伊朗Y油田深井油套環(huán)空封隔液評價與優(yōu)化研究

何漢平， 何青水， 鮑洪志， 黃在福， 王朝明

(1.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101； 2.中石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100101)

伊朗Y油田深井油套環(huán)空封隔液評價與優(yōu)化研究

何漢平1， 何青水1， 鮑洪志1， 黃在福2， 王朝明1

(1.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101； 2.中石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100101)

伊朗Y油田主力產(chǎn)層F油層屬于典型的高溫、高壓、高產(chǎn)、有腐蝕性流體產(chǎn)出的油田。為了保障該油田的長效、高效、安全生產(chǎn)，需要對完井工藝及管柱保護進行防腐研究。采取完井時下入帶封隔器的完井管柱，并在封隔器之上的油套環(huán)空注入防腐封隔液；室內(nèi)對引進的2種環(huán)空封隔液體系進行了互溶性、高溫穩(wěn)定性、殺菌性等基礎(chǔ)理化性能及對井下管材的腐蝕性的實驗及評價。評價結(jié)果表明,CaCl2型環(huán)空封隔液高溫穩(wěn)定性較差，浸泡腐蝕速率值高值為0.062 mm/a，電偶腐蝕速率值高值為0.078 mm/a，均大于設定的腐蝕速率值0.05 mm/a。而引進的NaCl+KCl型環(huán)空封隔液高溫穩(wěn)定性較好，浸泡腐蝕速率值高值為0.014 mm/a，電偶腐蝕速率值高值為0.037 mm/a，均低于設定的腐蝕速率值0.05 mm/a。鑒于此情況，對引進的CaCl2型環(huán)空封隔液進行改進并優(yōu)化設計，確定合適的CaCl2型環(huán)空封隔液體系。優(yōu)化設計后的CaCl2型環(huán)空封隔液高溫穩(wěn)定性良好，浸泡腐蝕和電偶腐蝕速率值均低于設定的腐蝕速率值，綜合性能達到了現(xiàn)場應用要求。

完井工藝；高溫高壓；環(huán)空封隔液；高溫穩(wěn)定性；腐蝕速率；電偶腐蝕

0 引言

Y油田主力產(chǎn)層F油層埋深4400 m，油層壓力系數(shù)高達1.6，地層溫度接近150 ℃，日產(chǎn)油量高達1000 t，產(chǎn)出流體含有CO2和H2S氣體,CO2分壓為0.85～1.20 MPa，H2S分壓為0.13～0.29 MPa，屬于典型的高溫、高壓、高產(chǎn)、有腐蝕性流體產(chǎn)出的油田。為了保障該油田油井長效、高效、安全生產(chǎn)，對油井完井井筒進行了較高要求的工藝設計，如除了對直接和油氣接觸的油管進行采用防腐材質(zhì)和注入緩蝕劑設計外，還通過下入封隔器，在油管和套管之間，形成一個密閉的環(huán)形空間。通過在油套環(huán)空空間注入一定密度、具有防腐作用的封隔液，達到防腐、保護油管和套管、保護封隔器(平衡壓差)的目的[1,2]。在環(huán)空封隔液技術(shù)方面，國內(nèi)外開展了體系研究、腐蝕評價研究[3-7]，提出了適合特定油田特點的環(huán)空封隔液，但在研究中涉及體系、接觸介質(zhì)較為單一，未見有針對多種接觸介質(zhì)(管材)開展的腐蝕性能的綜合評價等。據(jù)Y油田施工情況，研究配制了KCl+NaCl復合鹽水體系和CaCl2型鹽水體系。本文通過室內(nèi)試驗，對這2種體系進行了互溶性、高溫穩(wěn)定性、殺菌性等基礎(chǔ)理化性能評價和優(yōu)化設計。另外，根據(jù)井筒特點，還開展了環(huán)空中多材質(zhì)(L80-1、T95-1、C90-1、SM2535[8])組合之間電偶腐蝕試驗評價，認識不同材質(zhì)組合之間電偶腐蝕傾向，這在以往的文獻中鮮有報道。在試驗評價基礎(chǔ)上進行封隔液優(yōu)化設計，形成一套適合該油田的環(huán)空封隔液體系。

1 Y油田完井井筒結(jié)構(gòu)

2 封隔液評價實驗

2.1 實驗用體系、項目、條件和指標

實驗用封隔液體系包括密度為1.18g/cm3的KCl+NaCl型復合鹽水體系(在負壓射孔、丟槍作業(yè)中使用)和密度為1.35 g/cm3的CaCl2型鹽水體系(在正壓射孔、取槍作業(yè)中使用)，見表1。

圖1 F油層典型完井井筒結(jié)構(gòu)示意圖

復合鹽水體系配方(質(zhì)量百分比)/%NaOHNaClKClCaCl2緩蝕劑(ZK-1)除氧劑(Na2SO3)殺菌劑(1227)KCl+NaCl型03165015010015CaCl2型02～0338015020010

綜合考慮F生產(chǎn)井油套管的管材類型、服役溫度(見表2)等工況條件，確定了F井環(huán)空防腐液性能評價方案的實驗條件(見表3)。

表2 F井環(huán)空封隔液服役區(qū)域的管材信息與服役溫度范圍

表3 F井環(huán)空封隔液性能評價試驗項目、條件和指標

2.2 實驗內(nèi)容與結(jié)果

2.2.1 在用環(huán)空封隔液理化性能測試

根據(jù)表1配制2種在用環(huán)空封隔液，開展如下理化性能測試。

2.2.1.1 互溶性測試與高溫穩(wěn)定性測試

將配制的在用環(huán)空封隔液攪拌均勻后室溫下靜置24 h，觀察溶液狀態(tài)。室溫下靜置24 h后發(fā)現(xiàn)溶液表面均存在懸浮物。高溫穩(wěn)定性測試在高溫高壓反應釜中進行。配制好的環(huán)空封隔液于實驗溫度下恒溫48 h。在140 ℃下靜置48 h后，NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液溶液狀態(tài)基本無變化，而CaCl2型在用環(huán)空封隔液底部出現(xiàn)少量沉淀，濁度(NUT)有所升高，由14.2上升到37.50，熱穩(wěn)定性較差。

2.2.1.2 殺菌性能測試

實驗前將實驗用錐形瓶、量筒等玻璃儀器置于高溫高壓蒸汽滅菌鍋中滅菌[11]。將在用環(huán)空封隔液與自來水按照體積比1∶1進行均勻混合，作為實驗溶液。分別向100 mL的自來水與稀釋后的環(huán)空封隔液中添加5 mL的含菌培養(yǎng)基。細菌培養(yǎng)結(jié)果表明，KCl+NaCl型在用環(huán)空封隔液殺菌率為100%，CaCl2型在用環(huán)空封隔液殺菌率為99.9%，選用的1227殺菌劑殺菌性能顯著[12]。

2.2.1.3 Na2SO3除氧效果評價

取一定體積的實驗溶液，添加至密閉的實驗裝置內(nèi)，采用高精度溶解氧測試儀測試溶液中的氧含量[13]。實驗結(jié)果表明，Na2SO3在KCl+NaCl型環(huán)空封隔液中的除氧效果較好，除氧率達到99.9%，而CaCl2型環(huán)空封隔液中即使添加過量的Na2SO3后氧含量依然超出2000 ppb(2 mg/L)，除氧效果較差或沒有除氧效果。

2.2.2 在用環(huán)空封隔液防腐效果評價

實驗用L80-1、T95-1、C90-1、SM2535材料由管材供應商提供。試樣用水磨砂紙逐級打磨至2000號砂紙并拋光，然后依次用丙酮除油，去離子水和無水乙醇清洗，冷風吹干備用。高溫高壓腐蝕模擬實驗掛片試樣幾何尺寸為50 mm×25 mm×3 mm；電偶試樣尺寸為30 mm×30 mm×3 mm。

2.2.2.1 浸泡腐蝕實驗

高溫高壓腐蝕模擬實驗在高溫高壓反應釜中進行。將L80-1、C90-1、T95-1三種管材置于NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液中，在實驗溫度為135 ℃下浸泡120 h。實驗結(jié)果表明，L80-1 C90與T95-1的腐蝕速率分別為0.014、0.011、0.012 mm/a。同樣，將L80-1、C90-1、T95-1三種管材置于密度為1.35 g/cm3的CaCl2型在用環(huán)空封隔液中，在實驗溫度為135 ℃下浸泡120 h，腐蝕速率分別為0.036、0.062、0.058 mm/a，均為均勻腐蝕。

2.2.2.2 電偶腐蝕實驗

電偶腐蝕是22種不同金屬在溶液中直接接觸，因其電極電位不同構(gòu)成腐蝕電池，致使電極電位較負的金屬發(fā)生溶解腐蝕[14]。在F油田深井井筒環(huán)空中，相互偶接的金屬對有L80-1與SM2535、T95-1與SM2535和T95-1與C90-1，存在電偶腐蝕風險。

通過圖2中的專利測試工具電偶夾具將電偶試樣偶接后，置于高溫高壓反應釜中進行實驗，評價不同材料在模擬工況條件下相互偶接時的電偶腐蝕率。圖中處于密封狀態(tài)下的導電螺柱用來連接試樣。實驗試樣對為L80-1與SM2535、T95-1與SM2535和T95-1與C90-1。

圖2 電偶腐蝕模擬實驗試樣夾具示意圖

試驗結(jié)果表明：(1)在CaCl2型在用環(huán)空封隔液中于溫度135 ℃下浸泡5天后，L80-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.078 mm/a，T95-1與C90-1偶接后的腐蝕速率為0.026 mm/a，T95-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.065 mm/a；(2)在NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液中浸泡5天后，L80-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.037 mm/a，T95-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.032 mm/a，T95-1與C90-1偶接后的腐蝕速率為0.009 mm/a。上述腐蝕形式均為均勻腐蝕。

2.2.3 評價結(jié)果小結(jié)

CaCl2型在用環(huán)空封隔液常溫下各組分間的互溶性較差，高溫穩(wěn)定性較差，存在一定的結(jié)垢風險；使用Na2SO3作為除氧劑，除氧效果差；L80-1與SM2535偶接、T95-1與SM2535偶接的腐蝕速率均大于0.05 mm/a，電偶腐蝕存在風險。其理化性能和耐蝕性能需要從高溫穩(wěn)定性、結(jié)垢防控、除氧劑優(yōu)選和電偶腐蝕風險控制等方面進行選型優(yōu)化。

NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液高溫穩(wěn)定性較好，L80-1、T95-1與C90管材腐蝕速率較低，盡管與合金偶接后電偶腐蝕風險增大，其腐蝕速率仍低于0.05 mm/a，現(xiàn)場可以繼續(xù)使用。

3 環(huán)空封隔液性能優(yōu)化設計與評價

3.1 優(yōu)化設計

針對CaCl2型在用環(huán)空封隔液存在的問題，開展了如下優(yōu)化設計。

3.1.1 CaCl2加量優(yōu)化

由在用環(huán)空封隔液腐蝕性評價結(jié)果可知，CaCl2型在用環(huán)空封隔液的腐蝕性大于NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液的腐蝕性，說明當其他組分不變時隨著鹽含量的增加在用環(huán)空封隔液的腐蝕性越大。因此在1.35 g/cm3的CaCl2的環(huán)空封隔液基液中添加了NaCl，減少CaCl2加量。通過模擬軟件計算，優(yōu)化了溶液中NaCl與CaCl2含量，確定NaCl加量為1.29%，CaCl2加量為35.43%。

3.1.2 除氧劑優(yōu)化

對于含CaCl2型在用環(huán)空封隔液，當密度不低于1.30 g/cm3時，由于其Ca2+濃度較高，SO32-溶解度極其微小，無法達到預期的除氧效果，可以改用二甲基酮肟[15]。二甲基酮肟是一種常用的工業(yè)除氧劑，除氧效果好、毒性小，且具有一定的緩蝕性能。通過實驗確定，當二甲基酮肟加量1000 ppm(1000 mg/L)時，溶液中的溶解氧降低，除氧率為99.9%。

3.1.3 緩蝕劑優(yōu)化

按照0.15%的添加量分別向CaCl2型環(huán)空封隔液中添加4種市場上常用的咪唑啉類緩蝕劑(編號為2、3、4和5號)，通過腐蝕模擬實驗考查這4種緩蝕劑的在L80-1、C90-1中的緩蝕性能。由實驗可知，相比于其他緩蝕劑，4號(YH-1)緩蝕劑效果最好，L80-1和C90的腐蝕速率都最小(見圖3、圖4)。因此，選用緩蝕劑YH-1作為CaCl2型環(huán)空封隔液優(yōu)化配方中的緩蝕組分。

3.2 試驗評價

基于上述試驗結(jié)果，確定了如下密度為1.35 g/cm3的CaCl2型環(huán)空封隔液新配方：

清水+1.3%NaCl+35.4%CaCl2+0.15%緩蝕劑(YH-1)+0.10%除氧劑(二甲基酮肟)+0.1%殺菌劑(1227)。

圖3 L80-1腐蝕試驗結(jié)果

圖4 C90-1腐蝕試驗結(jié)果

對優(yōu)化的配方進行了環(huán)空封隔液理化性能和防腐評價。

按照該配方配制環(huán)空封隔液，分別于140 ℃下靜置48 h后，溶液底部沒有沉淀物，無懸浮、無分層，高溫穩(wěn)定性相對較好。經(jīng)測量溶液的濁度有所升高，但低于30 NUT。

將L80-1、C90-1、T95-1三種管材置于優(yōu)化后的CaCl2型環(huán)空封隔液中，在實驗溫度為135 ℃下浸泡120 h。實驗結(jié)果表明，L80-1、C90-1與T95-1的腐蝕速率分別為0.014、0.009和0.0084 mm/a，均為均勻腐蝕，均低于0.05 mm/a的腐蝕設定值。

在電偶腐蝕方面，在優(yōu)化后的CaCl2型環(huán)空封隔液中于溫度135 ℃下浸泡120 h后，L80-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.027 mm/a，T95-1與SM2535偶接后的腐蝕速率為0.016 mm/a，C90-1與T95-1管材偶接后兩者腐蝕速率變化不大，分別為0.010 mm/a與0.009 mm/a，均低于0.05 mm/a的腐蝕設定值，但均高于掛片浸泡腐蝕率，見圖5、圖6和圖7。

圖5 135 ℃下L80-1與SM2535偶接前后的腐蝕速率

圖6 135 ℃下T95-1與SM2535偶接前后的腐蝕速率

圖7 135 ℃下C90與T95-1偶接前后的腐蝕速率

由上述評價試驗結(jié)果可知，優(yōu)化后的環(huán)空封隔液的防護性能在高溫穩(wěn)定性、防腐性方面均優(yōu)于在用環(huán)空封隔液。

4 結(jié)論

(1)NaCl+KCl型在用環(huán)空封隔液高溫穩(wěn)定性較好，L80-1、T95-1與C90-1管材腐蝕速率較低，盡管與合金偶接后電偶腐蝕風險增大，其腐蝕速率仍低于0.05 mm/a，可以繼續(xù)使用。

(2)CaCl2型在用環(huán)空封隔液常溫下各組分間的互溶性較差，高溫穩(wěn)定性較差，L80-1、T95-1與C90-1管材浸泡腐蝕、電偶腐蝕風險較大。其理化性能和耐蝕性能需要優(yōu)化。

(3)對于CaCl2型在用環(huán)空封隔液，通過從高溫穩(wěn)定性、結(jié)垢防控、除氧劑優(yōu)選和電偶腐蝕風險控制等方面的優(yōu)化，形成了新的CaCl2型環(huán)空封隔液配方。新的CaCl2型環(huán)空封隔液，濁度<30 NTU，腐蝕速率<0.05 mm/a，高溫穩(wěn)定性和防腐性能方面均達到現(xiàn)場應用要求。

(4)環(huán)空封隔液腐蝕試驗結(jié)果表明，不同金屬之間的電偶腐蝕嚴重程度高于金屬在腐蝕介質(zhì)(液體)中的腐蝕程度。

(5)該實驗研究結(jié)果，如多材質(zhì)組合之間的電偶腐蝕試驗評價結(jié)果，對于類似油田的完井井筒環(huán)空封隔液設計，具有一定的借鑒和指導意義。

[1] 萬仁溥.完井工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

[2] 何漢平，侯立中，王長林.伊朗Y油田基于流動保障的完井設計[J].石油鉆探技術(shù)，2010,38(5)：111-114.

[3] 鄧文良.酸性氣井環(huán)空腐蝕行為及防護技術(shù)研究[D].四川成都:西南石油大學,2015.

[4] 李曉嵐,李玲,趙永剛,等.套管環(huán)空保護液的研究與應用[J].鉆井液與完井液,2010,27(6):61-64.

[5] 樊宏偉,李振銀,張遠山,等.無固相水基隔熱封隔液研究應用現(xiàn)狀[J].鉆井液與完井液,2014,31(3):84-87.

[6] 李冬梅,杜春朝,劉菊泉,等.封隔液及其應用現(xiàn)狀研究[J].長江大學學報,2012,9(12):86-89.

[7] 楊安.實用油氣井防腐蝕技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2012.

[8] 李華.伊朗雅達油區(qū)合金套管下入技術(shù)[J].鉆井工程,2012,2(11):43-43.

[9] SY/T 5273—2000,油田采出水用緩蝕劑性能評價方法[S].

[10] IPS-I-TP-802, Inspection Standard for Corrosion Survey and Inhibitor Evaluation Original Edition[S].

[11] SY/T 5757—2010,油田注入水殺菌劑通用技術(shù)條件[S].

[12] 王旭升,杜曉鵑.油田污水處理中殺菌劑的混合處理研究[J].科學技術(shù)與工程,2012,12(21):5283-5286.

[13] 程雯.溶解氧測定儀使用方法及改進[J].中國新技術(shù)新產(chǎn)品,2013,(20):1.

[14] 曹楚南.腐蝕電化學原理[M].北京：化學工業(yè)出版社，2004.

[15] 郭萍，侯山，孫新亞，等.除氧劑在天然氣處理廠鍋爐給水中應用效果分析[J].遼寧化工,2014,43(1):28-30.

Evaluation and Optimization Study on Deep Well Completion Tubing Casing Annulus Packer Fluid in Y Oilfield of Iran/

HEHan-ping1,HEQing-shui1,BAOHong-zhi1,HUANGZai-fu2,WANGZhao-ming1

Freservoir in Y Oilfield is characterized with high temperature, high pressure and high yield with corrosive fluids. In order to ensure a long term, efficient and safe production, it is necessary to study the well completion technology and anticorrosion for string protection. The completion string with packer is run downhole, and the annulus between tubing and casing above packer is then filled with anticorrosion packer fluid. Two introduced annulus packer fluid systems are tested at lab to evaluate the physical and chemical properties of , high temperature stability, and the corrosion of pipe downhole. Test results show that CaCl2annulus packer fluid has poor high temperature stability, the high values of immersion corrosion rate values and galvanic corrosion rate values are 0.062 mm/a and 0.078 mm/a respectively, larger than the set corrosion rate of 0.05 mm/a. While the introduced NaCl+KCl annulus packer fluid has better high temperature stability with high values of immersion corrosion rate values and galvanic corrosion rate values 0.014 mm/a and 0.037 mm/a respectively, lower than the set corrosion rate of 0.05 mm/a. In view of this situation, the improvement and optimizing design are made on this introduced CaCl2annulus packer fluid to determine the proper system. The optimizing designed CaCl2annulus packer fluid shows good high temperature stability, the immersion corrosion and galvanic corrosion rate values are below the set corrosion rate, and the overall performance have reached the field application requirements.

completion technology; high temperature and high pressure; annulus packer fluid; high temperature stability; corrosion rate; galvanic corrosion

2016-11-10；

2016-11-28

“十二五”國家科技重大專項“中東富油氣區(qū)復雜地層井筒關(guān)鍵技術(shù)研究”(編號：2011ZX05031-004)

何漢平，男，漢族，1966 年生，高級工程師，石油工程專業(yè)，研究方向為油氣井完井工程，北京市朝陽區(qū)北辰東路8號北辰時代大廈5樓502室，840538223@qq.com。

TE256

A

1672-7428(2017)01-0010-05

(1.SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China; 2.SINOPEC International Exploration & Production Corporation, Beijing 100101, China)