渤海油田深井腐蝕原因分析及防腐策略研究

徐濤 張羽臣 李進 劉偉

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459

1 研究背景

隨著渤海油田加大中深層開發力度，高溫高壓環境下油管腐蝕和環空帶壓問題引發關注[1-2]。渤海某油田主力開發太古界潛山儲層，是渤海油田典型高溫高壓油井，井下腐蝕環境復雜，其中A1井在投產3個月后發現油套環空帶壓現象，修井起管柱確認油管存在腐蝕穿孔，后采取修井措施，陸地同步開展腐蝕實驗研究。根據前期諸多學者油氣井腐蝕研究，超級13Cr材質在較短時間內發生腐蝕穿孔案例較少，腐蝕原因結論與本井不相符；需要結合鉆完井及生產情況進行針對性研究[3-5]。為此，通過腐蝕形貌分析、腐蝕產物化驗及腐蝕模擬實驗、影響因素和解決措施進行分析研究，并在現場成功進行工程應用，為油田后期防腐及井筒完整性管理具有一定的指導意義。

2 腐蝕形貌及產物分析

渤海某油田A 1 井，完鉆井深4 9 8 6 m，完鉆層位太古界潛山，地層溫度183℃，地層壓力48.6MPa，CO2分壓最高3.6MPa，H2S分壓為1.72kPa，屬于超高溫、高含CO2、低含H2S的工況條件。全井段采用超級13Cr油管，本井生產3個月后出現油套環空帶壓，起管柱發現油管腐蝕穿孔。

2.1 蝕坑形狀測量

通過對現場出井油管外壁表面明顯蝕坑進行測量，直徑尺寸主要分布于3～10mm間，蝕坑形狀呈規則圓，坑底平滑，表面為赤紅色腐蝕物，呈螺旋狀分布，有明顯蝕坑群，大蝕坑周圍有較多的小蝕坑，深度為1～5mm間，上個別位置蝕坑已穿孔（見表1）。

表1 現場油管管體表面蝕坑深度測量結果

2.2 腐蝕物結構及元素組成分析

經XRD測試分析，管體外壁表面腐蝕物主要為Fe2O3、Fe3O4、FeS、FeCl3，黏附于蝕坑坑底處的腐蝕物成分主要為Fe3O4、FeS、FeCl3（見圖1）。Fe2O3疏松、與基體結合不牢固，易脫落，使外界腐蝕性離子繼續進入造成對基體的進一步腐蝕。其元素組成測試中發現氯元素含量較高，占比可達6.0%～19.2%，證明有大量氯離子加速腐蝕反應。結合該油管宏微觀分析可知，腐蝕發生在CO2、H2S氣體環境以及高含Cl-環境中，以點蝕為主、應力腐蝕為輔相耦合致使油管發生嚴重腐蝕。

圖1 腐蝕產物XDR測試分析結果

3 腐蝕模擬實驗結果

在油田正常工作環境下開展動態腐蝕模擬實驗，分析計算點腐蝕速率。結果表明：超級13Cr材質在190℃、CO2分壓3.6MPa最苛刻條件下14d腐蝕速率為0.129mm/a，未見點腐蝕發生，認為該條件下超級13Cr仍具有一定的適用性，見表2。

表2 油管失重均勻腐蝕速率

基于以上結論，正常生產工況下超級13Cr油管短期不會發生點蝕穿孔，考慮現場油管腐蝕產物中含大量氯元素，推斷油套環空可能存在高氯根環境，為進一步分析腐蝕原因，對該完井液（42000g/L-1氯根）環境進行腐蝕模擬實驗，結果表明：腐蝕掛片表面出現點蝕現象見圖2，點蝕速率10.34mm/a。證明氯離子濃度升高加劇腐蝕程度，在高氯根環境下超級13Cr油管具備腐蝕穿孔的趨勢，需要采取相應對策優化。

圖2 超級13Cr腐蝕掛片表明輪廓分析

4 環空保護液優化

為盡量減少Cl-濃度對油管腐蝕影響，結合陸地油田相關應用經驗，推薦采用純淡水基環空保護液，對優化后的淡水基環空保護液與原海水基環空保護液進行對比實驗。

結果表明：對于超級13Cr材質的腐蝕速率，淡水基環空保護液優于海水基環空保護液，7d腐蝕速率0.0107mm/a，無明顯點蝕現象，證明淡水基環空保護液更有利于油套管防腐策略，滿足現場防腐要求，見表3。

表3 油管失重均勻腐蝕速率

5 現場應用效果

渤海某油田A1井于2022年2月完成換管柱作業，采用S13Cr油管及淡水基環空保護液防腐策略，截止2023年6月，油套環空壓力正常，生產平穩，未發現明顯腐蝕或井屏障泄露現象。通過現場工程應用證明淡水基環空保護液防腐策略合理，對現場作業起到一定指導作用。

6 結論

對現場出井油管開展表面腐蝕形貌、腐蝕產物及元素組成分析，腐蝕物主要為Fe2O3、Fe3O4、FeS、FeCl3，氯元素含量較高，占比可達6.0%～19.2%，證明有大量氯離子加速腐蝕反應。

模擬正常生產工況條件下超級13Cr材質14d腐蝕速率僅為0.129mm/a，未見點腐蝕發生，認為該條件下超級13Cr仍具有一定的適用性；

模擬完井液高氯根環境條件下超級13Cr材質出現點蝕現象，點蝕速率可達10.34mm/a。證明氯離子濃度升高加劇腐蝕程度，是油管穿孔的主要誘因。

對于超級13Cr材質，淡水基環空保護液腐蝕速率優于海水基環空保護液，無明顯點蝕現象，可以證明淡水基環空保護液更有利于油套管防腐策略。