賀海軍，徐德奎，馬文海，袁　玲，張　鳳

(大慶油田有限責任公司采油工程研究院　黑龍江　大慶　163453)

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·試驗研究·

大慶深層氣完井管柱CO2腐蝕防護技術

賀海軍，徐德奎，馬文海，袁玲，張鳳

(大慶油田有限責任公司采油工程研究院黑龍江大慶163453)

針對大慶深層氣田具有埋藏深、溫度高、產出氣含CO2的特點，且CO2分壓多在0.2 MPa以上，井下油套管處于嚴重腐蝕狀態(tài)。通過室內高溫高壓腐蝕評價實驗，探索出P110管材在中等溫度(60～100℃)條件下，局部腐蝕敏感性加強，出現明顯的蝕坑形態(tài)。探索出在高溫條件下13Cr-P110組合存在低電偶腐蝕，電偶腐蝕速率低于0.1 mm/a。并結合現場掛片腐蝕監(jiān)測，建立了CO2局部腐蝕速率三維發(fā)展模型，實現了局部腐蝕的定量計算分析。依據大慶深層腐蝕特征以及氣井生產特征，兼顧氣井安全與經濟性，建立了全井13Cr、套管組配、緩蝕劑為主腐蝕防護技術，形成了3類6種完井工藝系列，保障氣井管柱在10年生產周期內經濟、安全生產。

CO2腐蝕；電偶腐蝕；三維蝕腐蝕預測；套管組配

0　引　言

徐深氣田CO2含量差異較大，砂礫巖儲層從0.18%～3.54%，火山巖儲層在不同井區(qū)含量變化較大，如徐深1井區(qū)為0.33%～3.92%，徐深8井區(qū)14.60%～24.55%，并且溫度、壓力高[1-3]。井液中含有一定量的Cl-，使井下管柱處于嚴重的腐蝕環(huán)境。由于油管處在嚴重腐蝕環(huán)境內，在生產過程中受到嚴重的CO2腐蝕而損壞，從而影響了油管的使用壽命。采用13Cr套管用于CO2防腐。由于13Cr價格是普通碳鋼的5～6倍，成本較高，尤其是應用在低產能氣井上，投入產出比非常不合理。

針對現場井的失效管段進行解剖取樣分析，目標管段在實際工況下發(fā)生了大面積的點蝕，并且點蝕相互延伸，在腐蝕嚴重區(qū)域發(fā)生了明顯的腐蝕穿孔。針對失效管段的不同部位，可以看到不同的局部腐蝕形貌，從而進一步獲得局部腐蝕發(fā)生、發(fā)展乃至最終穿孔的過程。在腐蝕初期，管柱在敏感性較高的腐蝕環(huán)境下，會出現大面積的點蝕形核，而在由于不同覆蓋度造成的電偶作用下，點蝕會進一步發(fā)展，在腐蝕坑長度、深度、寬度三維發(fā)展相對來講較為均衡，隨著點蝕的進一步發(fā)展，腐蝕坑深度達到管柱壁厚而造成腐蝕穿孔。文章通過室內試驗確定了CO2局部腐蝕規(guī)律、P110與13Cr110鋼的電偶腐蝕規(guī)律，建立了CO2局部腐蝕速率三維發(fā)展模型，實現了局部腐蝕的定量計算分析。依據大慶深層腐蝕特征以及氣井生產特征，兼顧氣井安全與經濟性，建立了全井13Cr、套管組配、緩蝕劑為主腐蝕防護技術[4，5]，形成了3類6種完井工藝系列，保障氣井管柱在10年生產周期內經濟、生產安全。

1　腐蝕規(guī)律研究

1.1局部腐蝕規(guī)律

在不同的溫度條件下，試樣的腐蝕速率差別很大。溫度對腐蝕速率的影響體現在如下幾個方面：一是影響氣體在溶液中的溶解度，進而影響H2CO3電離及溶液pH值。二是影響電化學反應活性及活化反應速率。三是影響腐蝕產物膜的形成、覆蓋度、致密度及保護性。選取較高分壓4 MPa和較低分壓0.15 MPa系列作為對比，進行溫度因素的影響分析。

P110鋼腐蝕速率隨溫度升高而降低，中低溫區(qū)趨勢顯著，溫度升至100℃之后，腐蝕速率下降趨勢明顯減緩，但0.15 MPa各溫度下腐蝕速率整體遠低于4 MPa時，如圖1所示。

圖1　P110鋼不同溫度下的腐蝕速率變化

溫度變化造成腐蝕產物膜的厚度、晶粒尺寸、孔隙率、厚度、致密度和附著性等隨之變化，而腐蝕類型與特征與腐蝕產物膜的變化緊密相關。在溫度較低時，由于腐蝕反應的驅動力較低，腐蝕進行得比較緩慢，FeCO3不易生成，生成物主要是由溶液中的化合物沉積形成，以致產物粘著性較差，膜薄且疏松。隨溫度升高，腐蝕反應過程加劇，FeCO3的在材料表面形核和生長的速度加快，腐蝕產物膜的厚度和致密性都增加。在150℃高溫下，極大的腐蝕推動力保證FeCO3晶核在材料表面迅速形成且快速生長形成薄而致密且粘著性好的腐蝕產物膜，保護材料表面不受更強烈腐蝕。腐蝕產物膜的結構和保護性直接影響該溫度條件下發(fā)生的腐蝕類型，較低分壓下符合現有研究規(guī)律，但是在4 MPa高CO2分壓時，所有的溫度條件下P110鋼都存在局部腐蝕現象，尤其在中低溫區(qū)腐蝕程度是相當嚴重的。

1.2電偶腐蝕規(guī)律

利用電化學方法測試了徐深氣田水介質中，0.1 MPa CO2，30℃條件下的4種材料組合的電偶電位、電偶電流和電偶腐蝕速率。結果如圖2所示。

P110與13Cr之間的電偶腐蝕測試表明，13Cr的腐蝕電位比P110高100 mV，因此理論上存在一定的電偶腐蝕傾向，偶接后的電偶電位Eg約-730 mV，與P110十分接近，表明13Cr極化更加明顯，被P110陰極保護。Eg與P110電位十分接近則表明P110的陽極極化不明顯，所形成的電偶加速腐蝕效應有限。這與130℃，0.15 MPa的CO2分壓條件測得的較低的電偶腐蝕速率結果一致。

圖2　P110-13Cr組合的電偶電位

針對P110-13Cr完成60℃、90℃、130℃ 3種溫度和0.6 MPa分壓3組組合條件下的高溫高壓腐蝕模擬試驗，結果如表1所示。獲得了電偶腐蝕規(guī)律和腐蝕深度。

溫度130℃，CO2分壓0.6 MPa條件下進行腐蝕模擬實驗。測得與13Cr偶接的P110鋼平均腐蝕速率為0.18 mm/a，13Cr試樣未見腐蝕，無偶接對比P110試樣腐蝕速率為0.09 mm/a。電偶作用引起的平均腐蝕速率提高約0.09 mm/a。實驗表明13Cr對P110存在一定的電偶加速效應，但在該環(huán)境條件下，作用有限。同時，實驗觀察未發(fā)現在電偶交界處P110有明顯的電偶局部溝槽出現，僅發(fā)現腐蝕產物膜出現一定差異，表明電偶加速效應的確存在，但以全面腐蝕為主，未引起局部蝕坑和腐蝕深度的明顯變化，如圖3所示。

表1　P110-13Cr電偶腐蝕速率和腐蝕深度實驗結果

溫度90℃，CO2分壓0.6 MPa條件下進行腐蝕模擬實驗。測得與13Cr偶接的P110鋼平均腐蝕速率為0.68 mm/a，13Cr試樣未見腐蝕。測得無偶接對比P110試樣腐蝕速率為0.53 mm/a，電偶腐蝕引起的腐蝕速率為0.15 mm/a。在該環(huán)境條件下，實驗觀察未發(fā)現在電偶交界處P110有明顯的電偶局部溝槽出現，腐蝕產物膜也無明顯差異，表明電偶加速效應未引起局部蝕坑和腐蝕深度的明顯變化。導致腐蝕速率提高的原因在于，該溫度下P110表面形成的腐蝕產物不及130℃時形成的產物致密，保護性較差。P110腐蝕深度13 μm，其中電偶腐蝕深度2.9 μm，電偶腐蝕溝槽深度為0。

針對溫度60℃，CO2分壓0.6 MPa條件下進行7天的腐蝕模擬實驗。測得與13Cr偶接的P110鋼平均腐蝕速率為2.1 mm/a，13Cr試樣未見腐蝕，無偶接對比P110試樣腐蝕速率為1.97 mm/a。電偶作用引起平均腐蝕速率提高0.13 mm/a。13Cr對P110存在一定的電偶加速效應，在該環(huán)境條件下，作用比高溫時更加顯著。但實驗觀察未發(fā)現在電偶交界處P110有明顯的電偶局部溝槽出現，僅發(fā)現腐蝕產物膜出現一定差異，表明電偶加速效應的確存在，但未引起局部蝕坑和腐蝕深度的明顯變化。P110腐蝕深度40.3 μm，其中電偶腐蝕深度2.5 μm，電偶腐蝕溝槽深度為0。

圖3　P110鋼與13Cr偶接界面附近的腐蝕產物形貌

2　三維腐蝕預測

局部腐蝕速率是溫度、CO2分壓、流速、pH的函數，能夠反映出腐蝕速率隨溫度、CO2分壓、流速、pH參數變化的函數關系。通過局部腐蝕理論和實驗建立點狀腐蝕預測模型，表達式如下：

Vpitting=a·f(T)·f(v)·f(pCO2)·fpH

(1)

其中：a為常數，而這個常數可以根據人工神經網絡技術確定，其他函數分析如下：

結合實驗數據分析，對應60～100℃以及高溫150℃左右時局部腐蝕比較突出。則溫度敏感型模型結果如下：

f(T)= -907.87+39.141T-0.589T2+0.00374T3-8.495×10-6T4

(2)

其中：T為溫度，K。

CO2分壓增大溶液的pH值降低，酸度增大，因此整體腐蝕速率增加。根據局部腐蝕速率數據，建立CO2與局部腐蝕速率變化率的經驗公式為：

fpCO2=45.617·pCO20.3756

(3)

其中：pCO2為CO2分壓，MPa。

在流速作用下，腐蝕產物膜薄弱的地方會出現破損現象，露出基體，這部分將會有較高的腐蝕速率，可得流速與局部腐蝕速率變化率的經驗公式，結果為：

fv=20.818·v0.624

(4)

其中：v為流速，m/s。

NaHCO3的含量影響溶液的pH值，隨著溶液NaHCO3含量的增加，腐蝕速率降低，腐蝕速率呈負指數下降。通過曲線擬和，確定pH值對腐蝕速率的影響因子：

(5)

局部腐蝕速率(Vpitting, mm/a)可以用局部腐蝕坑深度(d, mm)與腐蝕時間(t, a)之比來表示。在已知道局部腐蝕速率的條件下，可以求得局部腐蝕坑深度d：

d=Vpitting·t=a·f(T) ·f(v)·f(pCO2)·fpH·t

(6)

局部腐蝕按照三維發(fā)展，則表現為蝕坑深度(d)，局部腐蝕坑長度(L,mm)和寬度(W, mm)。通過實驗發(fā)現，局部腐蝕坑長度(L,mm)和寬度(W, mm)與局部腐蝕坑深度(d, mm)有一定的關聯性。依據實驗數據進行擬合得到局部腐蝕坑長度(L)與局部腐蝕坑深度(d)的相互關系式：

L=K1·d+b1W=K2·d(v=0)+b2

(7)

式中，K1,K2,b1,b2分別為回歸常數。

3　腐蝕防護技術

針對徐深氣田CO2腐蝕特以及生產需求，兼顧安全與經濟性，建立徐深氣田完井工藝設計原則，形成了3類6種完井工藝系列，保障氣井管柱在10年生產周期內經濟、安全生產，見表2。

表2　氣井完井工藝設計原則及壽命評估

XXX是一口水平井，該井溫度為設計水平段長度1 704.28 m，垂深2 857m氣藏壓力31.68～33.4 MPa，溫度120.6～126.0℃，甲烷平均含量90.81%； CO2平均含量3.14%。如圖4所示，經腐蝕預測油管在井深200～500 m范圍內腐蝕嚴重，套管在井深1 000～1 500 m范圍內存在嚴重腐蝕，井深在2 700 m以上時腐蝕速率較低，并且溫度高于100℃，依據實驗結果判斷高溫條件下電偶腐蝕微弱，據此該井防腐設計為：水平段(1 704.28 m)套管設計為普通碳鋼P110套管，在入靶點2 791 m處普通碳鋼與13Cr進行偶接，斜井段和直井段設計為13Cr套管。生產完井采用13Cr油管封隔器完井，封隔器下入深度為2 610 m，實現全井防腐的目的，如圖5所示。

圖4　局部腐蝕預測

圖5　防腐完井結構

4　結　論

1)通過室內試驗測得P110碳鋼在較高溫度(100～150℃)及CO2分壓小于0.5 MPa條件下，以全面腐蝕為主，局部腐蝕形態(tài)并不顯著；在中等溫度(60～100℃)條件下，局部腐蝕敏感性加強，出現明顯的蝕坑形態(tài)。P110鋼材與13Cr-P110鋼材偶接后在溫度高于100℃條件下，電偶腐蝕微弱。

2)基于室內實驗數據與現場數據建立了CO2三維發(fā)展模型，實現蝕坑深度、長度和寬度的定量預測，對井筒CO2腐蝕三維腐蝕速率預測具有指導作用。

3)針對大慶深層氣腐蝕狀況，建立了全井13Cr、套管組配、緩蝕劑為主腐蝕防護技術，形成了3類6種完井工藝系列，保障氣井管柱在10年生產周期內經濟、安全生產。

[1] 劉長宇，李慶，王峰，等.深層含CO2氣藏采氣完井關鍵技術探討[J].中外能源，2010,15(7)：46-49.

[2] 張富成，李昱融，馬廣占，等.高溫高壓凝析氣井C02腐蝕及防護對策[C].中國石油學會石油工程專業(yè)委員會鉆井工作部2009年鉆井技術研討會暨第九屆石油鉆井院所長會議，2009:962-969.

[3] 林永學，王立志，陳雷，等.高溫高壓凝析氣井C02腐蝕及防護對策[C].1999年中國國際腐蝕控制大會,1999:90-94.[4] 楊濤,楊樺,王鳳江，等.含CO2氣井防腐工藝技術[J].天然氣工業(yè)，2007, 27(11)：116-118.

[5] 艾興波.徐深氣田含二氧化碳深層氣井防腐技術[J].天然氣工業(yè)，2009, 29(8)：109-112.

CO2Corrosion Protection Technology for Deep Gas Well Completion Pipe in Daqing

HE Haijun, XU Dekui，MA Wenhai, YUAN Ling, ZHANG Feng

(DaqingOilFieldProductionEngineering&ResearchInstitute，Daqing,Heilongjiang163453,China)

The deep gas field in Daqing has the characteristics of deep buried depth, high temperature and with the partial pressure of CO2more than 0.2 MPa, and so the underground tube is in a serious state of corrosion. Using the high temperature and high pressure corrosion evaluation experiment, the P110 tube is tested, the results show that the local corrosion sensitivity strengthens with a clear pit pattern under the medium temperature (60～100℃), and together with low galvanic corrosion rate lower than 0.1mm/a. in combination 13Cr-P110 under high temperature conditions. The three-dimensional development model of local corrosion rate of CO2was established with combining with the spot corrosion monitoring, and the quantitative calculation and analysis of local corrosion were realized. According to the Daqing deep corrosion characteristics and gas well production characteristics, considering safety and economy of gas well, the composition technology of the well with all 13Cr, casing assembly, corrosion inhibitor was established, three kinds of six well completion technology series were formed with guarantee gas tubes in 10 years in the production cycle of economic and safety in production.

CO2corrosion; galvanic corrosion; corrosion prediction of three-dimensional anti-corrosion; casing assembly

賀海軍，男，1978年生，工程師，2004年畢業(yè)于成都理工大學油氣田開發(fā)工程，現主要從事氣井完井、腐蝕防護的研究工作。E-mail:hehj@petrochina.com.cn

TE983

A

2096-0077(2016)04-0035-04

2016-04-14編輯：屈憶欣)