浅析注水井管柱腐蚀原因

郑龙

摘要：某注水井在2016年细分调整作业起原井管柱时拔脱，发现油管腐蚀严重，造成大修，结合历次施工情况，发现该井细分调整作业前曾进行过两次不动管柱分层酸化，本文从酸液注入过程、酸液反应过程、井下封隔器密封情况三方面分析管柱腐蚀原因，给出造成管柱腐蚀的主要因素，并进一步探讨预防性手段。

关键词：注水井酸化;管柱腐蚀;腐蚀率;扩散作用;封隔器密封性

1 问题的提出

A井为某作业区一口注水井，2016年11月细分调整作业起原井管柱时，保护封隔器上第1根油管上接头以下部分拔脱，鱼顶为油管，2017年6月大修，捞出落物，发现保护封隔器上第1根油管严重腐蚀，不仅严重影响了注水，还导致大修作业，增加注水成本。

2 历次施工情况调查

该井2010年1月补孔后转注，2012年3月细分调整作业，带压下Φ90mm导锥1个，Φ114mm沉砂式防溢单流阀1个，Φ114mmPS-114-46*20-120/25P-BJT桥式偏心配水器4套，Φ114mmK344-114-X-HL-120-20封隔器4套，2012年9月不动管柱依次酸化偏IV、偏III、偏II、偏I层段，2013年7月不动管柱依次酸化偏III、偏II、偏I层段，2016年11月细分调整作业起原井管柱时，保护封隔器上第1根油管上接头以下部分拔脱，鱼顶为油管，2017年6月大修，捞出落物，保护封隔器上第1根油管腐蚀严重。

3 腐蚀原因分析

2012年和2013年进行两次不动管柱分层酸化，2016年发现油管腐蚀严重，从酸化措施入手开展腐蚀原因分析。

3.1 酸液缓蚀性能

酸液缓释性能按照行业标准SY5405-1996进行实验，其中，2012年酸液配方的腐蚀速率0.85g/m.h，2013年酸液配方的腐蚀速率0.80g/m.h，酸液腐蚀速率均符合行业标准（60℃下<2.0g/m.h，90℃下<5.0g/m.h）。

3.2 酸液注入过程

常规酸化注入排量8～15m/h，两次酸化共用酸液93m，按照最长注入时间计算，2012年和2013年两次酸液注入过程对Φ73mm油管腐蚀厚度分别为0.00072mm和0.00051mm，两次酸化注酸过程的腐蚀厚度不会对管柱造成严重影响。

3.3 酸液反应过程

注酸后用2倍油管体积的清水将酸液全部顶替至地层，关井反应。

3.3.1在无扰动情况下

酸液只能通过扩散进入井筒，在不考虑酸液消耗的情况下，根据菲克扩散定律：

计算酸液扩散通量，进而计算酸液在井筒特定深度的浓度。

扩散系数用Wilke-Chang公式估算：

式中，D—溶质在溶剂B中的扩散系数，m/s;

T—溶液的温度，K;

—溶剂B的粘度，Pa.s;

M—溶剂B的摩尔质量，kg/kmol;

—溶剂的缔合参数，水为2.6;

V—溶质A在正常沸点下的分子体积，cm/mol;

推导出不同温度下的扩散系数计算公式：

已知，283K温度下，酸液（以HCl计）在溶剂水中的扩散系数为2.5×10m/s，计算出龙虎泡高台子地层温度条件下（69.15℃=342.15K），酸液的扩散系数为3.89×10 m/s。

根据菲克扩散定律，酸化偏I层段时，酸液由偏I配水器扩散到保护封隔器上第1根油管的最大浓度约为0.023%，pH约4-5，关井反应18h后立即将顶替清水和残酸全部由油管返排出井筒，并开井注水，通过扩散进入井筒的酸液不会对管柱造成严重腐蚀。

3.3.2在酸液返吐情况下

酸液被稀释约1倍，缓蚀剂同样被稀释1倍，此时腐蚀速率为1.23g/m.h，两次酸化反应过程对Φ73mm油管的腐蚀厚度为分别为0.01316mm和0.00987mm，油管壁厚5.51mm，不会对管柱造成严重影响。

3.4 井下封隔器密封情况

酸化前對保护封隔器以下的封隔器进行验封，密封后进行酸化施工，但未验封保护封隔器，如保护封隔器不密封（2017年酸化施工前验保护封隔器22口井，密封率仅41%），酸液沿不密封的胶筒渗入保护封隔器以上的油套环空，由于保护封隔器以上无射孔层位，油套环空内的流体相对静止，几乎无扰动，酸液长期残留在距离保护封隔器较近的油套环空中，从2012年9月第一次酸化到2016年11月，对Φ73mm油管的腐蚀厚度可达3.95162mm，Φ73mm油管壁厚5.51mm，导致油管严重腐蚀。

4认识及建议

4.1目前常规酸化使用的复合酸具有较好的缓蚀作用，按措施工序注入酸液、顶替清水、关井反应、返排，不会对井下管柱造成严重腐蚀。

4.2造成A井管柱腐蚀原因为保护封隔器不密封，酸液渗入油套环空并长期残存导致保护封隔器上第1根油管严重腐蚀。

4.3建议采取酸化前验封，注完酸液后用含缓蚀剂的清水顶替，酸化后及时反洗井的方式，可消减管柱腐蚀隐患。