大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

贺海军，徐德奎，马文海，袁　玲，张　凤

(大庆油田有限责任公司采油工程研究院　黑龙江　大庆　163453)



·试验研究·

大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

贺海军，徐德奎，马文海，袁玲，张凤

(大庆油田有限责任公司采油工程研究院黑龙江大庆163453)

针对大庆深层气田具有埋藏深、温度高、产出气含CO2的特点，且CO2分压多在0.2 MPa以上，井下油套管处于严重腐蚀状态。通过室内高温高压腐蚀评价实验，探索出P110管材在中等温度(60～100℃)条件下，局部腐蚀敏感性加强，出现明显的蚀坑形态。探索出在高温条件下13Cr-P110组合存在低电偶腐蚀，电偶腐蚀速率低于0.1 mm/a。并结合现场挂片腐蚀监测，建立了CO2局部腐蚀速率三维发展模型，实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征，兼顾气井安全与经济性，建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术，形成了3类6种完井工艺系列，保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。

CO2腐蚀；电偶腐蚀；三维蚀腐蚀预测；套管组配

0　引　言

徐深气田CO2含量差异较大，砂砾岩储层从0.18%～3.54%，火山岩储层在不同井区含量变化较大，如徐深1井区为0.33%～3.92%，徐深8井区14.60%～24.55%，并且温度、压力高[1-3]。井液中含有一定量的Cl-，使井下管柱处于严重的腐蚀环境。由于油管处在严重腐蚀环境内，在生产过程中受到严重的CO2腐蚀而损坏，从而影响了油管的使用寿命。采用13Cr套管用于CO2防腐。由于13Cr价格是普通碳钢的5～6倍，成本较高，尤其是应用在低产能气井上，投入产出比非常不合理。

针对现场井的失效管段进行解剖取样分析，目标管段在实际工况下发生了大面积的点蚀，并且点蚀相互延伸，在腐蚀严重区域发生了明显的腐蚀穿孔。针对失效管段的不同部位，可以看到不同的局部腐蚀形貌，从而进一步获得局部腐蚀发生、发展乃至最终穿孔的过程。在腐蚀初期，管柱在敏感性较高的腐蚀环境下，会出现大面积的点蚀形核，而在由于不同覆盖度造成的电偶作用下，点蚀会进一步发展，在腐蚀坑长度、深度、宽度三维发展相对来讲较为均衡，随着点蚀的进一步发展，腐蚀坑深度达到管柱壁厚而造成腐蚀穿孔。文章通过室内试验确定了CO2局部腐蚀规律、P110与13Cr110钢的电偶腐蚀规律，建立了CO2局部腐蚀速率三维发展模型，实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征，兼顾气井安全与经济性，建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术[4，5]，形成了3类6种完井工艺系列，保障气井管柱在10年生产周期内经济、生产安全。

1　腐蚀规律研究

1.1局部腐蚀规律

在不同的温度条件下，试样的腐蚀速率差别很大。温度对腐蚀速率的影响体现在如下几个方面：一是影响气体在溶液中的溶解度，进而影响H2CO3电离及溶液pH值。二是影响电化学反应活性及活化反应速率。三是影响腐蚀产物膜的形成、覆盖度、致密度及保护性。选取较高分压4 MPa和较低分压0.15 MPa系列作为对比，进行温度因素的影响分析。

P110钢腐蚀速率随温度升高而降低，中低温区趋势显著，温度升至100℃之后，腐蚀速率下降趋势明显减缓，但0.15 MPa各温度下腐蚀速率整体远低于4 MPa时，如图1所示。

图1　P110钢不同温度下的腐蚀速率变化

温度变化造成腐蚀产物膜的厚度、晶粒尺寸、孔隙率、厚度、致密度和附着性等随之变化，而腐蚀类型与特征与腐蚀产物膜的变化紧密相关。在温度较低时，由于腐蚀反应的驱动力较低，腐蚀进行得比较缓慢，FeCO3不易生成，生成物主要是由溶液中的化合物沉积形成，以致产物粘着性较差，膜薄且疏松。随温度升高，腐蚀反应过程加剧，FeCO3的在材料表面形核和生长的速度加快，腐蚀产物膜的厚度和致密性都增加。在150℃高温下，极大的腐蚀推动力保证FeCO3晶核在材料表面迅速形成且快速生长形成薄而致密且粘着性好的腐蚀产物膜，保护材料表面不受更强烈腐蚀。腐蚀产物膜的结构和保护性直接影响该温度条件下发生的腐蚀类型，较低分压下符合现有研究规律，但是在4 MPa高CO2分压时，所有的温度条件下P110钢都存在局部腐蚀现象，尤其在中低温区腐蚀程度是相当严重的。

1.2电偶腐蚀规律

利用电化学方法测试了徐深气田水介质中，0.1 MPa CO2，30℃条件下的4种材料组合的电偶电位、电偶电流和电偶腐蚀速率。结果如图2所示。

P110与13Cr之间的电偶腐蚀测试表明，13Cr的腐蚀电位比P110高100 mV，因此理论上存在一定的电偶腐蚀倾向，偶接后的电偶电位Eg约-730 mV，与P110十分接近，表明13Cr极化更加明显，被P110阴极保护。Eg与P110电位十分接近则表明P110的阳极极化不明显，所形成的电偶加速腐蚀效应有限。这与130℃，0.15 MPa的CO2分压条件测得的较低的电偶腐蚀速率结果一致。

图2　P110-13Cr组合的电偶电位

针对P110-13Cr完成60℃、90℃、130℃ 3种温度和0.6 MPa分压3组组合条件下的高温高压腐蚀模拟试验，结果如表1所示。获得了电偶腐蚀规律和腐蚀深度。

温度130℃，CO2分压0.6 MPa条件下进行腐蚀模拟实验。测得与13Cr偶接的P110钢平均腐蚀速率为0.18 mm/a，13Cr试样未见腐蚀，无偶接对比P110试样腐蚀速率为0.09 mm/a。电偶作用引起的平均腐蚀速率提高约0.09 mm/a。实验表明13Cr对P110存在一定的电偶加速效应，但在该环境条件下，作用有限。同时，实验观察未发现在电偶交界处P110有明显的电偶局部沟槽出现，仅发现腐蚀产物膜出现一定差异，表明电偶加速效应的确存在，但以全面腐蚀为主，未引起局部蚀坑和腐蚀深度的明显变化，如图3所示。

表1　P110-13Cr电偶腐蚀速率和腐蚀深度实验结果

温度90℃，CO2分压0.6 MPa条件下进行腐蚀模拟实验。测得与13Cr偶接的P110钢平均腐蚀速率为0.68 mm/a，13Cr试样未见腐蚀。测得无偶接对比P110试样腐蚀速率为0.53 mm/a，电偶腐蚀引起的腐蚀速率为0.15 mm/a。在该环境条件下，实验观察未发现在电偶交界处P110有明显的电偶局部沟槽出现，腐蚀产物膜也无明显差异，表明电偶加速效应未引起局部蚀坑和腐蚀深度的明显变化。导致腐蚀速率提高的原因在于，该温度下P110表面形成的腐蚀产物不及130℃时形成的产物致密，保护性较差。P110腐蚀深度13 μm，其中电偶腐蚀深度2.9 μm，电偶腐蚀沟槽深度为0。

针对温度60℃，CO2分压0.6 MPa条件下进行7天的腐蚀模拟实验。测得与13Cr偶接的P110钢平均腐蚀速率为2.1 mm/a，13Cr试样未见腐蚀，无偶接对比P110试样腐蚀速率为1.97 mm/a。电偶作用引起平均腐蚀速率提高0.13 mm/a。13Cr对P110存在一定的电偶加速效应，在该环境条件下，作用比高温时更加显著。但实验观察未发现在电偶交界处P110有明显的电偶局部沟槽出现，仅发现腐蚀产物膜出现一定差异，表明电偶加速效应的确存在，但未引起局部蚀坑和腐蚀深度的明显变化。P110腐蚀深度40.3 μm，其中电偶腐蚀深度2.5 μm，电偶腐蚀沟槽深度为0。

图3　P110钢与13Cr偶接界面附近的腐蚀产物形貌

2　三维腐蚀预测

局部腐蚀速率是温度、CO2分压、流速、pH的函数，能够反映出腐蚀速率随温度、CO2分压、流速、pH参数变化的函数关系。通过局部腐蚀理论和实验建立点状腐蚀预测模型，表达式如下：

Vpitting=a·f(T)·f(v)·f(pCO2)·fpH

(1)

其中：a为常数，而这个常数可以根据人工神经网络技术确定，其他函数分析如下：

结合实验数据分析，对应60～100℃以及高温150℃左右时局部腐蚀比较突出。则温度敏感型模型结果如下：

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

(2)

其中：T为温度，K。

CO2分压增大溶液的pH值降低，酸度增大，因此整体腐蚀速率增加。根据局部腐蚀速率数据，建立CO2与局部腐蚀速率变化率的经验公式为：

fpCO2=45.617·pCO20.3756

(3)

其中：pCO2为CO2分压，MPa。

在流速作用下，腐蚀产物膜薄弱的地方会出现破损现象，露出基体，这部分将会有较高的腐蚀速率，可得流速与局部腐蚀速率变化率的经验公式，结果为：

fv=20.818·v0.624

(4)

其中：v为流速，m/s。

NaHCO3的含量影响溶液的pH值，随着溶液NaHCO3含量的增加，腐蚀速率降低，腐蚀速率呈负指数下降。通过曲线拟和，确定pH值对腐蚀速率的影响因子：

(5)

局部腐蚀速率(Vpitting, mm/a)可以用局部腐蚀坑深度(d, mm)与腐蚀时间(t, a)之比来表示。在已知道局部腐蚀速率的条件下，可以求得局部腐蚀坑深度d：

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

(6)

局部腐蚀按照三维发展，则表现为蚀坑深度(d)，局部腐蚀坑长度(L,mm)和宽度(W, mm)。通过实验发现，局部腐蚀坑长度(L,mm)和宽度(W, mm)与局部腐蚀坑深度(d, mm)有一定的关联性。依据实验数据进行拟合得到局部腐蚀坑长度(L)与局部腐蚀坑深度(d)的相互关系式：

L=K1·d+b1W=K2·d(v=0)+b2

(7)

式中，K1,K2,b1,b2分别为回归常数。

3　腐蚀防护技术

针对徐深气田CO2腐蚀特以及生产需求，兼顾安全与经济性，建立徐深气田完井工艺设计原则，形成了3类6种完井工艺系列，保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产，见表2。

表2　气井完井工艺设计原则及寿命评估

XXX是一口水平井，该井温度为设计水平段长度1 704.28 m，垂深2 857m气藏压力31.68～33.4 MPa，温度120.6～126.0℃，甲烷平均含量90.81%； CO2平均含量3.14%。如图4所示，经腐蚀预测油管在井深200～500 m范围内腐蚀严重，套管在井深1 000～1 500 m范围内存在严重腐蚀，井深在2 700 m以上时腐蚀速率较低，并且温度高于100℃，依据实验结果判断高温条件下电偶腐蚀微弱，据此该井防腐设计为：水平段(1 704.28 m)套管设计为普通碳钢P110套管，在入靶点2 791 m处普通碳钢与13Cr进行偶接，斜井段和直井段设计为13Cr套管。生产完井采用13Cr油管封隔器完井，封隔器下入深度为2 610 m，实现全井防腐的目的，如图5所示。

图4　局部腐蚀预测

图5　防腐完井结构

4　结　论

1)通过室内试验测得P110碳钢在较高温度(100～150℃)及CO2分压小于0.5 MPa条件下，以全面腐蚀为主，局部腐蚀形态并不显著；在中等温度(60～100℃)条件下，局部腐蚀敏感性加强，出现明显的蚀坑形态。P110钢材与13Cr-P110钢材偶接后在温度高于100℃条件下，电偶腐蚀微弱。

2)基于室内实验数据与现场数据建立了CO2三维发展模型，实现蚀坑深度、长度和宽度的定量预测，对井筒CO2腐蚀三维腐蚀速率预测具有指导作用。

3)针对大庆深层气腐蚀状况，建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术，形成了3类6种完井工艺系列，保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。

[1] 刘长宇，李庆，王峰，等.深层含CO2气藏采气完井关键技术探讨[J].中外能源，2010,15(7)：46-49.

[2] 张富成，李昱融，马广占，等.高温高压凝析气井C02腐蚀及防护对策[C].中国石油学会石油工程专业委员会钻井工作部2009年钻井技术研讨会暨第九届石油钻井院所长会议，2009:962-969.

[3] 林永学，王立志，陈雷，等.高温高压凝析气井C02腐蚀及防护对策[C].1999年中国国际腐蚀控制大会,1999:90-94.[4] 杨涛,杨桦,王凤江，等.含CO2气井防腐工艺技术[J].天然气工业，2007, 27(11)：116-118.

[5] 艾兴波.徐深气田含二氧化碳深层气井防腐技术[J].天然气工业，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

贺海军，男，1978年生，工程师，2004年毕业于成都理工大学油气田开发工程，现主要从事气井完井、腐蚀防护的研究工作。E-mail:hehj@petrochina.com.cn

TE983

A

2096-0077(2016)04-0035-04

2016-04-14编辑：屈忆欣)