淺析注水井管柱腐蝕原因

鄭龍

摘要：某注水井在2016年細(xì)分調(diào)整作業(yè)起原井管柱時拔脫，發(fā)現(xiàn)油管腐蝕嚴(yán)重，造成大修，結(jié)合歷次施工情況，發(fā)現(xiàn)該井細(xì)分調(diào)整作業(yè)前曾進(jìn)行過兩次不動管柱分層酸化，本文從酸液注入過程、酸液反應(yīng)過程、井下封隔器密封情況三方面分析管柱腐蝕原因，給出造成管柱腐蝕的主要因素，并進(jìn)一步探討預(yù)防性手段。

關(guān)鍵詞：注水井酸化;管柱腐蝕;腐蝕率;擴(kuò)散作用;封隔器密封性

1 問題的提出

A井為某作業(yè)區(qū)一口注水井，2016年11月細(xì)分調(diào)整作業(yè)起原井管柱時，保護(hù)封隔器上第1根油管上接頭以下部分拔脫，魚頂為油管，2017年6月大修，撈出落物，發(fā)現(xiàn)保護(hù)封隔器上第1根油管嚴(yán)重腐蝕，不僅嚴(yán)重影響了注水，還導(dǎo)致大修作業(yè)，增加注水成本。

2 歷次施工情況調(diào)查

該井2010年1月補(bǔ)孔后轉(zhuǎn)注，2012年3月細(xì)分調(diào)整作業(yè)，帶壓下Φ90mm導(dǎo)錐1個，Φ114mm沉砂式防溢單流閥1個，Φ114mmPS-114-46*20-120/25P-BJT橋式偏心配水器4套，Φ114mmK344-114-X-HL-120-20封隔器4套，2012年9月不動管柱依次酸化偏I(xiàn)V、偏I(xiàn)II、偏I(xiàn)I、偏I(xiàn)層段，2013年7月不動管柱依次酸化偏I(xiàn)II、偏I(xiàn)I、偏I(xiàn)層段，2016年11月細(xì)分調(diào)整作業(yè)起原井管柱時，保護(hù)封隔器上第1根油管上接頭以下部分拔脫，魚頂為油管，2017年6月大修，撈出落物，保護(hù)封隔器上第1根油管腐蝕嚴(yán)重。

3 腐蝕原因分析

2012年和2013年進(jìn)行兩次不動管柱分層酸化，2016年發(fā)現(xiàn)油管腐蝕嚴(yán)重，從酸化措施入手開展腐蝕原因分析。

3.1 酸液緩蝕性能

酸液緩釋性能按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY5405-1996進(jìn)行實驗，其中，2012年酸液配方的腐蝕速率0.85g/m.h，2013年酸液配方的腐蝕速率0.80g/m.h，酸液腐蝕速率均符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（60℃下<2.0g/m.h，90℃下<5.0g/m.h）。

3.2 酸液注入過程

常規(guī)酸化注入排量8～15m/h，兩次酸化共用酸液93m，按照最長注入時間計算，2012年和2013年兩次酸液注入過程對Φ73mm油管腐蝕厚度分別為0.00072mm和0.00051mm，兩次酸化注酸過程的腐蝕厚度不會對管柱造成嚴(yán)重影響。

3.3 酸液反應(yīng)過程

注酸后用2倍油管體積的清水將酸液全部頂替至地層，關(guān)井反應(yīng)。

3.3.1在無擾動情況下

酸液只能通過擴(kuò)散進(jìn)入井筒，在不考慮酸液消耗的情況下，根據(jù)菲克擴(kuò)散定律：

計算酸液擴(kuò)散通量，進(jìn)而計算酸液在井筒特定深度的濃度。

擴(kuò)散系數(shù)用Wilke-Chang公式估算：

式中，D—溶質(zhì)在溶劑B中的擴(kuò)散系數(shù)，m/s;

T—溶液的溫度，K;

—溶劑B的粘度，Pa.s;

M—溶劑B的摩爾質(zhì)量，kg/kmol;

—溶劑的締合參數(shù)，水為2.6;

V—溶質(zhì)A在正常沸點下的分子體積，cm/mol;

推導(dǎo)出不同溫度下的擴(kuò)散系數(shù)計算公式：

已知，283K溫度下，酸液（以HCl計）在溶劑水中的擴(kuò)散系數(shù)為2.5×10m/s，計算出龍虎泡高臺子地層溫度條件下（69.15℃=342.15K），酸液的擴(kuò)散系數(shù)為3.89×10?m/s。

根據(jù)菲克擴(kuò)散定律，酸化偏I(xiàn)層段時，酸液由偏I(xiàn)配水器擴(kuò)散到保護(hù)封隔器上第1根油管的最大濃度約為0.023%，pH約4-5，關(guān)井反應(yīng)18h后立即將頂替清水和殘酸全部由油管返排出井筒，并開井注水，通過擴(kuò)散進(jìn)入井筒的酸液不會對管柱造成嚴(yán)重腐蝕。

3.3.2在酸液返吐情況下

酸液被稀釋約1倍，緩蝕劑同樣被稀釋1倍，此時腐蝕速率為1.23g/m.h，兩次酸化反應(yīng)過程對Φ73mm油管的腐蝕厚度為分別為0.01316mm和0.00987mm，油管壁厚5.51mm，不會對管柱造成嚴(yán)重影響。

3.4 井下封隔器密封情況

酸化前對保護(hù)封隔器以下的封隔器進(jìn)行驗封，密封后進(jìn)行酸化施工，但未驗封保護(hù)封隔器，如保護(hù)封隔器不密封（2017年酸化施工前驗保護(hù)封隔器22口井，密封率僅41%），酸液沿不密封的膠筒滲入保護(hù)封隔器以上的油套環(huán)空，由于保護(hù)封隔器以上無射孔層位，油套環(huán)空內(nèi)的流體相對靜止，幾乎無擾動，酸液長期殘留在距離保護(hù)封隔器較近的油套環(huán)空中，從2012年9月第一次酸化到2016年11月，對Φ73mm油管的腐蝕厚度可達(dá)3.95162mm，Φ73mm油管壁厚5.51mm，導(dǎo)致油管嚴(yán)重腐蝕。

4認(rèn)識及建議

4.1目前常規(guī)酸化使用的復(fù)合酸具有較好的緩蝕作用，按措施工序注入酸液、頂替清水、關(guān)井反應(yīng)、返排，不會對井下管柱造成嚴(yán)重腐蝕。

4.2造成A井管柱腐蝕原因為保護(hù)封隔器不密封，酸液滲入油套環(huán)空并長期殘存導(dǎo)致保護(hù)封隔器上第1根油管嚴(yán)重腐蝕。

4.3建議采取酸化前驗封，注完酸液后用含緩蝕劑的清水頂替，酸化后及時反洗井的方式，可消減管柱腐蝕隱患。