J55 鋼片實(shí)驗(yàn)后電鏡掃描（SEM）

圖6 實(shí)驗(yàn)掛片N80 鋼片實(shí)驗(yàn)后電鏡掃描（SEM）

圖7 掛片N80 腐蝕產(chǎn)物EDS 分析結(jié)果

圖8 掛片N80 腐蝕產(chǎn)物XRD 分析結(jié)果

（3） 現(xiàn)場(chǎng)掛片腐蝕產(chǎn)物的元素組合和組分分析結(jié)果表明，該油田引起套管腐蝕穿孔的原因是碳鋼的CO2腐蝕，腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3。為指導(dǎo)油田開(kāi)展防腐措施的制定奠定了基礎(chǔ)。