渤海某油田注水井油管腐蝕治理方案研究

耿森 范子濤 徐海濤 李鵬飛

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300452

渤海油田注水是提高地層壓力，保證原油穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的常用措施。渤海某油田目前的注水方式主要為生產(chǎn)污水+海水混注方式。因注入水含有各種無機(jī)鹽離子、細(xì)菌、溶解性氣體（CO2、H2S）等，隨著回注系統(tǒng)溫度壓力和管柱局部流態(tài)的變化，易導(dǎo)致管柱腐蝕，最終造成油管腐蝕穿孔或堵塞，影響注水效率。針對(duì)該油田注水井生產(chǎn)工況特點(diǎn)與腐蝕狀況，選取一系列耐腐蝕材質(zhì)油管及多種防腐涂層類型，通過實(shí)驗(yàn)對(duì)比，得出腐蝕速率評(píng)選結(jié)果，并開展適用性研究，總結(jié)出該油田油管腐蝕穿孔主要集中在底部配水器下方、分層注水區(qū)封隔器上方的死水區(qū)、頂部封隔器以上環(huán)空這三類位置，并以此提出專用有效的腐蝕治理方案。對(duì)后續(xù)注水井腐蝕治理具有重要的參考意義和應(yīng)用價(jià)值。

1 耐蝕性管材評(píng)選

1.1 腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)

通過腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)，模擬在高溫高壓條件下，N80與幾種耐蝕管材抗菌綱、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的管材的腐蝕速率，對(duì)比分析其耐腐蝕表現(xiàn)。

1.2 不同管材耐腐蝕結(jié)果

與常規(guī)N80/L80相比，幾種管材的液相Vcorr和垢下的Vcorr&Vp均表現(xiàn)為耐蝕管材（抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr）都要優(yōu)于N80和L80，且其耐蝕性強(qiáng)弱順序依次為13Cr > 9Cr > 5Cr > 抗菌鋼 >3Cr，其中特別是13Cr在液相和垢下幾乎無腐蝕發(fā)生的表現(xiàn)，都表明其良好的耐腐蝕特性，可以作為后續(xù)的耐蝕管材替換常規(guī)的N80/L80管柱。如圖1、圖2所示。

圖1 不同管材在液相腐蝕速率圖

圖2 不同管材在垢下腐蝕速率圖

圖3 注水管柱失效位置圖

2 組合管材技術(shù)優(yōu)選

2.1 自腐蝕電位

通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，不同管材的自腐蝕電位：耐腐蝕性能排序?yàn)?3Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼。

2.2 與N80 的自腐蝕電位差

抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr相對(duì)N80的自腐蝕電位差均超過50mV，理論上兩種材質(zhì)耦合后均有發(fā)生電偶腐蝕的可能。在腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)中也證實(shí)：

（1）在垢下情形下，相同腐蝕條件的平均腐蝕速率Vcorr（電偶對(duì)-N80） > Vcorr（非電偶N80）而Vcorr（電偶對(duì)-耐蝕管材） < Vcorr（非電偶耐蝕管材），且電偶對(duì)對(duì)N80的腐蝕破壞程度和耐蝕管材的耐蝕能力都表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr >3Cr > 抗菌鋼。

（2）垢下情形下的點(diǎn)蝕速率Vp反映的結(jié)論與Vcorr一致，即：耐蝕管材和N80耦合與非耦合情形相比，耦合后N80的腐蝕加劇而耐蝕管材的腐蝕減弱，且加劇N80腐蝕破壞能力和耐蝕管材能力表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼。

（3）液相情形下，Vcorr/p（電偶對(duì)-N80）比Vcorr/p（非電偶N80）較大或持平，且電偶對(duì)對(duì)N80的腐蝕加劇和耐蝕管材的耐蝕能力都表現(xiàn)為13Cr > 9Cr > 5Cr > 3Cr > 抗菌鋼， Vp（電偶對(duì)-耐蝕管材） < Vp（非耦合耐蝕管材），但是Vcorr（電偶對(duì)-耐蝕管材）卻并不全比Vcorr（非耦合耐蝕管材）要小（如抗菌鋼和3Cr）。

2.3 組合管材耐腐蝕總結(jié)

抗耐蝕材質(zhì)抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr與N80材質(zhì)對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，高于5Cr材質(zhì)材料表現(xiàn)出顯著的耐蝕性優(yōu)勢(shì)，而其中13Cr尤為突出；注水段油管單獨(dú)完全更換為耐蝕材質(zhì)如抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr都要比N80要好，且13Cr>9Cr >5Cr > 3Cr > 抗菌鋼，但是綜合考慮經(jīng)濟(jì)性因素，可以在局部腐蝕嚴(yán)重位置采用耐蝕性更穩(wěn)定的5Cr/13Cr；耐蝕材質(zhì)抗菌鋼、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr與基礎(chǔ)N80組合后服役，均會(huì)加劇N80的腐蝕，但從局部替代方案來看，屬于大陽極小陰極；此外，組合管材的電偶腐蝕與外界環(huán)境腐蝕相比基本可不考慮。

3 涂鍍層技術(shù)評(píng)選

通過實(shí)驗(yàn)對(duì)比環(huán)氧粉末涂層、陶瓷涂層、滲氮涂層、鎢合金鍍層，得出以下認(rèn)識(shí)：

環(huán)氧粉末和陶瓷涂層由于覆蓋了特殊的保護(hù)層，整體上對(duì)腐蝕起到隔離作用，因此未見基體的腐蝕發(fā)生。

環(huán)氧粉末涂層在反應(yīng)釜試驗(yàn)結(jié)束后出現(xiàn)鼓泡現(xiàn)象，說明其與材料的附著力較差，隨著時(shí)間的延長將會(huì)從基體表面脫落而發(fā)生腐蝕。

陶瓷涂層在試驗(yàn)結(jié)束后未見起泡現(xiàn)象，整體涂層包括劃傷處與基體材質(zhì)的附著仍比較緊密，說明其較好的耐腐蝕性能，但應(yīng)考慮其井下應(yīng)力承載工況

滲氮涂層和鎢合金鍍層對(duì)基體也有一定的防護(hù)，由于加工工藝的不同不存在結(jié)合能力問題，但仍可見基體材料的腐蝕發(fā)生：試驗(yàn)結(jié)束后均發(fā)生有均勻腐蝕，表現(xiàn)為腐蝕失重和/或減薄現(xiàn)象。

滲氮涂層液相和垢下均出現(xiàn)均勻腐蝕，液相（完整&劃傷）和垢下-完整組的Vcorr均較為接近約0.17mm/a，而垢下-劃傷組的Vcorr卻高達(dá)約0.64mm/a；而鎢合金鍍層在液相和垢下也出現(xiàn)均勻腐蝕，液相中有無劃傷組的Vcorr都很低約0.006mm/a，分別為滲氮涂層液相和垢下-完整情形下的Vcorr的1/30，和垢下-劃傷情形下1/100，說明鎢合金鍍層良好的耐蝕效果。

4 腐蝕治理方案研究

4.1 注水管柱腐蝕位置

注水管柱失效位置特點(diǎn)：位置①：管柱底部區(qū)1#配水器下方。位置②：管柱分層注水區(qū)隔離封隔器之上。位置③：頂封之上環(huán)空。位置④：管柱最底部。

4.2 局部腐蝕治理方案

根據(jù)管柱腐蝕失效規(guī)律，從井下深度1000m往下、頂封之上管柱位置開始至注水區(qū)底部，需要考慮局部防腐治理措施，如考慮耐蝕性管材與涂鍍層管材。

（1）位置①：管柱底部區(qū)1#配水器下方。采用組合管材方式，用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80。采用涂鍍層管材，用鎢合金油管替換N80。

（2）位置②：管柱分層注水區(qū)隔離封隔器之上。采用組合管材方式，用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80 。采用涂鍍層管材，用鎢合金油管替換N80。

（3）位置③：頂封之上環(huán)空（井下深度1000m以上）。用組合管材方式，用耐蝕性管材5Cr/13Cr替換N80 。采用涂鍍層管材，用鎢合金油管替換N80。

4 結(jié)論

本次主要針對(duì)渤海某油田注水井管柱腐蝕現(xiàn)狀及治理方案進(jìn)行分析研究，其成果將為油田穩(wěn)生產(chǎn)、提高注水效率提供技術(shù)支持。根據(jù)注水年間發(fā)現(xiàn)的油管穿孔現(xiàn)象來看，除少數(shù)特殊井外，該油田現(xiàn)階段注水管柱的腐蝕主要還是局部腐蝕問題。以往大多數(shù)課題研究主要針對(duì)油田均勻腐蝕問題，忽略局部腐蝕造成的巨大影響，本次提出適用于該油田的局部防腐理論及針對(duì)性方案研究，為后續(xù)注水井防腐的研究與治理開辟了新的思路。