我国海上油井管腐蚀与防护研究进展.pdf

我国海上油井管腐蚀与防护研究进展发布时间：2021-07-13T08:15:16.388Z来源：《防护工程》2021年8期作者：刘海刚李黎曹明源[导读]海洋石油勘探开发受所处环境限制：一方面要确保井下管柱本质安全，以减少因油井管腐蚀导致生产安全及溢油等环境污染风险；另一方面海洋集束钻井，平台位置固定，井槽数量有限，对油井管的服役寿命有很高的要求。因此同样腐蚀环境条件下，海上油井管的防护等级往往高于陆地油田。本文对我国海上油井管腐蚀与防护研究进展进行探讨。刘海刚李黎曹明源北京隆盛泰科石油管科技有限公司北京朝阳区100101；西安长立油气工程技术服务有限公司陕西西安710065摘要：海洋石油勘探开发受所处环境限制：一方面要确保井下管柱本质安全，以减少因油井管腐蚀导致生产安全及溢油等环境污染风险；另一方面海洋集束钻井，平台位置固定，井槽数量有限，对油井管的服役寿命有很高的要求。因此同样腐蚀环境条件下，海上油井管的防护等级往往高于陆地油田。本文对我国海上油井管腐蚀与防护研究进展进行探讨。关键词：海上油井管；腐蚀；研究进展海上油1气井腐蚀环境与腐蚀状况由于海水的存在，海上油井管道的外部腐蚀较为严重。为了保护海上油井管道并建立循环，需要一个大的（1.68m）立管从泥浆线下到海上石油生产平台的中间甲板。隔水管由表层套管、工艺套管和生产套管组成。立管的作用是将海水从油井管道中分离出来。杨进2019年南海在中国应用等不同材料立管系统的评估，研究发现，与大气区和全浸区相比，飞溅区、潮差区更严重的腐蚀程度以及腐蚀的类型为整体腐蚀引起的氧腐蚀，X52材料冒口耐蚀性的研究思路优于参与其他材料的评价。由于立管尺寸大，单位长度质量高，不易采用高档防腐蚀材料。海洋工程主要采用牺牲阳极、阴极保护和涂层进行防腐。高温生产过程中也会发生井口举升，导致表层套管暴露，海水环境中氧气腐蚀。2018年，据报道，印度尼西亚海上气田A2井暴露出20英寸的表层套管，裸露部分腐蚀明显。受限于作业空间，现场对A2井进行涂敷绝氧防护。多年海洋油气开采证实，海上油井管的内腐蚀环境以低二氧化碳、不含硫化氢为主。据不完全统计，94%的油气井CO2分压低于2.31MPa，目前中国近海油气田中仅在番禺4-2/5-1油田、流花11-1油田、渤中19-6气田及乐东10-1气田发现有少量原生H2S存在，蓬莱油田由于早期注海水开发含有次生。井底温度多分布于50~150℃之间，有极少数井底温度高于175℃，地层水矿化度多低于35000mg/L，氯离子质量浓度多小于25000mg/L。2016年林海等统计了渤海10个油田的采油井的地层水介质、pH、温度、CO2分压分布情况，其中地层水氯离子含量在398.81~13506mg/L，pH处于7~9，温度介于15~145℃，CO2分压为0~2.31MPa之间。上述腐蚀环境导致了大量的油井和水井的腐蚀失效案例发生，历年来中国海上油气井发生腐蚀的文献报道较多，其主要原因多为CO2腐蚀所致，尚有部分失效原因是井筒介质改变所致。2010年孙爱平等对南海西部某油井井下油管单根连接的腐蚀失效原因进行了分析，分析认为引起连接失效的主要原因是发生了CO2腐蚀。海上2CO2环境油井管防腐进展海洋石油开发投资高昂，为降低海上油田开发成本，根据实际生产需要，创新提出上防型、中防型和下防型三种低成本组合材质防腐策略。上防型是指将高级别材质放在管柱上部，其核心是基于风险可控的组合管柱防腐。对于有短期侧钻需求的油气井，如下部套管腐蚀后不会出现压破地层、挤毁套管及产水等风险，上部套管宜采用满足工况的防腐材质，下部套管可降低材质级别。中防型是指将高级别材质放在管柱中部，其核心是基于封隔器屏障的组合管柱防腐。利用生产封隔器在井中形成一道屏障，使封隔器以上的套管不与含腐蚀气体的生产流体接触，宜降低封隔器以上套管材质级别。下防型是指将高级别材质放在管柱下部，其核心是基于温度、分压剖面的组合管柱防腐。油气井生产过程中，从井底到井口温度降低、分压变小，宜根据油气井高峰配产建立井筒温度、分压剖面，结合图版选择不同材质组合防腐。目前海上注水井及地面管线防护主要采取注杀菌剂、缓蚀剂的方式。2012年郝兰锁等研究了南海某油田现场注水水质技术指标，分析认为SRB是腐蚀产生的最重要影响因素，通过定期应用季铵盐复合杀菌剂对整个系统进行杀菌处理，使油田的腐蚀得到了很好的控制。2016年李强等针对文昌13-1/2油田地层油水性质，开发了一种适用于现场的含硫双咪唑啉季铵盐类缓蚀剂SJ-2，试验显示，在饱和CO2介质中，该缓蚀剂能很好地抑制X70钢腐蚀。为加强对油气井、注水井井下腐蚀情况的了解，高永华等开展了探针技术研究，开发了在线井下腐蚀监测系统，以实现对井下腐蚀情况的持续监测和实时跟踪，降低获取腐蚀数据的难度，减少作业费