绒囊钻井液腐蚀性主要影响因素研究

张文哲，郑力会，李 伟，杨全枝，张红哲，符喜德，穆景福

绒囊钻井液腐蚀性主要影响因素研究

张文哲1，郑力会2，李 伟1，杨全枝1，张红哲3，符喜德1，穆景福1

（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075； 2. 中国石油大学（北京） 石油工程学院，北京 102249；3. 陕西科技大学 化学与化工学院，陕西 西安 710021）

在钻井工程中，钻井液对钻具腐蚀是普遍存在的问题，并随着钻井向优快钻井、深井方向发展而日趋严重。绒囊钻井液是继泡沫钻井液发展起来的一种新型钻井液。其具有低密度、流变性好和对储层污染小等多方面优点。室内通过挂片法实验，对影响绒囊钻井液腐蚀性温度、矿化度等主要因素进行了规律性研究。实验结果表明，绒囊钻井液随着温度的增加，腐蚀性能先增强后减弱，在80～100 ℃达到最大；低矿化度下的淡水绒囊钻井液腐蚀速率较高矿化度的小；绒嚢 钻井液腐蚀速率随KCl（甲酸钾）加量先增加逐渐平缓后降低；各种绒囊钻井液体系的腐蚀速率均低于0.1 kg/(m2·a)，评价等级好，可满足现场钻井需要。

绒囊钻井液；腐蚀；影响因素；挂片法；温度；矿化度

在钻井过程中，钻井液如同钻井血液，不仅需要适应地层要求，还得满足钻井工艺各方面需求。钻井液先后经历自然泥浆、细分散泥浆、粗分散泥浆和不分散泥浆等四个阶段，使用了无固相、低固相、盐水、聚合物、正电胶等钻井液体系，并且向着微泡钻井液体系、特别是绒嚢钻井液体系新技术发展。钻井液中往往还有多种添加处理剂，成分复杂，在井下高温高压作用下通常具有较强的腐蚀性。钻井液对钻具腐蚀是普遍存在的问题，并随着钻井向深井、优快钻井方向发展而日趋严重。

钻具腐蚀具有多种类型，具体可分为两大类，即均匀腐蚀和局部腐蚀。后者还可细分为应力腐蚀、缝隙腐蚀、坑点腐蚀、晶间腐蚀等。钻具在实际腐蚀中往往较为复杂，可能同时存在好几种腐蚀形态。在常规钻井中，钻井液中的氧、硫化氢、二氧化碳等气体和盐类等腐蚀介质对钻杆有较大的腐蚀作用。在腐蚀作用下，钢材受交变应力及腐蚀的联合作用，生成裂纹并迅速发展，严重可引起钻具的刺漏和断裂，钻具寿命大大缩短。因此，研究钻井液，尤其是新型的绒嚢钻井液体系对钻具腐蚀影响因素和防护措施，对于发展钻井新工艺、降低钻井总成本以及安全钻井具有十分重要的意义。

1 钻井液腐蚀性影响因素

1.1 温度

钻井液温度升高，体系中氧的扩散过程加快，电极反应也随着加强，但在敞口体系中，温度升高使得体系中含氧量降低，氧到达金属表面的含量减少，会减弱腐蚀过程中的阴极反应，因此腐蚀速率先升高后降低。在一些高温井中，温度是影响井下设备腐蚀的主要因素。温度使得金属材料的腐蚀速率呈现出大体相似的先增加后降低的变化规律，并在一定温度下取得最大值。

1.2矿化度

钻井液体系中的盐类含量决定其矿化度。钻井液中含盐浓度升高，溶液中电解质电导率也就增强，腐蚀速率加快。国内外文献表明[1]，当氯化钾浓度高于 3%时，腐蚀速率较大。因此，控制含氯盐水钻井液体系中较低的氯化钾含量可以有效减弱腐蚀影响。

1.3 流速

一般而言，对于碳钢等钻材，腐蚀速度随流速的增加而增大，尤其在设备和管线的弯头和凹凸部位，因气流受扰动而腐蚀速率成倍增加。因此，实际钻井中，钻井液流速不宜过大。但在使用缓蚀剂时，缓蚀剂效果会因流速增加而增强，这是由于流速增加，缓蚀剂的作用速度增大，更易于成保护膜防止进一步腐蚀。因此，某种程度的增大流速是有益的。

1.4 pH值

钻井液的pH值对钻具腐蚀影响很大。研究发现[2]，钻具受钻井液的腐蚀速度随pH值的升高而降低。这是因为，在较低pH值时，体系呈酸性，腐蚀过程中同时存在氧的去极化和氢的极化反应，钻具的腐蚀速度随之加快；当体系较高pH值时，氢的极化反应消失，只存在氧的去极化反应，高碱性溶液的钝化作用也会降低钻井液腐蚀速度。因此，适当将钻井液的pH值提高可有效的保护钻具、降低钻井液腐蚀。

1.5 金属材料

金属的腐蚀速率由腐蚀电流决定，腐蚀速率随腐蚀电流增大而增大，故金属的腐蚀速率为Zn＞Fe＞Cr＞Cu＞Ni。Cr、Cu和Ni的腐蚀速率分别为Fe的1/3、1/3和1/5。，Ni比Cu具有更低的腐蚀速率，可能是由于Ni在遭受腐蚀时会形成抗腐蚀的钝化膜[3]。实际应用中，以上几种金属对提高钢的防腐蚀都有较大影响。

2 绒囊钻井液及其腐蚀性

微泡（Aphrons）这个概念是美国人Sebba提出的，一般认为微泡由流体核（气体或液体核，一般为空气）和保护性外壳组成[4]。近年来，Lihui-Lab公司通过将自行处理过的特殊结构的微泡放在高倍显微镜下软色观测，得出了微泡最新的显微照片并起名为“绒囊”。它提出的结构理论说绒囊具有“一核一囊”结构，核仍然是由气体或液体组成，为球形或椭球形，存在“单胞胎”或“多胞胎”。新的微泡钻井液——绒囊钻井液由此诞生。图1为一般绒囊与微泡的图示：

绒囊钻井液是在微泡钻井液的基础上发展起来的一种新型钻井液，其具备微泡钻井液的性能，主要有性能稳定、密度可调、可循环性良好、流变性能和润滑性能优异等优点，在低剪切速率下表现黏度很大，高剪切速率下表现黏度很小，油气井作业时表现为流动性好，静止时黏度增大，很好满足了油气井工作液的基本性能要求[5]。

与空气钻井相比，泡沫钻井具有低空气排量和低环空返速特点，可减少钻具冲蚀，又可用泡沫将空气包裹起来，减少空气与钻具接触的机会，同时，通过高pH值和缓蚀剂的协同作用，减轻钻具腐蚀。

所以，研究绒囊钻井液腐蚀性需要通从绒囊独特的结构着手，重点考虑与一般钻井液相比，最可能影响绒囊钻井液腐蚀性能的因素。正如前面所述，绒囊所特有的稳定微泡结构，可以将水、空气与岩屑包裹起来，尽可能减少金属更气体介质的接触，因此氧气等溶解在钻井液中的腐蚀性气体对钻井液腐蚀影响应该不大。由于泡沫稳定受温度影响比较大，而且绒囊钻井液各种主要处理剂在高温下性能尚不确定，故温度是我们研究绒囊钻井液腐蚀性的一个重要因素。

钻井中的腐蚀机理告诉我们，钻井过程中主要以电化学腐蚀为主，一般盐类钻井液的腐蚀性受阴阳离子浓度，也就是矿化度的影响比较大。特别的，Cl-是激发金属发生孔蚀的激发剂，而我们所常用的绒囊钻井液以盐类体系为主。所以，我们考虑将绒囊钻井液不同体系（矿化度）作为我们研究的另一个考虑因素。

3 绒囊钻井液腐蚀性实验

3.1 实验简介

绒囊钻井液腐蚀性实验采用室内挂片法（又称失重法）测定腐蚀速率，利用单位时间内、单位面积上的试样质量损失来计算平均腐蚀速率，参考石油天然气行业标准《钻井液腐蚀性能检测方法》（SY/5390-91）。

3.2 实验溶液论是淡水还是海水体系，含甲酸钾的绒囊钻井液腐蚀性较含氯化钾的弱，说明含氯离子体系腐蚀性较强。总的来看，平均腐蚀速率均低于0.1 kg/(m2·a)，评价级别好。

实验中确定的绒嚢钻井液体系基本配方为：水+0.2%碳酸钠+0.1%氢氧化钠+0.25%定位剂+1.5%成层剂+0.4%FBM-4成核剂+2%氯化钾（甲酸钾）+0.5%除氧剂。鉴于绒囊钻井液环境温度和体系（矿化度）是研究腐蚀性的主要影响因素，我们选取25℃（常温）、60、80、100和120 ℃这五个温度点作为测量点。考虑盐离子矿化度对腐蚀的影响，选取绒囊钻井液目前常用的淡水体系和海水体系。在每个体系中，再分别加入氯化钾和甲酸钾作对比。因此，根据现场所用绒嚢钻井液体系配方，实验用钻井液体系共4个：淡水氯化钾体系、海水氯化钾体系、淡水甲酸钾体系和海水甲酸钾体系。

3.3 实验材料

本实验通过现场N80套管做成的若干挂片（尺寸30.10 mm×19.60 mm×6.80 mm）模拟井下工具，实验测量周期48 h，利用高温高压釜加热。

3.4 数据处理

腐蚀速率由下式计算:

式中:R—金属平均腐蚀速率，kg/ (m2·a)；

m—实验前腐蚀挂片质量，mg；

m’ —实验后腐蚀挂片质量，mg；

A—腐蚀挂片总表面积，cm2；

t—测量周期，h。

3.5 实验结果与讨论

3.5.1 钻井液腐蚀性受体系、温度影响探究

我们通过实验测定绒囊钻井液四个体系在五个温度点下平行试样（3个一组）的腐蚀速率。我们将上述数据绘入同一图中（图2）。

从图2中可以看出，高矿化度下的绒囊钻井液腐蚀性强。在海水体系中，无论是加氯化钾还是甲酸钾，绒囊钻井液腐蚀速率均比淡水的高40%～50%。绒囊钻井液腐蚀性随温度升高先增后降。对于淡水体系，80 ℃前，腐蚀速率随温度的升高而升高；80℃后，腐蚀速率随温度的升高而降低。对于海水体系，同样存在随温度升高腐蚀速率先增后降的规律，不过温度分界点为100 ℃。可能是随着温度升高，导致体系中含氧量降低，进而影响到腐蚀进程。不

3.5.2 钻井液腐蚀性受KCl（甲酸钾）加量影响探究

既然氯化钾体系腐蚀性较强，其中的氯离子含量是否影响到体系的腐蚀速率值得我们进一步关注。室内我们通过改变绒囊钻井液体系基础配方中的KCl（甲酸钾）含量来测量和计算不同温度下各体系的腐蚀性大小。实验结果见图3。

从图3中可以看出，在同一温度下，绒嚢钻井液腐蚀速率随KCl加量先增加逐渐平缓后降低。KCl加量在2%～4%范围内，腐蚀速率达到最大，且随着体系温度的增加，腐蚀速率最大时对应KCl加量也在增加（25 ℃时2%，100 ℃时4%）。究其原因，可能是KCl加量多少影响钻井液体系中溶解氧多少。随着盐加量增加，体系中含氧量降低，导致腐蚀速率变化逐渐稳定最终有降低趋势；温度升高，KCl的溶解度增加，腐蚀速率最大时的加量也增加。

实验室类似做了甲酸钾钻井液体系随甲酸钾增量变化的腐蚀性实验。实验结果中腐蚀速率相比KCl体系较低外，变化规律基本一致。

4 结论及认识

（1） 实验结果表明，高矿化度下的绒囊钻井液腐蚀性较强。在海水体系中，无论是加氯化钾还是甲酸钾，绒囊钻井液腐蚀速率均比淡水的高40%～50%。各种绒囊钻井液体系的腐蚀速率均低于0.1 kg/(m2·a)，评价等级好。

（2） 绒囊钻井液腐蚀性随温度升高先增加后降低。对于淡水体系，80 ℃前，腐蚀速率随温度的升高而升高；80 ℃后，腐蚀速率随温度的升高而降低。对于海水体系，同样存在随温度升高腐蚀速率先增后降的规律，不过温度分界点位于100℃。

（3） 嚢

绒 钻井液腐蚀速率随KCl（甲酸钾）加量先增加逐渐平缓后降低。KCl加量在2%～4%范围内，腐蚀速率达到最大，且随着体系温度的增加，腐蚀速率最大时对应KCl加量也在增加。

（4） 不论是淡水体系还是海水体系，含甲酸钾的绒囊钻井液体系腐蚀性比含氯化钾的低40%左右。

［1］ M.Mcdonald, Ward, et al. Use of silicate-based drilling fluids to mitigate metal corrosion: SPE, 100599[P]. 2007.

［2］ L Fedrizzi F Deflorian SRossi，et al.Study of the corrosion behaviour of phosphatized and painted industrial water heaters[J].Progress in Organic Coatings， 2001，42:65-74.

［3］ Zeng Z，Wang L，Liang A，Zhang J.Tribological and electrochemical behavior of thick Cr-C alloy coatings electrodeposited in trivalent chromium bath as an alternative to conventional Cr coatings[J]. Elec-trochim Acta，2006，52:1366-1374.

［4］ 汪贵娟，丁玉兴，陈乐亮,等.具有特殊结构的微泡沫钻井液技术综述[J].钻井液与完井液，2004，21(3):53-55.

［5］ 郑力会，曹园，韩子轩.含绒囊结构的新型低密度钻井液[J].石油学报，2010,31（3）：490-493.

Study of Influence Factors on Corrosion of Fuzzy-ball Drilling Fluid

ZHANG Wen-zhe1，ZHENG Li-hui2，LI Wei1，YANG Quan-zhi1，ZHANG Hong-zhe3，FU Xi-de1,MU Jing-fu1
（1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co.Ltd., Shaanxi Xi’an 710075, China; 2. China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 3. Shaanxi University of Science & Technology, Shaanxi Xi’an 710021, China）

In drilling engineering, corrosion of drilling fluids to the drill pipe is a common problem, and the problem becomes more serious with the development of optimized and fast drilling as well as deep drilling. Fuzzy-ball drilling fluid is a new kind of fluid, which has advantages of lower density, better rheology and low pollution to reservoir. In this paper, through the experiment of weight loss, the influence of major factors on fuzzy-ball drilling fluid corrosion was studied, such as temperature, salinity, and so on. The experiment results show that, with increasing of the temperature, the corrosion performance increases firstly and then decreases, and the max corrosion occurs at 80～100℃; The corrosion rate of low salinity is less than that of high salinity; The corrosion of fuzzy-ball drilling fluid increases firstly then deceases with increasing of KCl or potassium formate amount; The corrosion rate of every kind of fuzzy-ball drilling fluid is lower than 0.1 kg/(m2·a), which obtains good evaluation level, and can meet the needs of the field drilling.

Fuzzy-ball drilling fluid; Corrosion; Influence factor; Method of weight loss; Temperature; Salinity

TE 2

： A

： 1671-0460（2015）05-1106-03

2015-04-10

张文哲（1987-），男，陕西宝鸡人，工程师，硕士学位，2013年毕业于中国石油大学油气井工程专业，从事钻井液相关技术研究工作。E-mail：eagle.1983@163.com。