渤海油田深井腐蝕原因分析及防腐策略研究

徐濤 張羽臣 李進(jìn) 劉偉

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459

1 研究背景

隨著渤海油田加大中深層開發(fā)力度，高溫高壓環(huán)境下油管腐蝕和環(huán)空帶壓問題引發(fā)關(guān)注[1-2]。渤海某油田主力開發(fā)太古界潛山儲(chǔ)層，是渤海油田典型高溫高壓油井，井下腐蝕環(huán)境復(fù)雜，其中A1井在投產(chǎn)3個(gè)月后發(fā)現(xiàn)油套環(huán)空帶壓現(xiàn)象，修井起管柱確認(rèn)油管存在腐蝕穿孔，后采取修井措施，陸地同步開展腐蝕實(shí)驗(yàn)研究。根據(jù)前期諸多學(xué)者油氣井腐蝕研究，超級(jí)13Cr材質(zhì)在較短時(shí)間內(nèi)發(fā)生腐蝕穿孔案例較少，腐蝕原因結(jié)論與本井不相符；需要結(jié)合鉆完井及生產(chǎn)情況進(jìn)行針對(duì)性研究[3-5]。為此，通過腐蝕形貌分析、腐蝕產(chǎn)物化驗(yàn)及腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)、影響因素和解決措施進(jìn)行分析研究，并在現(xiàn)場成功進(jìn)行工程應(yīng)用，為油田后期防腐及井筒完整性管理具有一定的指導(dǎo)意義。

2 腐蝕形貌及產(chǎn)物分析

渤海某油田A 1 井，完鉆井深4 9 8 6 m，完鉆層位太古界潛山，地層溫度183℃，地層壓力48.6MPa，CO2分壓最高3.6MPa，H2S分壓為1.72kPa，屬于超高溫、高含CO2、低含H2S的工況條件。全井段采用超級(jí)13Cr油管，本井生產(chǎn)3個(gè)月后出現(xiàn)油套環(huán)空帶壓，起管柱發(fā)現(xiàn)油管腐蝕穿孔。

2.1 蝕坑形狀測量

通過對(duì)現(xiàn)場出井油管外壁表面明顯蝕坑進(jìn)行測量，直徑尺寸主要分布于3～10mm間，蝕坑形狀呈規(guī)則圓，坑底平滑，表面為赤紅色腐蝕物，呈螺旋狀分布，有明顯蝕坑群，大蝕坑周圍有較多的小蝕坑，深度為1～5mm間，上個(gè)別位置蝕坑已穿孔（見表1）。

表1 現(xiàn)場油管管體表面蝕坑深度測量結(jié)果

2.2 腐蝕物結(jié)構(gòu)及元素組成分析

經(jīng)XRD測試分析，管體外壁表面腐蝕物主要為Fe2O3、Fe3O4、FeS、FeCl3，黏附于蝕坑坑底處的腐蝕物成分主要為Fe3O4、FeS、FeCl3（見圖1）。Fe2O3疏松、與基體結(jié)合不牢固，易脫落，使外界腐蝕性離子繼續(xù)進(jìn)入造成對(duì)基體的進(jìn)一步腐蝕。其元素組成測試中發(fā)現(xiàn)氯元素含量較高，占比可達(dá)6.0%～19.2%，證明有大量氯離子加速腐蝕反應(yīng)。結(jié)合該油管宏微觀分析可知，腐蝕發(fā)生在CO2、H2S氣體環(huán)境以及高含Cl-環(huán)境中，以點(diǎn)蝕為主、應(yīng)力腐蝕為輔相耦合致使油管發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。

圖1 腐蝕產(chǎn)物XDR測試分析結(jié)果

3 腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

在油田正常工作環(huán)境下開展動(dòng)態(tài)腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)，分析計(jì)算點(diǎn)腐蝕速率。結(jié)果表明：超級(jí)13Cr材質(zhì)在190℃、CO2分壓3.6MPa最苛刻條件下14d腐蝕速率為0.129mm/a，未見點(diǎn)腐蝕發(fā)生，認(rèn)為該條件下超級(jí)13Cr仍具有一定的適用性，見表2。

表2 油管失重均勻腐蝕速率

基于以上結(jié)論，正常生產(chǎn)工況下超級(jí)13Cr油管短期不會(huì)發(fā)生點(diǎn)蝕穿孔，考慮現(xiàn)場油管腐蝕產(chǎn)物中含大量氯元素，推斷油套環(huán)空可能存在高氯根環(huán)境，為進(jìn)一步分析腐蝕原因，對(duì)該完井液（42000g/L-1氯根）環(huán)境進(jìn)行腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明：腐蝕掛片表面出現(xiàn)點(diǎn)蝕現(xiàn)象見圖2，點(diǎn)蝕速率10.34mm/a。證明氯離子濃度升高加劇腐蝕程度，在高氯根環(huán)境下超級(jí)13Cr油管具備腐蝕穿孔的趨勢，需要采取相應(yīng)對(duì)策優(yōu)化。

圖2 超級(jí)13Cr腐蝕掛片表明輪廓分析

4 環(huán)空保護(hù)液優(yōu)化

為盡量減少Cl-濃度對(duì)油管腐蝕影響，結(jié)合陸地油田相關(guān)應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，推薦采用純淡水基環(huán)空保護(hù)液，對(duì)優(yōu)化后的淡水基環(huán)空保護(hù)液與原海水基環(huán)空保護(hù)液進(jìn)行對(duì)比實(shí)驗(yàn)。

結(jié)果表明：對(duì)于超級(jí)13Cr材質(zhì)的腐蝕速率，淡水基環(huán)空保護(hù)液優(yōu)于海水基環(huán)空保護(hù)液，7d腐蝕速率0.0107mm/a，無明顯點(diǎn)蝕現(xiàn)象，證明淡水基環(huán)空保護(hù)液更有利于油套管防腐策略，滿足現(xiàn)場防腐要求，見表3。

表3 油管失重均勻腐蝕速率

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果

渤海某油田A1井于2022年2月完成換管柱作業(yè)，采用S13Cr油管及淡水基環(huán)空保護(hù)液防腐策略，截止2023年6月，油套環(huán)空壓力正常，生產(chǎn)平穩(wěn)，未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕或井屏障泄露現(xiàn)象。通過現(xiàn)場工程應(yīng)用證明淡水基環(huán)空保護(hù)液防腐策略合理，對(duì)現(xiàn)場作業(yè)起到一定指導(dǎo)作用。

6 結(jié)論

對(duì)現(xiàn)場出井油管開展表面腐蝕形貌、腐蝕產(chǎn)物及元素組成分析，腐蝕物主要為Fe2O3、Fe3O4、FeS、FeCl3，氯元素含量較高，占比可達(dá)6.0%～19.2%，證明有大量氯離子加速腐蝕反應(yīng)。

模擬正常生產(chǎn)工況條件下超級(jí)13Cr材質(zhì)14d腐蝕速率僅為0.129mm/a，未見點(diǎn)腐蝕發(fā)生，認(rèn)為該條件下超級(jí)13Cr仍具有一定的適用性；

模擬完井液高氯根環(huán)境條件下超級(jí)13Cr材質(zhì)出現(xiàn)點(diǎn)蝕現(xiàn)象，點(diǎn)蝕速率可達(dá)10.34mm/a。證明氯離子濃度升高加劇腐蝕程度，是油管穿孔的主要誘因。

對(duì)于超級(jí)13Cr材質(zhì)，淡水基環(huán)空保護(hù)液腐蝕速率優(yōu)于海水基環(huán)空保護(hù)液，無明顯點(diǎn)蝕現(xiàn)象，可以證明淡水基環(huán)空保護(hù)液更有利于油套管防腐策略。