张 星 李兆敏 徐林静 张志宏

摘要:系统总结了国内外防硫化氢完井工艺技术,在此基础上提出防硫化氢设计原则,完善完井工艺设计。根据储层及流体物性,结合力学、化学及油藏开发动态,优化防硫化氢的完井设计,并进行技术经济评价,确定最优的防硫化氢完井工艺,控制油套管腐蚀,减少油气井作业,为含硫化氢的油气田开发提供科学理论指导,从而降低油气层损害,提高经济效益。

关键词:油气井;完井工艺;硫化氢;防腐设计;技术经济评价

中图分类号:TE982文献标识码:A

前 言

H₂S腐蚀问题是当今世界石油工业共有的一大难题,不仅是开发油气田的需要,而且也是健康安全环保的需要[1-4]。完井是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程,是从钻开油气层开始,到下套管、注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液,直至投产的一项系统工程,在油田开发中硫化氢防腐贯穿到每一个环节。目前国内外对CO₂腐蚀研究较多,但实际生产中,H₂S与CO₂多种腐蚀介质共存,尤其是深井与超深井的出现,迫切需要对含硫化氢油气井完井工艺进行研究,优化完井工艺,提高油气井的产能,减少作业。

1 国内外防硫化氢完井工艺现状

国内外在解决含硫化氢油气井完井设计时,首先考虑生产安全和油套管腐蚀。影响含硫化氢油气田腐蚀的因素较多,因而防硫化氢完井措施也多种多样,主要有选择耐腐蚀材质、涂层防腐、电化学方法防腐和缓蚀剂保护技术。

1.1 选择耐腐蚀材质

井下管柱、井下工具以及井口装置,是油井生产的关键设备,若出现腐蚀破坏会危害油井安全生产,不同腐蚀介质对不同材质的腐蚀程度存在很大差异,为了延长设备的使用寿命,保证生产和作业安全,节约成本,需要合理选择材质。其选择程序如下:

根据地层流体的特性,分析设备的工作环境和腐蚀环境,预测可能发生的腐蚀类型和严重程度以及各腐蚀的相互关系,确定不同时期最主要和最严重的腐蚀类型。对于含硫化氢的油气井,主要是防止氢脆和硫化物应力腐蚀破裂;对选定的材质进行评价试验;进行技术和经济综合分析,确定最佳材质。

目前含硫化氢油气田大量采用碳素钢和低合金钢[5-9],这样比较经济合理,不同成分低合金钢抗硫性能不同,国际上公认的准则(HRC)值应低于22,而高合金钢则不受此限制,其硬度可以超过22。强度和硬度愈高,对硫化物应力腐蚀破裂(SSC)愈敏感。

井口装置、井下工具及完井工具配套设备的材质选用抗硫材质,如使用35CrMo、13Cr、AISI4140(18-22Cr)等或合金钢;油套管可选用防硫或既抗H₂S又抗CO₂腐蚀的管材或内衬油管,在管柱结构上,为保证井口安全、减缓套管、油管的腐蚀,一般多采用了封隔器完井。井下油管柱包括入井工具的连接,丝扣宜采用金属对金属密封扣,如FOX 、3SB等气密封性较好的特殊密封扣,以保证气密封性;根据安全开采期投资收益的高低选择适当的抗硫管材。

根据油井腐蚀环境,确定合适的管材。对于深井[10-13]含有硫化氢、二氧化碳以及高矿化度的地层水等腐蚀介质,应根据流体物性按照相关标准选择适当油管,管柱既要有一定的安全系数,又要满足抗腐蚀要求,对于硫化氢在选材中主要考虑硫化物应力腐蚀开裂,选择高强度抗硫合金,提高油管的抗硫化氢腐蚀性,既满足抗拉强度,又满足抗硫的需要。如日本住友SM系列、川崎KO系列、新日铁NT系列和国产TP80～110SS等油套管,可以较好地解决含硫酸性气田的安全开发问题。

1.2 涂层防腐

合理使用涂层在油气田的腐蚀控制中占重要的位置,涂层在金属表面形成一层牢固的薄膜,使金属与腐蚀介质和腐蚀环境隔离,从而达到防腐的目的。此方法简便易行,因此在油田防腐中广泛应用。保护性涂层分为金属涂层与非金属涂层,大多数金属涂层采用电镀或热镀的方法实现,非金属涂层绝大多数是隔离性涂层,其主要作用是把金属材料与腐蚀介质隔开,非金属涂层可分为无机涂层与有机涂层。

为获得良好的涂层防腐效果,一方面金属表面在敷涂层之前应进行处理,达到一定要求;另外涂层材料应具有必要的物理、化学性能,在金属表面应有较强的附着力;具有一定的机械强度,耐磨、耐撞击、耐冲刷和具有一定疲劳强度;涂层对环境的温度、湿度、酸碱度应有一定的耐受性,从而具有优良的防腐性能。使用防腐涂层可以极大提高油管的抗腐蚀性,目前由于油气井作业的复杂性,涂层使用还存在较大的限制。

1.3 电化学方法防腐

电化学保护就是利用外部电流使金属电位发生改变从而达到减缓或防止金属腐蚀的一种方法。保护法包括阴极保护和阳极保护。阴极保护主要是对套管柱的保护,对于超深井,需要进一步的探讨。阳极保护法是通过控制电压,使阳极电位达到钝化电位,最终达到保护金属的目的,阳极保护作为防腐措施在油气田应用较少。

1.4 缓蚀剂保护技术

缓蚀剂是用于腐蚀环境中抑制金属腐蚀的添加剂,又称腐蚀抑制剂。主要是防止电化学失重腐蚀,对氢脆和硫化物应力腐蚀破裂也有一定的减缓作用。使用缓蚀剂有以下明显的优点:①基本上不改变腐蚀环境,就可获得良好的防腐蚀效果;②基本不增加设备投资,操作简便,见效快;③对于腐蚀环境的变化,可以通过相应改变缓蚀剂的种类或浓度来保证防腐蚀效果;④同一配方的缓蚀组分有时可以同时防止多种金属在不同腐蚀环境中的腐蚀破坏。

用于含硫化氢酸性环境中的缓蚀剂,通常为含氮的有机缓蚀剂(成膜型缓蚀剂),有胺类、酰胺类等。实践证明,合理添加缓蚀剂是防止含H₂S酸性油气对碳钢和低合金钢设备腐蚀的一种有效方法。缓蚀剂对应用条件的选择性要求很高,针对性很强。不同介质或材料往往要求的缓蚀剂也不同,甚至同一种介质,当操作条件(如温度、压力、浓度、流速等)改变时,所采用的缓蚀剂可能也需要改变。

目前缓蚀剂发展趋势主要如下:

(1) 由于缓蚀剂体系的复杂性,以往的研究集中在用电化学和表面分析探讨缓蚀剂结构参数与缓蚀性能的关系,而对用量子化学计算缓蚀剂与材料的相互作用研究甚少,将这3种方法结合,能建立更加完善的腐蚀控制机理模型。

(2) 面向工程的神经网络技术、模糊数学及灰色系统理论发展较快,已运用于腐蚀科学。用这些技术研究缓蚀剂,在预测缓蚀效率、模拟缓蚀现象和建立缓蚀模型方面有广阔的前景。

(3) 油气井中设备的局部腐蚀(点蚀、应力腐蚀、氢致开裂等)也很严重,而对防止局部腐蚀的缓蚀剂研究相对较少。

(4) 化学药品用得越多,药品间的适配越难。因此,应加强研究无毒无污染的高效、多功能缓蚀剂,而且应多利用炼油副产品作为原料,降低成本,节约资源。

2 防硫化氢完井设计程序

完井预期寿命受油藏生产特征、管柱材质、流体物性等因素[14-18]影响。国外通常最大完井设计寿命约为10 a,由于开采的复杂性,完井设计时应当考虑到后期开发问题,应选择适当的材料减少由于腐蚀而导致的修井,降低经济损失。

现场实际表明,硫化氢对油田生产破坏较大的是油井管柱硫化物应力开裂,必须采取防硫化氢应力腐蚀开裂措施。依据环境的恶劣程度,将特殊的设计方法与抗硫化氢腐蚀的保护措施相结合。

其设计程序如下:

(1) 确定油气井生产环境,进行流体物性分析。根据NACE及国家相关标准进行硫化氢防腐设计。考虑硫化氢应力开裂影响因素较多,较为重要的因素有材料的性能、硫化氢分压、pH值等,结合开发过程中油气水物性变化以及二氧化碳的影响,确定完井寿命,考虑经济效益进行合理选材以及油套管螺纹结构。

(2) 根据油井产能,按照最优化原则,进行节点分析,确定最优的油管直径及生产工作制度,降低减少冲蚀对管柱的危害。

(3) 根据防腐及油气井生产需要,考虑腐蚀等因素对管柱强度的影响,确定完井管柱与井下工具组合,进行管柱强度设计,设计最优组合管柱。

(4) 对特殊的含硫油气井采取特殊工艺,如同心管柱、热循环管柱解决特殊情况;同时配套相应的防腐工艺,油套管采取涂层或内衬技术,隔绝腐蚀介质与油套管的接触,保护油套管。

通过综合油藏开发方案与开采工艺措施,设计相应的完井工艺,进行技术经济评价,确定最优防硫化氢完井工艺方案。

3 认识与建议

建立完善的监测系统,准确地确定硫化氢含量是完井设计的基础;需研究在高温高压条件下进行在线监测的仪器及相应的软件分析系统。加强水、气共存的高温、高压、高流速腐蚀环境中腐蚀机理的基础研究。

随着开采技术的发展,油气井越来越深,这种超深井井底的温度和压力很高,从理论上讲有些物质已达到超临界状态。处于超临界状态的物质的很多性质发生了变化,因此其腐蚀行为不同于常态,加强特殊状态下腐蚀研究对油藏开发具有重要意义。

应用系统论工程原理加强防硫化氢完井工艺的系统研究,油藏类型多,流体复杂,因此需要采取多种综合的防硫化氢完井措施,从材料的选择、涂层保护、电化学防护、完井工艺、采油工艺、开发方案设计等配套措施进行综合防护;加强硫化氢的天然气地质研究,为完井设计提供前期的理论指导,对开发过程中硫化氢及时监测动态变化,对可能发生的腐蚀危害进行预测与评估,结合油藏开发进行技术经济评价,优工艺设计;加强硫化氢腐蚀机理研究,实现多学科的交叉协作(包括物理学、化学、材料学、流体力学、固体力学、油藏工程等),为硫化氢完井工艺设计提供理论指导。

总之,含硫化氢油气井的完井工艺是一个系统工程,从钻开油气层到完井生产,硫化氢贯穿开发的全过程,在开发含硫化氢的油气田中借助先进的监测设备,从定性观察到定量测量,系统全面地研究硫化氢腐蚀介质下油气井管柱腐蚀规律,建立硫化氢腐蚀介质下的腐蚀数学模型,进行数值模拟,研究管柱在温度场、流场等耦合条件下的腐蚀规律,预测硫化氢可能发生的危害,制订前期的硫化氢防护措施,从而合理高效地开发含硫化氢油气田。

参考文献:

[1] 戴金星,胡见义,贾承造,等.科学安全勘探开发高含硫天然气田的建议[J].石油勘探与开发,2004,31(2):1-4.

[2] 樊建明,郭平,孙良田.天然气储层中硫化氢分布规律、成因及对生产的影响[J].特种油气藏,2006,13(2):90-94.

[3] 杨学锋,郭平,等.高含硫气体在地层水中溶解规律实验研究[J].特种油气藏,2008,15(5):84-86.

[4] 万仁溥.现代完井工程:二[M].北京:石油工业出版社,2000:50-51.

[5] 萨阿基扬,叶弗烈莫夫.油气田设备防腐蚀[M]. 北京:石油工业出版社,1988:13-18.

[6] 张爱社,纪云岭,吝爱芳,等.中原油田油系统腐蚀状况分析及对策[J].石油与天然气化工,2002,31(1):41-43.

[7] 张星,李兆敏,张志宏.深井油管H₂S腐蚀规律实验研究[J].腐蚀科学与防护技术,2006,18(1):16-19.

[8] 张星,李兆敏,马新忠,等.深井油管硫化氢应力腐蚀实验研究[J].石油勘探与开发,2004,31(6):95-97.

[9] Xing Zhang,Zhao minLi,Bin Dong,et al.Analysis and prospect of the technology for the development of reservoirs containing H₂S[C].北京:石油工业出版社,2004:1442-1449.

[10] 何生厚,等.高含硫化氢和二氧化碳天然气田开发工程技术[M].北京:中国石化出版社,2008:50-55.

[11] 左景伊.应力腐蚀破裂[M].西安:西安交通大学出版社,1985:137-151.

[12] 乔利杰,王燕斌,褚武扬.应力腐蚀机理[M].北京:科学出版社,1993:83-85.

[13] Beavers J A, Koch G H.Limitation of the slow strain rate test for stress corrosion cracking testing[J].Corrosion,1992,(3):256-264.

[14] 殷名学,赵惠中.气田水中H₂S和CO₂对井下管材的腐蚀[J].天然气工业, 1994,14(4):58-65.

[15] 毛克伟,史茂成. 油气井套管腐蚀原因与防腐措施[J].石油钻探技术,1996,24(3):31-38.

[16] 克曼尼,史密斯.油气生产中的CO₂腐蚀控制-设计考虑因素[M].北京:石油工业出版社,2002:13-15.

[17] 中国腐蚀与防护学会.石油工业中的腐蚀与防护[M].北京:石油工业出版社,2001:100-102.

[18] 油气田腐蚀与防护技术手册编委会.油气田腐蚀与防护技术手册:下[M].北京:石油工业出版社,1999:473-474.