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(中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452)

A1W井為渤海J油田的一口水源井，其出水量占油田注水量的40%，是注水開發(fā)的重要水源。A1W井于2011年4月20日投產(chǎn)，2014年5月檢泵作業(yè)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)井下管柱腐蝕嚴(yán)重。此后將油管材料由普通碳鋼(N80鋼)更換為耐蝕性更好的滲氮N80鋼。但在2015年4月和2016年5月兩次修井作業(yè)中均發(fā)現(xiàn)井下管柱存在不同程度的腐蝕穿孔和結(jié)垢現(xiàn)象，油管腐蝕穿孔周期在一年以內(nèi)。由此可見，在J油田A1W井井下工況環(huán)境中，采用具有較好防腐蝕性能的滲氮N80鋼并不能有效延長(zhǎng)管柱腐蝕穿孔周期。目前，井下管柱頻繁的腐蝕穿孔已經(jīng)嚴(yán)重影響到A1W井的正常生產(chǎn)和油田的注水開發(fā)。本工作分析了現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況和油管腐蝕情況，并通過(guò)腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)研究A1W井管柱腐蝕穿孔機(jī)理，最后提出對(duì)應(yīng)的腐蝕防護(hù)措施，以達(dá)到延長(zhǎng)井下生產(chǎn)管柱服役周期的目的。

1 現(xiàn)場(chǎng)工況條件

表1為A1W井產(chǎn)出水的離子組成，其中鈣鎂離子、鈉鉀離子、氯離子和碳酸氫根離子含量較高，總礦化度大于10 000 mg/L，pH在7.5以上。依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0600-2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》計(jì)算得到A1W井產(chǎn)出水的穩(wěn)定指數(shù)(SAI)小于5，飽和指數(shù)(SI)大于0，說(shuō)明其具有嚴(yán)重的結(jié)碳酸鈣垢趨勢(shì)。同時(shí)大量氯離子的存在會(huì)增大油管的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，特別是會(huì)促進(jìn)金屬的局部腐蝕[1-2]。

表1 A1W井產(chǎn)出水的離子組成Tab. 1 Ion composition of produced water from A1W well mg/L

表2為A1W井天然氣組分，主要為CH4和N2，此外還含有微量的H2S，該天然氣的密度為0.64 kg/m3。 雖然酸性氣體的含量較小，但它能溶于水中，增大井下管柱發(fā)生腐蝕穿孔的風(fēng)險(xiǎn)[3-5]。

表2 A1W井天然氣組分(摩爾分?jǐn)?shù))Tab. 2 Gas composition in A1W well (mole fraction) %

根據(jù)式(1)計(jì)算得到滲氮N80油管的臨界沖蝕流速為7.72 m/s。油管的內(nèi)徑為100.3 mm，按7.72 m/s的流速計(jì)算得A1W井日產(chǎn)液量可達(dá)5 233.18 m3/d，而A1W井大部分時(shí)間的實(shí)際日產(chǎn)水量維持在2 000～2 500 m3/d。由此可見，在絕大多數(shù)生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)，A1W井油管中的產(chǎn)出水流速低于臨界沖蝕流速。

ve=0.038 6K/ρ0.5

(1)

式中：ve為臨界沖蝕流速，m/s；ρ為流體混合密度，kg/m3；K為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，碳鋼推薦取100，防腐蝕管材推薦取200。

2 油管腐蝕特征

2.1 現(xiàn)場(chǎng)腐蝕結(jié)垢規(guī)律

現(xiàn)場(chǎng)修井作業(yè)起出的A1W井油管存在大面積的不均勻腐蝕，油管內(nèi)壁的腐蝕結(jié)垢較外壁更為嚴(yán)重。油管表面布滿了疏松且容易剝落的腐蝕產(chǎn)物與垢層，這說(shuō)明油管表面沒有形成致密的保護(hù)膜，如圖1(a)和圖1(b)所示。油管局部發(fā)生腐蝕穿孔，如圖1(c)所示。電潛泵機(jī)組外壁也有明顯腐蝕痕跡，如圖1(d)所示。此外，井下管柱結(jié)垢情況也較為嚴(yán)重，在電潛泵吸入口和油管內(nèi)部均發(fā)現(xiàn)大量黑色塊狀硬垢，如圖1(e)和圖1(f)所示。

對(duì)A1W井油管腐蝕穿孔位置進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)幾次穿孔都集中在電潛泵機(jī)組以上的幾根油管上。圖2為A1W井的井眼軌跡，圖中紅色虛線內(nèi)對(duì)應(yīng)油管穿孔位置。根據(jù)A1W井的井眼軌跡，推算腐蝕穿孔處井斜角在35°～40°，且與電泵出口處相比，井斜角變化在10°左右。因此電泵加壓后的高速水流相當(dāng)于以10°的沖擊角對(duì)油管壁造成沖刷。研究表明，在沖蝕過(guò)程中不同的材料隨沖擊角變化表現(xiàn)出不同的沖蝕規(guī)律，通常情況下塑性材料在15°～30°沖擊角范圍內(nèi)出現(xiàn)最大沖蝕率，而脆性材料的最大沖蝕率出現(xiàn)在沖擊角為90°時(shí)，合金材料則介于兩者之間[6-7]。A1W井采用的滲氮N80鋼作為一種合金材料，在10°左右的沖擊角下受到的沖蝕作用小，同時(shí)考慮A1W井多數(shù)時(shí)間在低于臨界沖蝕流速下進(jìn)行生產(chǎn)。因此沖蝕作用不是油管頻繁腐蝕穿孔的主要原因，但仍然會(huì)在一定程度上促進(jìn)油管的腐蝕穿孔，尤其當(dāng)水流中攜帶垢粒等堅(jiān)硬的固體顆粒時(shí)，這種沖刷腐蝕將明顯增強(qiáng)。

(a) 油管內(nèi)壁腐蝕 (b) 油管外壁腐蝕 (c) 油管穿孔

(d) 電潛泵外壁腐蝕(e) 電潛泵吸入口垢粒(f) 油管內(nèi)部結(jié)垢 圖1 A1W井油管腐蝕和結(jié)垢情況Fig. 1 The corrosion and scaling situation of A1W well: (a) corrosion of tubing inner wall; (b) corrosion of tubing outer wall; (c) perforation of tubing; (d) corrosion of outer wall of the electric submersible pump; (e) scale grains on the suction inlet of electric submersible pump; (f) scaling in tubing

圖2 A1W井的井眼軌跡Fig. 2 Well track of A1W well

2.2 垢樣分析

從油管腐蝕穿孔部位的管壁上取得的垢樣主體為深褐色塊狀固體，表面可見黃褐色鐵銹，且硬度較低，如圖3(a)所示。掃描電鏡圖像顯示垢樣內(nèi)部由規(guī)則的條形晶體組成，分布較為疏松，晶體間存在大量尺寸達(dá)到數(shù)百微米的空隙，如圖3(b)所示，這表明在油管壁上未形成致密的保護(hù)膜。用20%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))的鹽酸溶液對(duì)垢樣進(jìn)行酸溶試驗(yàn)。結(jié)果表明:加入酸后，垢樣表面生成了大量氣泡，這說(shuō)明垢樣表層含有碳酸鹽垢(碳酸鈣、鎂垢)；同時(shí)，體系變成黃綠色，說(shuō)明垢樣中含有鐵的腐蝕產(chǎn)物，如圖3(c)所示。垢樣繼續(xù)在酸液中溶蝕，冒泡現(xiàn)象持續(xù)了1 h，直至垢樣完全消失，這說(shuō)明垢樣內(nèi)部也含有碳酸鹽垢；同時(shí)，體系的顏色逐漸變深，并最終變成黑色，且有大量黑色小顆粒狀殘?jiān)鼞腋?，如圖3(d)所示。在垢樣溶解過(guò)程中，一直散發(fā)出濃郁的臭雞蛋氣味，推測(cè)垢樣中還含有硫酸鹽還原菌，這也是造成現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)出少量H2S氣體的原因。

對(duì)垢樣進(jìn)行X射線衍射(XRD)分析，如圖4所示。結(jié)果表明，垢樣主要為鐵的氧化物，碳酸鈣鎂，其中鐵的氧化物占的比例較大，由于酸性氣體含量較少，垢樣中并沒有發(fā)現(xiàn)油管鋼的CO2和H2S腐蝕產(chǎn)物(FeCO3和FeS)[8-9]。垢樣的XRD分析與酸溶試驗(yàn)結(jié)果基本一致，這說(shuō)明A1W井油管內(nèi)結(jié)垢和腐蝕是伴隨發(fā)生的。

3 腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)

3.1 油管腐蝕因素分析

針對(duì)A1W井現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況，分別針對(duì)腐蝕性產(chǎn)出水、酸性氣體、流速以及固體顆粒等因素對(duì)油管進(jìn)行腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)，試驗(yàn)編號(hào)及主要試驗(yàn)條件見表3。試驗(yàn)在動(dòng)態(tài)腐蝕儀中進(jìn)行，并根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況，將腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)溫度和壓力分別設(shè)置為40 ℃和6 MPa，試驗(yàn)所用流體為現(xiàn)場(chǎng)取得的A1W井的產(chǎn)出水，試驗(yàn)掛片為滲氮N80鋼，試驗(yàn)時(shí)間為72 h，并通過(guò)動(dòng)態(tài)腐蝕儀的轉(zhuǎn)速模擬管內(nèi)流體的流速。在試驗(yàn)1中，考慮了A1W井產(chǎn)出水的腐蝕性，向動(dòng)態(tài)腐蝕儀中通入保護(hù)性氣體N2以排除空氣，同時(shí)儀器在低轉(zhuǎn)速(500r/min對(duì)應(yīng)實(shí)際產(chǎn)量1 500 m3/d)下運(yùn)行。在試驗(yàn)2中，考慮了酸性氣體的腐蝕性，向動(dòng)態(tài)腐蝕儀中通入H2S氣體(分壓為0.000 4 MPa)，以模擬現(xiàn)場(chǎng)中存在微量H2S的情況，同樣控制儀器轉(zhuǎn)速500 r/min。在試驗(yàn)3中，考慮了管內(nèi)流體的高流速對(duì)油管腐蝕的影響，在N2的保護(hù)下，轉(zhuǎn)速增大至800 r/min(對(duì)應(yīng)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際產(chǎn)量2 400 m3/d)。在試驗(yàn)4中，綜合考慮了酸性氣體的腐蝕性和管內(nèi)流體的高流速對(duì)油管腐蝕的影響。

(a) 垢樣宏觀形貌(b) 垢樣電鏡圖 (c) 浸泡初期體系顏色(d) 浸泡1 h后體系顏色圖3 油管垢樣酸溶試驗(yàn)結(jié)果Fig. 3 Acid soluble experiment results of scale samples from tubing: (a) macrograph of scale samples; (b) SEM image of scale sample; (c) system color in initial stage of immersion; (d) system color after immersion for 1 h

圖4 A1W井油管垢樣的XRD譜Fig. 4 XRD pattern of scale sample from tubing of A1W well

試驗(yàn)編號(hào)考察因素主要試驗(yàn)條件1產(chǎn)出水的腐蝕性 N2分壓0.02 MPa,轉(zhuǎn)速500 r/min2酸性氣體的腐蝕性 CO2分壓0.002 MPa,H2S分壓0.000 4 MPa,轉(zhuǎn)速500 r/min3管內(nèi)流體的高流速 N2分壓0.02 MPa,轉(zhuǎn)速800 r/min4酸性氣體的腐蝕性和管內(nèi)流體的高流速 CO2分壓0.002 MPa,H2S分壓0.000 4 MPa,轉(zhuǎn)速800 r/min

試驗(yàn)1結(jié)束后，掛片表面被一層灰色的相對(duì)完整的薄垢層覆蓋，失去金屬光澤。清洗后，掛片表面的微觀形貌顯示，其表面點(diǎn)蝕數(shù)量很少(面孔率5%)，且點(diǎn)蝕深度較淺，蝕坑尺寸小于10μm，如圖5(a)所示，掛片平均腐蝕速率為0.106 mm/a。由此可見，在低流速條件下A1W井的產(chǎn)出水對(duì)滲氮N80鋼油管的腐蝕作用并不強(qiáng)。

試驗(yàn)2結(jié)束后，掛片表面有較多明顯分布不均勻的腐蝕產(chǎn)物和水垢。完全清洗后，掛片表面呈局部密集的點(diǎn)蝕孔，表現(xiàn)出垢下腐蝕特征，點(diǎn)蝕的數(shù)量(面孔率23%)和深度都比試驗(yàn)1中的更大，大部分蝕坑尺寸小于10 μm，如圖5(b)所示，掛片均勻腐蝕速率達(dá)到0.226 mm/a。在酸性氣體存在的情況下，滲氮N80鋼油管的結(jié)垢和腐蝕都變得嚴(yán)重。

試驗(yàn)3結(jié)束后，掛片表面也結(jié)有一層灰黑的垢層，但不完整，相對(duì)低速條件下垢層的厚度更厚，有沖擊脫落痕跡。徹底除去表面垢層后，可見部分區(qū)域點(diǎn)蝕密集，大部分的蝕坑尺寸小于10 μm，但有些點(diǎn)蝕連通形成較大的坑蝕(尺寸為10～20 μm)，在較大坑蝕的內(nèi)部仍可以看到進(jìn)一步點(diǎn)蝕的痕跡，如圖5(c)所示。與低流速條件下的掛片腐蝕結(jié)果相比，點(diǎn)蝕有所加重(面孔率12%)，均勻腐蝕速率為0.285 mm/a。

試驗(yàn)4結(jié)束后，掛片表面可見分布不均的垢層，失去金屬光澤。徹底清除垢層后，可見掛片表面有大量較淺的腐蝕坑(面孔率61%)，蝕坑尺寸在20～40 μm，如圖5(d)所示，均勻腐蝕速率達(dá)到0.881 mm/a。結(jié)果表明，與酸性氣體和高流速單因素腐蝕條件相比，掛片表面的結(jié)垢和垢下腐蝕現(xiàn)象都較嚴(yán)重，腐蝕速率和蝕坑數(shù)量都明顯增大。

以上4組動(dòng)態(tài)腐蝕試驗(yàn)結(jié)果匯總，見表4。動(dòng)態(tài)腐蝕試驗(yàn)結(jié)果表明：A1W井的產(chǎn)出水在低流速下對(duì)掛片的腐蝕性并不強(qiáng)，但產(chǎn)出水的離子組成為大量結(jié)垢提供了條件；加入少量酸性氣體且增大轉(zhuǎn)速后，滲氮N80鋼掛片表面出現(xiàn)了較為嚴(yán)重的結(jié)垢和大量的蝕坑，蝕坑的尺寸明顯變大，腐蝕特征較為明顯，腐蝕速率達(dá)到了0.881mm/a。結(jié)合A1W井作業(yè)起出油管的特征，嚴(yán)重的垢下腐蝕是造成油管腐蝕穿孔的關(guān)鍵原因。A1W井的產(chǎn)出水中含少量酸性溶解氣體，且流速較大，易造成油管壁不均勻結(jié)垢，使管壁的粗糙度、離子含量、電位等參數(shù)都產(chǎn)生差異，尤其是酸性氣體存在時(shí)，局部氫離子的富集造成體系pH下降，容易引起酸性垢下腐蝕[10]。此外，在較高的流速下,水流自身和水流中攜帶的固體顆粒均會(huì)對(duì)油管壁造成沖蝕破壞，一旦表面的滲氮防腐蝕層被破壞，油管表面的電位差將進(jìn)一步增大。

(a) 試驗(yàn)1(b) 試驗(yàn)2(c) 試驗(yàn)3(d) 試驗(yàn)4圖5 不同腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)后滲氮N80鋼表面微觀形貌Fig. 5 Micro morphology of nitrided N80 steel surface after different dynamic corrosion tests: (a) test No. 1; (b) test No. 2; (c) test No. 3; (d) test No. 4

試驗(yàn)編號(hào)面孔率/%均勻腐蝕速率/(mm·a-1)蝕坑尺寸/μm150.106<102230.226<103120.285<104610.88120～40

3.2 油管的防腐蝕措施

針對(duì)A1W井油管頻繁的腐蝕穿孔現(xiàn)象，現(xiàn)場(chǎng)采用了滲氮N80油管進(jìn)行生產(chǎn)。滲氮處理可以有效提高油管的耐蝕性。但目前滲氮防腐蝕層的厚度一般在0.5 mm以內(nèi)，運(yùn)輸和下入過(guò)程中的接觸應(yīng)力及長(zhǎng)期生產(chǎn)過(guò)程中受到?jīng)_擊破壞會(huì)導(dǎo)致滲氮油管的防腐蝕性能大大降低[11-12]。因此，以下分析了適合于A1W井現(xiàn)場(chǎng)防腐蝕需求的工藝措施。

應(yīng)對(duì)油管腐蝕穿孔最直接的措施就是提高油管材料的防腐蝕等級(jí)。在試驗(yàn)溫度和壓力分別為40 ℃和6 MPa，CO2分壓0.002 MPa，H2S分壓0.000 4 MPa，動(dòng)態(tài)腐蝕儀轉(zhuǎn)速800 r/min的條件下，考察了3Cr鋼、9Cr鋼、鎢合金和鍍鎢N80鋼掛片的耐蝕性。試驗(yàn)后，幾種材料表面均出現(xiàn)較為嚴(yán)重的結(jié)垢現(xiàn)象，但腐蝕程度有較為明顯差異，如圖6所示。結(jié)果表明：3Cr鋼和9Cr鋼掛片表面僅出現(xiàn)極少數(shù)的細(xì)小點(diǎn)蝕，金屬紋理清晰；而鎢合金和鍍鎢N80鋼掛片表面則出現(xiàn)尺寸較大的蝕坑。

(a) 3Cr鋼(b) 9Cr鋼(c) 鎢合金(d) 鍍鎢N80鋼圖6 腐蝕動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)后耐蝕材料的表面微觀形貌Fig. 6 Micro morphology of anti-corrosion material surfaces after dynamic corrosion test: (a) 3Cr steel; (b) 9Cr steel; (c) tungsten alloy; (d) N80 steel with tungsten coating

由表5可見：幾種耐蝕材料的均勻腐蝕速率順序?yàn)?Cr鋼<鎢合金<3Cr鋼<鍍鎢N80鋼，綜合考慮面孔率和蝕坑尺寸大小，9Cr鋼的耐蝕性最強(qiáng)，鍍鎢N80鋼的耐蝕性相對(duì)較差，但與A1W井目前采用的滲氮N80鋼相比，其耐蝕性均大幅提升，平均腐蝕速率下降了10倍以上。9Cr鋼和鎢合金材料的成本較高，而鍍鎢N80鋼的鍍層容易受外力磨損，從而影響其防腐蝕性能。綜合經(jīng)濟(jì)性和耐蝕性，3Cr鋼為更適合于A1W井現(xiàn)場(chǎng)的油管材料。

除了更換耐蝕管材以外，陰極保護(hù)和防腐蝕內(nèi)涂層是目前應(yīng)用較多的油管防腐蝕技術(shù)。陰極保護(hù)是一種較為經(jīng)濟(jì)有效的防腐蝕措施，分為外加電流與犧牲陽(yáng)極兩種，對(duì)于油管柱一般采用外掛犧牲陽(yáng)極或者犧牲陽(yáng)極短節(jié)兩種陰極保護(hù)措施[13-15]。防腐蝕內(nèi)涂層是在油管內(nèi)壁形成一層保護(hù)性覆蓋層，以提高油管的耐蝕性。但涂層易受到井下溫壓變化、氣體擴(kuò)散或井下作業(yè)時(shí)工具撞擊等不利因素的破壞[16-17]。

表5 耐蝕材料的腐蝕試驗(yàn)結(jié)果Tab. 5 Corrosion test results of several anti-corrosion materials

此外，通過(guò)加注緩蝕劑也可達(dá)到防腐蝕的目的。一般采取環(huán)空注入和固體緩蝕劑投放兩種手段來(lái)實(shí)現(xiàn)。采用緩蝕劑保護(hù)時(shí)，整個(gè)系統(tǒng)中凡是與介質(zhì)接觸的金屬均可受到保護(hù)，這是其他防腐蝕措施都不可比擬的。就目前情況來(lái)看，緩蝕劑的加注工藝較復(fù)雜，且用量大[12]。對(duì)于A1W井這種高產(chǎn)水量的水源井而言，加緩蝕劑防腐蝕成本太高。綜合考慮，針對(duì)A1W井的實(shí)際情況，可通過(guò)更換3Cr鋼油管，并在油管腐蝕穿孔的高發(fā)部位安裝犧牲陽(yáng)極短節(jié)，可最大限度上延長(zhǎng)油管的服役壽命。

4 結(jié)論與建議

A1W井的產(chǎn)出水具有一定的腐蝕性，同時(shí)產(chǎn)出水的離子組成和少量酸性氣體的存在造成了井下管柱的不均勻結(jié)垢，油管內(nèi)壁變得粗糙，離子含量產(chǎn)生差異，進(jìn)而產(chǎn)生了電位差，發(fā)生垢下腐蝕。此外，生產(chǎn)后期A1W井產(chǎn)量提高，這使得原本沉積于管壁的垢粒脫落并隨水流流動(dòng)，對(duì)管柱其他部位造成沖刷腐蝕，形成的腐蝕產(chǎn)物使得油管壁變得粗糙，進(jìn)一步加劇了結(jié)垢現(xiàn)象。這種結(jié)垢和垢下腐蝕的惡性循環(huán)最終導(dǎo)致油管局部發(fā)生嚴(yán)重的點(diǎn)蝕、坑蝕，甚至穿孔。因此,在A1W井特殊的井下環(huán)境和生產(chǎn)工況中，油管內(nèi)壁形成的不均勻結(jié)垢和垢下腐蝕是造成油管腐蝕穿孔的關(guān)鍵原因。

針對(duì)A1W井這種典型的垢下腐蝕特征，應(yīng)該定期開展井下管柱的除垢措施，使得油管壁保持較為光滑的狀態(tài)。同時(shí),將油管材料更換為耐蝕性更好的3Cr鋼，并在腐蝕穿孔高發(fā)井段安裝犧牲陽(yáng)極短節(jié)。此外，鑒于垢樣中存在硫酸鹽還原菌，還需定期向井內(nèi)加注化學(xué)藥劑除菌，避免產(chǎn)生過(guò)多的H2S，造成油管的H2S腐蝕。