P油田油套管防腐新策略研究
摘要：针对P油田注海水次生硫化氢带来的井筒腐蚀问题，目前现场使用13Cr、L80材质不符合国际标准ISO15156的要求。通过实验研究发现P油田采出水具有强缓蚀作用，实验证实了N80、L80、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr常用油井管在P油田含硫工况井下条件无开裂风险。考虑腐蚀速率与点蚀程度对通过开裂实验的6种材质，以H2S为横坐标、CO2为纵坐标、在储层温度60℃条件下，建立了P油田工况下系列防腐选材图版，并根据所建图版制定选材流程。基于套管全封固、腐蚀穿孔后井流物不压破地层及上升到海平台、危害可控原则，考虑侧钻井需求与封隔器位置，首次在P油田提出上部防腐策略，并给出组合材质转化点的确定方法。该防腐策略在P油田A/B区块4个平台基本设计方案设计中推广应用225口井，共计节约油套管投资2.3亿元人民币，大幅提高该油田的开发效益。
关键词：P油田，防腐策略，次生硫化氢，防腐图版，组合管柱
P油田由于早期采取注海水开发，因而导致地层流体中次生H2S。根据历史统计H2S含量最高达196000ppm，极值分压为2MPa，CO2最高含量为31.5%，极值分压达3.2MPa，虽然P油田储层温度仅为60℃，地层水中氯离子含量也小于17000mg/L，按ISO 15156国际标准选材均需要选择13Cr以上材质，需要采用镍基合金材质防腐，但实际现场使用了13Cr和L80碳钢油井管，在实际生产实践中13Cr套管并未开裂，而L80油管也并未穿孔。本文对P油田井下环境进行了研究，指出了在役材质的可能使用的原因，并创新提出了新防腐策略，大幅降低了油套管投资。
1 油田腐蚀现状
P油田各平台H2S历史监测数据分析表明，H2S含量总体呈上升趋势，并与注水开发的时间呈正相关性，1平台2003年开始注水，平均H2S含量6000ppm以上，3平台2007年注水，平均H2S含量1600ppm，而2、4平台2009年开始注水，平均H2S含量1000-1300ppm，5、6、11平台2010-2011年开始注水，平均H2S含量100-250ppm之间。H2S含量与注水时间关系很大，注水时间越长， H2S含量越高。
对修井起出的L80油田进行腐蚀情况观察发现，如图2所示，服役5年后L80碳钢油管内壁与外壁均存在一定程度腐蚀，但全部油井无腐蚀穿孔现象。修井过程中也未发现在役13Cr套管发生过井下断裂漏失等现象。
2 防腐图版建立
含硫环境选材的首先要考虑硫化物应用开裂，为考察常用油井管材质在P油田工况下的开裂倾向，采用四点弯曲测试方法对N80、L80、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr六种常用材质进行现场采出水硫化物应力开裂实验，实验结果如表1，实验周期为30天。由开裂实验结果可知，即使H2S分压高达2MPa，全部材质均能通过现场采出水溶液的四点弯曲实验，这表明常用材质在P油田工况不存在开裂风险。该实验与NACE标准规定的方法差异，为模拟现场井下工况，并没有使用实验室内配制的A溶液，并且同时还将H2S的分压由0.1MPa提高至2MPa，由两者差异可知，虽然H2S分压增加，但所有实验材质均未开裂，这表明所使用的溶液对开裂产生了正向影响，由此推断P油田的采出液具有较强缓蚀性，这也同时证明了在役13Cr套管没有发生过断裂的原因。
综合考虑腐蚀速率与点蚀程度对选材的影响，对上述通过硫化物应力开裂实验的N80、L80、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr六种材质，以H2S为横坐标、CO2为纵坐标，以储层温度60℃为条件，建立了P油田工况下的系列防腐选材图版，如图3所示。由所建立的图版分析获得，N80、L80、1Cr、3Cr低铬钢的腐蚀速率受CO2和H2S分压双重影响，而9Cr和13Cr材质主要受H2S分压影响。由图3中不同颜色的圆点代表点蚀程度，其中绿色为无点蚀，黄色为轻度点蚀，蓝色为中度点蚀，红色为重度点蚀。由L80的点蚀程度可以发现，P油田工况下L80油管表现为无点蚀或轻度点状态，这也说明了修井起出油管无穿孔的原因。该实验同时表明，考虑均匀腐蚀速率与点蚀程度，1Cr、3Cr、9Cr等低合金钢也可以在P油田部分井况中使用。
根据所建立的防腐选材图版，针对新开发油田与老油田调整形成两种选材思路与方法，对于新开发油田，考虑初期仅含CO2，应先使用中海油图版选择单独CO2条件可使用的管材，满足初期生产需求，再考虑后期注水产生H2S，周边井H2S含量可以控制在当前水平基础上，在相应材质上考察均匀腐蚀速率与点蚀的风险，当所选材质不满足要求时应上升一个材质级别。对于老油田调整，生产初期就存在H2S，基于周边井H2S含量可以控制在当前水平基础上，可直接采用本项目所建立的图版进行选材。
海油系统内目前传统的组合管柱防腐为沿分压剖面进行组合或根据封隔器位置进行组合。但考虑P油田侧钻需求多，上部井筒利用率高于下部井筒，封隔器位置靠近井口，传统组合防腐策略并不节约投资。基于套管全封固、腐蚀穿孔后井流物不压破地层及上升到海平台、危害可控原则，首次在P油田提出上部防腐策略，上部防腐策略为上部套管使用高级别防腐材质，下部使用低级别的防腐材质以降低投资。
该防腐策略的核心是转化点的确定，由实际井况可知，目前P油田的环空管理压力为2MPa，大于2MPa时需要放压，如果考虑极端工况，当环空中静水柱高度刚好到达井口，而环空中某一点的压力就为静水柱压力附加2MPa，假设此点发生腐蚀穿孔，若该环空压力大于等于地层破裂压力，则存在地质溢油风险，若当该压力小于地层破裂压力则无风险。经计算，P油田的转化点约为垂深750m处，附加50m作为安全余量，确定转化点垂深800m，图4给出转化点计算曲线及10、7、12平台的转化点平均测深。
考虑渤海地层中多断层，对于断层的影响，上部防腐策略遇通天断层时应遵循以下原则1穿通天断层井，高级别材质至少下过断层50m；2套管平行通天断层时，距离低于50m时应采用高级别材质。综合考虑极限关井工况和正常生产工况，对采用13Cr套管的采油井，推荐采用由井口至井筒垂深800m处采用 13Cr材质，大于垂深800m采用低级别的3Cr材质组合防腐，同理对于满足条件的井可选用3Cr+L80和1Cr+L80的材质组合防腐。
4 应用情况与经济效益
上述防腐技术与策略在P油田A/B区块9、12、7、10四个平台基本设计方案设计中推广应用225口井，统计数据如表2所示，沿用原外方设计思路4个平台均以13Cr材质为主，而通过对P油田工况进行实验研究本文推荐采用创新的上部防腐策略，即13Cr+3Cr组合防腐方案。与原外方传统防腐设计相比，共计节约油套管投资2.3亿元人民币，大幅提高该油田的开发效益。
5 结论与认识
（1）通过研究发现由于采出水缓蚀作用N80、L80、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr常用油井管材质在P油田含硫工况井下条件无开裂风险，基于腐蚀速率与点蚀程度对通过开裂实验的6种材质，以H2S为横坐标、CO2为纵坐标、在储层温度60℃条件下，建立了P油田工况下的防腐选材系列图版，根据所建图版制定了相应的选材流程。
（2）基于套管全封固、腐蚀穿孔后井流物不压破地层及上升到海平台、危害可控原则，考虑侧钻井需求与封隔器位置，首次在P油田提出上部防腐策略。该策略在P油田A/B区块4个平台基本设计方案设计中推广应用225口井，共计节约油套管投资2.3亿元人民币，大幅提高该油田的开发效益。
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基金项目：本文受生产科研项目“P油田A/B区块井筒完整性研究”资助。
