吳艷華，陳緣博，王超群，徐博韜

(中海油田服務(wù)股份有限公司，河北 廊坊 065000)

近年來，世界各國陸地及近海油氣資源的開采接近飽和，油氣資源開發(fā)逐漸轉(zhuǎn)向海洋，尤其是深海油氣資源的開采，已逐漸成為當前石油開發(fā)領(lǐng)域的重中之重。但是海洋油氣資源的開發(fā)和陸地油氣資源開發(fā)相比，面臨深水、高溫高壓、窄密度窗口等難題，對于鉆完井液的性能要求更高。在完井作業(yè)過程中，需要在油氣井油管與套管環(huán)形間隙內(nèi)加入封隔液，一方面是保護套管內(nèi)壁與油層套管外壁不受腐蝕；另一方面是平衡地層壓力、油管壓力和套管壓力，從而保護油套管及封隔器[1-2]。而在高溫高壓井的生產(chǎn)過程中，油套環(huán)空帶壓與套管腐蝕逐漸成為影響油氣田安全開發(fā)的關(guān)鍵所在，海上油氣田地質(zhì)構(gòu)造中廣泛存在天然的CO2和H2S等腐蝕性氣田，油氣藏中的CO2在潮濕的環(huán)境下或溶于水后對鋼鐵有很強的腐蝕性。與強酸(如鹽酸)相比，由于CO2溶于水后，在相同的pH值條件下，其總酸度較高，對鋼鐵的腐蝕比強酸還嚴重。盡管封隔液存在于環(huán)空中，一旦發(fā)生竄漏，則同樣有CO2氣體進入環(huán)空與封隔液接觸，必然會加劇封隔液的腐蝕性[3-5]。為確保井筒的長期安全和油氣的安全高效開發(fā)，亟需開展高溫高壓高酸性氣體條件的封隔液腐蝕性能影響因素研究，為海上高溫高壓井的現(xiàn)場作業(yè)提供參考。

1 實 驗

1.1 材料與儀器

實驗材料：除氧劑PF-OSY，緩蝕劑MNX-3，復合加重鹽(實驗室自制)，無水乙醇、石油醚、酸洗液，3Cr-L80鋼片，13Cr-L80鋼片；

實驗儀器：高溫高壓動態(tài)腐蝕儀，耐溫200 ℃，耐壓10 MPa；

封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧劑)+1%～3%緩蝕劑MNX-3+復合加重鹽(密度1.3～1.6 g/cm3)。

1.2 實驗方法

參考石油天然氣行業(yè)標準《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》中的旋轉(zhuǎn)掛片失重法進行。實驗步驟如下：將試片(50 mm×13 mm×6 mm)分別用石油醚、無水乙醇清洗，去除表面雜質(zhì)，晾干后用濾紙包裝放入干燥器中，30 min后用分析天平稱重，準確至0.1 mg。配制封隔液，加入到腐蝕試驗釜中，向釜中連續(xù)3 h通入純度為99.8%CO2使溶液中CO2達到飽和后，把已稱重試片在高壓釜旋轉(zhuǎn)試架上安裝好，關(guān)閉高壓釜；通入CO2至實驗壓力，然后放空，重復操作3次，以除去試驗介質(zhì)的溶解氧。最后加壓升溫，進行一定時間腐蝕實驗；腐蝕結(jié)束后，取出試片；用加有緩蝕劑的鹽酸清洗除去腐蝕產(chǎn)物，觀察并描述試件表面的成膜狀況，有無點蝕、坑蝕等。干燥后稱重，計算腐蝕速率。腐蝕速率Vcorr計算公式為：

式中：Vcorr為腐蝕速率，mm/a；m0為試驗前的試片質(zhì)量，g；m1為試驗后的試片質(zhì)量，g；S為試片的總面積，cm2；t為腐蝕試驗時間，h；ρ為試片材料的密度，g/cm3。

2 結(jié)果與討論

2.1 材 質(zhì)

對比分析N80、3Cr-L80和13Cr-L80材料的化學成分(表1)，N80材質(zhì)的C含量較高，Cr含量較低；3 Cr-L80和13Cr-L80的C含量較低，Cr含量較高，耐蝕性較好。

表1 材質(zhì)化學成分表Table 1 Chemical composition of material

在150 ℃下，二氧化碳分壓2 MPa，封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧劑)+1%緩蝕劑MNX-3+復合加重鹽(密度1.3 g/cm3)，分別測定3種材質(zhì)的腐蝕速率結(jié)果見表2所示，實驗條件下，失重法測定3種材料的耐蝕性順序為13Cr-L80>3Cr-L80>N80，150 ℃下封隔液對N80材質(zhì)的腐蝕速率高達4.632 mm/a，腐蝕嚴重極易導致油管、套管腐蝕穿孔情況發(fā)生，為了保證井下安全生產(chǎn)，現(xiàn)場建議采用含Cr量較高的高耐蝕材料。

表2 不同材質(zhì)的腐蝕性能Table 2 Corrosion properties of different materials

2.2 溫 度

分別測定110 ℃、120 ℃、130 ℃、140 ℃和150 ℃下，二氧化碳分壓2 MPa，緩蝕劑加量1%，1.6 g/cm3封隔液的腐蝕速率，結(jié)果如圖1所示，隨著溫度的升高，腐蝕速率整體呈增大趨勢，1.6 g/cm3封隔液的在150 ℃下的腐蝕速率為0.068 mm/a，滿足現(xiàn)場生產(chǎn)需求。溫度對腐蝕速率的影響一方面影響緩蝕劑的吸附脫附效率，隨著溫度的升高，緩蝕劑的脫附速率增加；另一方面影響CO2的溶劑度，隨著溫度的升高，CO2的溶解度逐漸降低，所以溫度對腐蝕性能的影響是二者綜合作用的結(jié)果。

圖1 溫度對封隔液腐蝕速率的影響Fig.1 Influence of temperature on the corrosion rate of packer fluid

2.3 緩蝕劑加量

分別測定不同緩蝕劑加量下，溫度150 ℃，二氧化碳分壓2 MPa，1.3 g/cm3封隔液的腐蝕速率，結(jié)果如圖2所示，隨著緩蝕劑加量的增加，腐蝕速率逐漸降低，但是當加量超過2%時，腐蝕速率降低幅度不大，主要是因為MNX-3緩蝕劑屬于曼尼希堿型緩蝕劑，緩蝕機理是緩蝕劑分子中的孤對電子可與鐵原子中的d空軌道成鍵或通過靜電引力與金屬結(jié)合成鍵，在金屬表面形成吸附層，將腐蝕介質(zhì)與金屬隔離因而保護金屬基體；分子中疏水的非極性基團，阻礙與腐蝕過程有關(guān)的電荷或物質(zhì)的轉(zhuǎn)移，從而降低腐蝕速度。但是緩蝕劑加量過量時，基體表面的活性位點已經(jīng)全部吸附，同時空間位阻效應(yīng)導致覆蓋基體程度降低，因此腐蝕速率不能進一步降低。從經(jīng)濟性考慮，緩蝕劑加量在1.5%時腐蝕速率僅為0.033 mm/a，已經(jīng)滿足現(xiàn)場作業(yè)要求，因此選擇緩蝕劑加量為1.5%。

圖2 緩蝕劑加量對封隔液腐蝕速率的影響Fig.2 Influence of corrosion inhibitor dosageon the corrosion rate of packer fluid

2.4 封隔液密度

分別測定不同密度封隔液在150 ℃下，二氧化碳分壓2 MPa，緩蝕劑加量1.5%，不同密度下封隔液的腐蝕速率如圖3所示，隨著封隔液密度的增加，3Cr-L80和13Cr-L80腐蝕速率均逐步增加，且隨著封隔液密度的增加，腐蝕增長速率逐步加快；在相同條件下3Cr-L80的腐蝕速率高于13Cr-L80材質(zhì)的腐蝕速率，當密度為1.60 g/cm3時，封隔液對3Cr-L80和13Cr-L80的腐蝕速率分別為0.068 mm/a和0.053 mm/a，均小于0.076 mm/a，滿足現(xiàn)場生產(chǎn)需求。

圖3 封隔液密度對封隔液腐蝕速率的影響Fig.3 Influence of density on the corrosion rate of packer fluid

2.5 CO2分壓

分別測定不同二氧化碳分壓下封隔液的腐蝕速率，結(jié)果見表3所示，隨著二氧化碳分壓的增加，腐蝕速率逐步增大，主要是由于CO2分壓增加時，水中溶解的CO2含量逐漸增加，相同條件下封隔液的pH更低，因此腐蝕速率更高。

表3 二氧化碳分壓對腐蝕速率的影響Table 3 Influence of CO2 pressure on the corrosion rate of packer fluid

封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧劑)+1.5%緩蝕劑MNX-3+復合加重鹽(密度1.6 g/cm3)。

3 結(jié) 論

(1)封隔液的腐蝕速率隨著溫度、密度、CO2分壓的增加而增大，隨著材質(zhì)Cr含量和緩蝕劑加量的增加而減??；

(2)封隔液在150 ℃下，二氧化碳分壓2 MPa，緩蝕劑加量1.5%，密度1.6 g/cm3的封隔液對13Cr-L80的腐蝕速率僅為0.053 mm/a，滿足現(xiàn)場生產(chǎn)需求；

(3)在現(xiàn)場作業(yè)過程中，可根據(jù)地層壓力、二氧化碳分壓變化適當調(diào)整緩蝕劑加量，以滿足安全作業(yè)需求；