高温高压封隔液抗CO2腐蚀性能影响因素研究

吴艳华，陈缘博，王超群，徐博韬

(中海油田服务股份有限公司，河北 廊坊 065000)

近年来，世界各国陆地及近海油气资源的开采接近饱和，油气资源开发逐渐转向海洋，尤其是深海油气资源的开采，已逐渐成为当前石油开发领域的重中之重。但是海洋油气资源的开发和陆地油气资源开发相比，面临深水、高温高压、窄密度窗口等难题，对于钻完井液的性能要求更高。在完井作业过程中，需要在油气井油管与套管环形间隙内加入封隔液，一方面是保护套管内壁与油层套管外壁不受腐蚀；另一方面是平衡地层压力、油管压力和套管压力，从而保护油套管及封隔器[1-2]。而在高温高压井的生产过程中，油套环空带压与套管腐蚀逐渐成为影响油气田安全开发的关键所在，海上油气田地质构造中广泛存在天然的CO2和H2S等腐蚀性气田，油气藏中的CO2在潮湿的环境下或溶于水后对钢铁有很强的腐蚀性。与强酸(如盐酸)相比，由于CO2溶于水后，在相同的pH值条件下，其总酸度较高，对钢铁的腐蚀比强酸还严重。尽管封隔液存在于环空中，一旦发生窜漏，则同样有CO2气体进入环空与封隔液接触，必然会加剧封隔液的腐蚀性[3-5]。为确保井筒的长期安全和油气的安全高效开发，亟需开展高温高压高酸性气体条件的封隔液腐蚀性能影响因素研究，为海上高温高压井的现场作业提供参考。

1 实 验

1.1 材料与仪器

实验材料：除氧剂PF-OSY，缓蚀剂MNX-3，复合加重盐(实验室自制)，无水乙醇、石油醚、酸洗液，3Cr-L80钢片，13Cr-L80钢片；

实验仪器：高温高压动态腐蚀仪，耐温200 ℃，耐压10 MPa；

封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧剂)+1%～3%缓蚀剂MNX-3+复合加重盐(密度1.3～1.6 g/cm3)。

1.2 实验方法

参考石油天然气行业标准《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》中的旋转挂片失重法进行。实验步骤如下：将试片(50 mm×13 mm×6 mm)分别用石油醚、无水乙醇清洗，去除表面杂质，晾干后用滤纸包装放入干燥器中，30 min后用分析天平称重，准确至0.1 mg。配制封隔液，加入到腐蚀试验釜中，向釜中连续3 h通入纯度为99.8%CO2使溶液中CO2达到饱和后，把已称重试片在高压釜旋转试架上安装好，关闭高压釜；通入CO2至实验压力，然后放空，重复操作3次，以除去试验介质的溶解氧。最后加压升温，进行一定时间腐蚀实验；腐蚀结束后，取出试片；用加有缓蚀剂的盐酸清洗除去腐蚀产物，观察并描述试件表面的成膜状况，有无点蚀、坑蚀等。干燥后称重，计算腐蚀速率。腐蚀速率Vcorr计算公式为：

式中：Vcorr为腐蚀速率，mm/a；m0为试验前的试片质量，g；m1为试验后的试片质量，g；S为试片的总面积，cm2；t为腐蚀试验时间，h；ρ为试片材料的密度，g/cm3。

2 结果与讨论

2.1 材 质

对比分析N80、3Cr-L80和13Cr-L80材料的化学成分(表1)，N80材质的C含量较高，Cr含量较低；3 Cr-L80和13Cr-L80的C含量较低，Cr含量较高，耐蚀性较好。

表1 材质化学成分表Table 1 Chemical composition of material

在150 ℃下，二氧化碳分压2 MPa，封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧剂)+1%缓蚀剂MNX-3+复合加重盐(密度1.3 g/cm3)，分别测定3种材质的腐蚀速率结果见表2所示，实验条件下，失重法测定3种材料的耐蚀性顺序为13Cr-L80>3Cr-L80>N80，150 ℃下封隔液对N80材质的腐蚀速率高达4.632 mm/a，腐蚀严重极易导致油管、套管腐蚀穿孔情况发生，为了保证井下安全生产，现场建议采用含Cr量较高的高耐蚀材料。

表2 不同材质的腐蚀性能Table 2 Corrosion properties of different materials

2.2 温 度

分别测定110 ℃、120 ℃、130 ℃、140 ℃和150 ℃下，二氧化碳分压2 MPa，缓蚀剂加量1%，1.6 g/cm3封隔液的腐蚀速率，结果如图1所示，随着温度的升高，腐蚀速率整体呈增大趋势，1.6 g/cm3封隔液的在150 ℃下的腐蚀速率为0.068 mm/a，满足现场生产需求。温度对腐蚀速率的影响一方面影响缓蚀剂的吸附脱附效率，随着温度的升高，缓蚀剂的脱附速率增加；另一方面影响CO2的溶剂度，随着温度的升高，CO2的溶解度逐渐降低，所以温度对腐蚀性能的影响是二者综合作用的结果。

图1 温度对封隔液腐蚀速率的影响Fig.1 Influence of temperature on the corrosion rate of packer fluid

2.3 缓蚀剂加量

分别测定不同缓蚀剂加量下，温度150 ℃，二氧化碳分压2 MPa，1.3 g/cm3封隔液的腐蚀速率，结果如图2所示，随着缓蚀剂加量的增加，腐蚀速率逐渐降低，但是当加量超过2%时，腐蚀速率降低幅度不大，主要是因为MNX-3缓蚀剂属于曼尼希碱型缓蚀剂，缓蚀机理是缓蚀剂分子中的孤对电子可与铁原子中的d空轨道成键或通过静电引力与金属结合成键，在金属表面形成吸附层，将腐蚀介质与金属隔离因而保护金属基体；分子中疏水的非极性基团，阻碍与腐蚀过程有关的电荷或物质的转移，从而降低腐蚀速度。但是缓蚀剂加量过量时，基体表面的活性位点已经全部吸附，同时空间位阻效应导致覆盖基体程度降低，因此腐蚀速率不能进一步降低。从经济性考虑，缓蚀剂加量在1.5%时腐蚀速率仅为0.033 mm/a，已经满足现场作业要求，因此选择缓蚀剂加量为1.5%。

图2 缓蚀剂加量对封隔液腐蚀速率的影响Fig.2 Influence of corrosion inhibitor dosageon the corrosion rate of packer fluid

2.4 封隔液密度

分别测定不同密度封隔液在150 ℃下，二氧化碳分压2 MPa，缓蚀剂加量1.5%，不同密度下封隔液的腐蚀速率如图3所示，随着封隔液密度的增加，3Cr-L80和13Cr-L80腐蚀速率均逐步增加，且随着封隔液密度的增加，腐蚀增长速率逐步加快；在相同条件下3Cr-L80的腐蚀速率高于13Cr-L80材质的腐蚀速率，当密度为1.60 g/cm3时，封隔液对3Cr-L80和13Cr-L80的腐蚀速率分别为0.068 mm/a和0.053 mm/a，均小于0.076 mm/a，满足现场生产需求。

图3 封隔液密度对封隔液腐蚀速率的影响Fig.3 Influence of density on the corrosion rate of packer fluid

2.5 CO2分压

分别测定不同二氧化碳分压下封隔液的腐蚀速率，结果见表3所示，随着二氧化碳分压的增加，腐蚀速率逐步增大，主要是由于CO2分压增加时，水中溶解的CO2含量逐渐增加，相同条件下封隔液的pH更低，因此腐蚀速率更高。

表3 二氧化碳分压对腐蚀速率的影响Table 3 Influence of CO2 pressure on the corrosion rate of packer fluid

封隔液配方：淡水+0.2%PF-OSY(除氧剂)+1.5%缓蚀剂MNX-3+复合加重盐(密度1.6 g/cm3)。

3 结 论

(1)封隔液的腐蚀速率随着温度、密度、CO2分压的增加而增大，随着材质Cr含量和缓蚀剂加量的增加而减小；

(2)封隔液在150 ℃下，二氧化碳分压2 MPa，缓蚀剂加量1.5%，密度1.6 g/cm3的封隔液对13Cr-L80的腐蚀速率仅为0.053 mm/a，满足现场生产需求；

(3)在现场作业过程中，可根据地层压力、二氧化碳分压变化适当调整缓蚀剂加量，以满足安全作业需求；