海上熱采井井筒管柱腐蝕研究及應(yīng)用

于曉濤，劉志龍，吳 婷，董世超，萬(wàn) 芬，辛 野，柳灃洵

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津，300452）

渤海油田稠油儲(chǔ)量巨大，占石油儲(chǔ)量的50%以上［1-2］，其中三級(jí)稠油儲(chǔ)量23.19×108t，探明儲(chǔ)量13.7×108t，稠油開(kāi)采方式中應(yīng)用最廣泛的為熱力開(kāi)采。目前海上稠油開(kāi)采中采用的主要熱采方式為蒸汽吞吐技術(shù)，即由平臺(tái)上的小型化蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生高溫高壓蒸汽，通過(guò)井筒管柱注入地層，以提高稠油儲(chǔ)層溫度從而實(shí)現(xiàn)稠油熱采［3-7］。在常溫井中，可以在油井中長(zhǎng)時(shí)間甚至“永久”正常工作的井筒管柱［8-12］，卻在海上稠油熱采作業(yè)中發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕現(xiàn)象，部分井段出現(xiàn)油管開(kāi)裂等嚴(yán)重情況，對(duì)海上熱采作業(yè)安全性埋下了巨大隱患。為進(jìn)一步降低熱采作業(yè)的安全風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)作業(yè)腐蝕的井筒管柱進(jìn)行形貌觀察、機(jī)械性能測(cè)試、端口能譜分析，并提出優(yōu)化方案和防腐蝕方法。

1 熱采工藝及現(xiàn)場(chǎng)概況

稠油熱采技術(shù)主要利用稠油黏度對(duì)溫度的敏感性，特別是當(dāng)溫度較低時(shí)，溫度升高10℃稠油黏度可降低約50%，繼而使儲(chǔ)層稠油自身具備流動(dòng)性，實(shí)現(xiàn)稠油開(kāi)采。稠油黏度的溫敏特性見(jiàn)圖1所示:

圖1 稠油黏度溫敏特性

以渤海某稠油油田為例，在地層溫度下稠油黏度為8 000 mPa·s，當(dāng)溫度升高到250℃左右時(shí)，稠油黏度降到10 mPa·s以下。

注汽作業(yè)時(shí)，管柱受熱伸長(zhǎng)會(huì)導(dǎo)致井口抬升，由于海上油氣平臺(tái)的特殊性，必須加以限制，因此，在油管注入蒸汽的同時(shí)，在油套環(huán)空注入氮?dú)?，?shí)現(xiàn)蒸汽保溫和套管隔熱，以降低套管溫度。

在首次進(jìn)行海上稠油蒸汽吞吐作業(yè)中，蒸汽注入量為6 000 t，干度大于70%，油套環(huán)空注入氮?dú)?，注入體積分?jǐn)?shù)為97%的氮?dú)?4×104Nm3，作業(yè)井管柱結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖2。

圖2 注汽管柱

完成稠油蒸汽吞吐后，在起井作業(yè)中發(fā)現(xiàn)井筒管柱發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，管柱表面布滿鐵銹，局部井段甚至出現(xiàn)斷裂等現(xiàn)象（見(jiàn)圖3）。

圖3 作業(yè)后腐蝕油管

2 腐蝕現(xiàn)狀及分析

蒸汽吞吐作業(yè)結(jié)束后起出管柱，發(fā)現(xiàn)管柱存在嚴(yán)重的腐蝕現(xiàn)象，下入深度不同呈現(xiàn)不同狀態(tài)。選取不同位置進(jìn)行腐蝕分析，油管1 位于井下500 m處，油管2位于井下1 100 m處。

2.1 形貌觀察

觀察發(fā)現(xiàn)，油管1內(nèi)壁輕微腐蝕，外表面大面積潰瘍狀腐蝕；油管2內(nèi)外壁均分布許多腐蝕坑，或者出現(xiàn)潰瘍狀腐蝕，腐蝕嚴(yán)重。見(jiàn)圖4。

圖4 油管內(nèi)壁形貌

對(duì)樣片進(jìn)行壁厚檢測(cè)，并計(jì)算其腐蝕速率。兩組油管的平均壁厚檢測(cè)結(jié)果如表1所示?？梢钥闯鲇凸?腐蝕均比較嚴(yán)重，減薄約1 mm 左右。按照實(shí)際工作天數(shù)計(jì)算，腐蝕速度約為8.7 mm/a，超過(guò)腐蝕速率的最低要求。

表1 油管壁厚檢測(cè)結(jié)果 mm

2.2 機(jī)械性能

本次作業(yè)中井筒管柱均為新油管，各項(xiàng)性能均滿足國(guó)標(biāo)GB/T 228-2002 要求。對(duì)作業(yè)后的油管1和油管2進(jìn)行機(jī)械性能檢測(cè)，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 材料的機(jī)械性能與標(biāo)準(zhǔn)值

通過(guò)拉伸和沖擊試驗(yàn)可以看出油管1、油管2的內(nèi)外管在拉伸強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度以及沖擊韌性沒(méi)有明顯區(qū)別，但斷后伸長(zhǎng)率不到15%，不滿足API-5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求（≥15%）。表明油管在隨著溫度增加而其伸長(zhǎng)率降低，影響油管機(jī)械性能。

2.3 腐蝕端口能譜檢測(cè)

對(duì)油管腐蝕端口進(jìn)行能譜檢測(cè)，見(jiàn)圖5、表3。

圖5 油管腐蝕端口能譜

表3 油管腐蝕端口元素分析 %

通過(guò)腐蝕端口元素分析可知，無(wú)論是發(fā)生輕微腐蝕的油管1還是腐蝕嚴(yán)重的油管2，其腐蝕斷面主要以O(shè) 元素、Cl 元素和Fe 元素為主，判斷其中Fe 元素主要來(lái)自基體材，O元素主要來(lái)自空氣，Cl元素主要來(lái)自完井液和洗井液。

對(duì)不同位置的管柱腐蝕垢樣進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)所有樣品腐蝕產(chǎn)物都為Fe3O4，初步判斷造成管柱腐蝕的原因是高溫條件下發(fā)生化學(xué)腐蝕或電偶腐蝕。

在井筒管柱腐蝕端口能譜監(jiān)測(cè)處發(fā)現(xiàn)有Cl 元素存在，但在腐蝕產(chǎn)物中未發(fā)現(xiàn)該元素，因此判斷Cl元素在高溫條件下起到催化劑的作用，即Cl會(huì)穿透氧化物膜到達(dá)金屬基體表面與Fe、Cr等金屬發(fā)生反應(yīng)形成氣相金屬氯化物，金屬氯化物在向外擴(kuò)散的過(guò)程中，在氧壓比較高的地方與氧發(fā)生反應(yīng)形成金屬氧化物并把Cl還原出來(lái)，一部分還原出來(lái)的Cl又回到基體重復(fù)上述過(guò)程，從而加速金屬的氧化進(jìn)程。

為進(jìn)一步驗(yàn)證井筒管柱腐蝕是電偶腐蝕還是化學(xué)腐蝕，開(kāi)展下列室內(nèi)試驗(yàn)。

3 模擬試驗(yàn)驗(yàn)證

3.1 電偶腐蝕

由于井筒管柱的組合形式多樣，涉及材質(zhì)種類較多，因此需要驗(yàn)證海上熱采井筒腐蝕是否由于電偶現(xiàn)象造成。對(duì)常用井筒管柱串的材料進(jìn)行電偶腐蝕分析。

常用井筒管柱串的材料主要有35CrMo、N80、P110以及CS1018，4種材質(zhì)的腐蝕電位見(jiàn)表4。

表4 不同溫度下四種材質(zhì)的腐蝕電位（SCE） mV

通過(guò)試驗(yàn)可知，電偶腐蝕對(duì)4 種材料的影響很小，可以忽略，表明海上熱采井筒管柱的腐蝕不是由于電偶腐蝕造成的。

3.2 化學(xué)腐蝕試驗(yàn)

通過(guò)模擬現(xiàn)場(chǎng)工作環(huán)境來(lái)驗(yàn)證井筒管柱腐蝕的起因是否為化學(xué)腐蝕。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況中溫度370℃，壓力21 MPa，環(huán)境因素有氧氣、地層水等。

油井產(chǎn)出液水質(zhì)分析見(jiàn)表5。

表5 井產(chǎn)出水水質(zhì)分析

與自來(lái)水相比主要區(qū)別在于Cl元素含量高。

進(jìn)行室內(nèi)模擬試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如下:

試驗(yàn)條件:370℃，15 MPa，5%氧氣；

試片位置:液相；

水質(zhì):模擬產(chǎn)出水；

腐蝕速率:6.924 mm/a（有嚴(yán)重局部腐蝕）。

分析試驗(yàn)結(jié)果，環(huán)境中存在氧氣和地層水的條件下，井筒管柱發(fā)生嚴(yán)重的化學(xué)腐蝕，因此井筒管柱在高溫井中發(fā)生腐蝕的主要原因是化學(xué)腐蝕。

為進(jìn)一步研究井筒管柱在氧環(huán)境下的腐蝕速率，進(jìn)行不同氧氣含量的室內(nèi)腐蝕試驗(yàn)，見(jiàn)表6:

表6 高溫高壓條件下不同氧氣濃度腐蝕評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

通過(guò)分析試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隨著氧氣濃度降低，井筒腐蝕速率快速下降，當(dāng)氧氣的體積分?jǐn)?shù)控制在0.01%以下時(shí)，腐蝕速率降低至0.076 mm/a以下［13］，滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。

為分析水介質(zhì)對(duì)井筒管柱腐蝕速率的影響，進(jìn)行不同水質(zhì)的室內(nèi)腐蝕試驗(yàn)，其結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 高溫高壓條件下水介質(zhì)腐蝕評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

試驗(yàn)結(jié)果顯示:井筒管柱在模擬產(chǎn)出水的環(huán)境中腐蝕速率高于在自來(lái)水條件下，因此判斷地層水（Cl）會(huì)造成井筒管柱腐蝕加速。

4 防腐措施及效果

針對(duì)腐蝕分析結(jié)果，從工藝方案優(yōu)化和設(shè)備性能升級(jí)角度出發(fā)，提出井筒管柱防腐措施:

（1）優(yōu)化洗井工藝，在管柱下井作業(yè)前進(jìn)行淡化海水和氮?dú)庀淳鳂I(yè)，以減少井筒中地層水（Cl）的含量；

（2）井筒藥劑除氧，在油套環(huán)空注入氮?dú)庾鳂I(yè)中同時(shí)注入除氧劑，以減少井筒氧氣含量；

（3）設(shè)備改造升級(jí)，提高制氮機(jī)制氮純度至99.9%。

在后續(xù)的海上稠油熱采中，嚴(yán)格采用上述措施，未出現(xiàn)井筒管柱腐蝕現(xiàn)象，其中最大單輪次注汽量為7 200 t，蒸汽干度在80%以上。

5 總結(jié)

（1）井筒管柱在海上稠油熱采井中發(fā)生快速腐蝕現(xiàn)象，并且隨著管柱下入深度的增加，腐蝕速率增加。

（2）熱采井的快速腐蝕現(xiàn)象是由于在井筒中高溫、氯離子和氧共同存在導(dǎo)致的，且氯離子和氧濃度越高，腐蝕速率越高。

（3）通過(guò)改善熱采工藝方案，降低井筒中氯離子和氧的濃度，可有效防止井筒管柱腐蝕現(xiàn)象。