高温钻井液多因素腐蚀研究现状及发展方向

单文军，岳伟民，李艳宁，蒋官澄，孙金声

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.北京探矿工程研究所，北京 100083；3.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083）

深部地质能源（干热岩、页岩油）和矿产资源勘探开发是维持国家经济持续发展的保证。钻井施工是探明资源分布、储量以及开发的必要手段，而钻具腐蚀是钻井施工中普遍存在的问题。随着地质钻井向高温、深井方向发展，钻具腐蚀带来的问题日趋严重，它不仅仅影响钻具使用寿命，增加钻探成本，而且常常引起钻具的疲劳、断裂等，从而导致复杂井内事故。据资料报道，国外每钻进0.348 m 钻具的损耗约为1 美元，其中（大多）归因于腐蚀引起。由此可见，开展钻具腐蚀与防护的研究对于钻进安全、效率和成本控制具有重要意义。

目前，深井超深井钻具腐蚀的研究不足之处体现在以下几个方面：（1）传统评价方法存在很多不确定性因素，在电化学腐蚀评价方法中，只对含电解质钻井液适用，缺少定性、定量评价方法研究及其作用机理研究；（2）地质钻探高温水基钻井液多组分处理剂之间相互作用较大，对钻具腐蚀性影响规律缺乏综合多因素协同研究，目前主要是单一因素评价钻井液的腐蚀效率研究；（3）高温高压环境下对处理剂腐蚀性影响、腐蚀效率等研究较少。高温高压条件下钻井液处理剂活性增加，加速了钻具及设备的腐蚀性，需要综合考虑不同温度、不同压力条件下腐蚀性试验研究；（4）钻井液缓蚀剂评价方法需要进一步改进，对钻井液缓蚀剂的优选及防腐蚀钻井液研究缺少动静态因素，实际模拟钻井过程中流体静止或在循环流动时腐蚀率或缓蚀率进行评价研究。

随着地质钻探广度和深度的发展，高温钻井液在地质钻井中的使用日趋增加，特别是深井、超深井以及干热岩钻井等领域，钻进中高温高压钻井液对钻具的腐蚀较常温常压下更为复杂。本文详细介绍了地质钻探高温钻井液多因素钻具腐蚀国内外研究现状，并对该领域未来的发展趋势进行了浅析，以期对我国相关研究领域的发展起到一定启示作用。

1 国内外高温钻井液腐蚀技术研究现状

1.1 国外高温钻井液腐蚀研究现状

国外自20 世纪30 年代初就关注钻具腐蚀问题并开始研制钻井液缓蚀剂产品。此时，针对单组分或单因素钻井液钻具的腐蚀机理得到了较为系统的研究，但是，多因素多组分同时相互作用协同机理还没得到广泛关注，且目前钻具腐蚀研究主要集中在缓蚀剂领域。在钻具腐蚀评价方法上主要采用实验室电化学法和金属失重法，且侧重于腐蚀速率或结果评价，对腐蚀微观结构及导致的钻具材料性能变化评价未见报道。

对于氧含量引起的钻具腐蚀，James E.Donham 研究了钻杆腐蚀的化学控制问题，使用有机胺类化合物、除氧剂亚硫酸盐、磷酸盐、磷酸脂类等来防止钻井液对钻杆的腐蚀，效果较好。Bellos 等合成的多羟基烷氧基磷酸盐，该缓蚀剂适用于含氧量较高的钻井液体系。当缓蚀剂用量在2 500～3 000 mg/L，pH 值在6.0～8.5，该磷酸盐可以控制均匀腐蚀，而且对点蚀也有较好的作用。侯彬1]发现由烷基吗啉、饱和二元羧酸、醇胺和一些表面活性剂复配起来，可用做除氧的介质缓蚀剂。

高温深井方面，Y.Tomoe[2]研究了直链型烷胺醇类缓蚀剂在深井中对钻杆的缓蚀作用，结果表明该类缓蚀剂在没有二氧化碳的情况下，有较好的缓蚀效果，但是在钻井液中含有二氧化碳时会加速钻井液对钻杆的腐蚀。Wu[3]发现将酚类化合物和能产生氢氧根的化合物联合使用，可将溶液的pH 提高到9，在水基钻井液和泡沫钻井液，特别是在高温情况下使用效果更好。

Ahmad Dadgar[4]将硫氰酸钠、异抗坏血酸钠和巯基乙酸氨复配的缓蚀剂用于高密度无固相钻井液，效果显著。在由ZnBr2和NaBr 配制的密度为2.0 g/cm3的高密度钻井液中，187 ℃下，硫氰酸钠、异抗坏血酸钠和巯基乙酸氨用量分别为0.4%、0.8%和0.6%时，缓蚀率达到95.18%。

Walker 等[5]提出含磷的烷氧基多元醇具有较好缓蚀效果，虽然此类化合物有很好的缓蚀性能，但是这些含磷缓蚀剂容易吸附在固体颗粒表面，改变钻井液的流动性和稳定性。如果在原有配方中加入钝化剂（亚硝酸盐或钼酸盐），可在不影响钻井液性能的同时提高含磷缓蚀剂的缓蚀效率。当缓蚀剂用量达到450 mg/L时，其缓蚀效率达到85%。

1.2 国内高温钻井液腐蚀研究现状

目前国内关于钻井液缓蚀剂材料的研究较多，而针对钻井液对钻具腐蚀评价方法以及腐蚀规律与机理的相对较少，且大部分都集中在单因素腐蚀机理研究（如一价、二价离子及有机盐腐蚀机理研究），但多因素协同腐蚀机理研究很少（尚未见到多种一价、二价离子及多种电解质协同腐蚀作用机理研究）。

沈长寿等[6]研制出一种以有机脂类化合物为主钻具抗氧缓蚀剂KO-1，适用于盐水、淡水、聚合物钻井液等。在60 ℃下，利用转轮试验法研究了该缓蚀剂在盐水钻井液中缓蚀性能，该缓蚀剂在用量为7 500 mg/L时，缓蚀效率超过86%。沈长寿[7]研制的抗氧缓蚀剂CT2-13 可用于高温深井作业，在加量为1.5～4 g/L、高温120 ℃条件下，腐蚀速率＜0.62 mm/a，缓蚀率＞80%。

唐善法等[8，9]利用极化电阻法和动态腐蚀模拟法测定了五种缓蚀剂在钠盐和复合盐水中的缓蚀性、抗氧性和耐温性，筛选出缓蚀剂TPC 和TPA，将两种组分按照2:1 复配，再配入适量的除氧剂即形成复合缓蚀剂DFP，在两口井现场试验中发现缓蚀率在80%以上，与饱和复合盐水钻井液配伍性良好。

方慧等[10]讨论了无固相盐水体系及饱和盐水加重钻井液体系对钻杆的腐蚀问题。介绍了一种以咪唑啉生物为主的复合型缓蚀剂PF-I，PF-I 缓蚀剂成膜能力强，能有效地抑制盐水及加重盐水钻井液对钻具的腐蚀。

曹殿珍等[11]合成了烯炔醇基、氨基的季铵类化合物，研制了IMC-1 缓蚀剂。在85 ℃下，缓蚀剂浓度为60～70 mg/L 时，缓蚀率达到80%。

赵福祥等[12]合成了咪唑啉衍生物，和除氧剂、有机硫化物和有机磷类缓蚀剂等复配，制成DPI-03 型钻井液缓蚀剂。在室内动态滚轮试验结果表明温度为100 ℃和120 ℃，CO2压力为1 MPa 时，缓蚀效率可以达到90%和80%以上。该缓蚀剂对钻井液的性能无不良影响。吴修斌等[13]研制出了聚合物钻井液用复合缓蚀剂ZH-1，该缓蚀剂以成膜型缓蚀剂Nm-1 与除氧剂亚硫酸钠等复配。旋转挂片失重法结果表明在Nm-1 0.06%+Na2SO30.1%+SAS 0.5%复合配方中，缓蚀率达到80%以上，现场试验中采用腐蚀试验环法发现ZH-1 对钻杆的缓蚀效率高达60%以上。

邹家素等[14]利用失重法，电化学法和扫描电镜法研究了自制复合缓蚀剂（壬基酚聚氧乙烯醚磷酸酯、聚磷酸盐、羟基乙叉二膦酸（HEDP）、硫酸锌（ZnSO4）、葡萄糖酸钙（CaGL）对G105 钢在高温海水中的缓蚀性能及缓蚀效果。结果表明：当缓蚀剂浓度为150 mg/L，70 ℃时的缓蚀率达98.0%，90 ℃为95.2%。

宋学锋等[15]利用动态挂片装置、调温调湿箱和电化学仪器等，通过改变磺化钻井液温度、流速、Cl-含量、腐蚀时间、磺化钻井液pH 值和湿度等条件，试验结果发现提高磺化钻井液温度、流速、增加Cl-含量都能增加磺化钻井液的腐蚀速率，延长腐蚀时间，提高pH 值能降低腐蚀速率，提高湿度会增加试片的腐蚀速率。

在评价方法方面：在国内除了采用常规的电化学法和金属失重法，还采用了极化电阻法、静态失重法、试片旋转法、试液循环流动法等。

四川石油管理局天然气研究所203 组采用了旋转试液挂片法和滚柱炉挂片法，考察开式和闭式系统中影响钻井液对钻杆钢片腐蚀速率的有关因素，优选了方法的试验条件，并在选定的条件下考察了方法对缓蚀剂缓蚀效果的鉴别力。西南石油学院华明琪等[16]利用方差分析法研究泥浆组成时钻具腐蚀性的影响，并以一种聚合物钻井液泥浆为例研究了其中聚合物、碳酸根离子、氯离子和溶解氧对泥浆腐蚀性的影响。江汉石油学院唐善法以动态模拟腐蚀失重法、电化学极化电阻法和线性极化曲线法就江汉油田常用复合盐钻井液添加剂对钻具腐蚀的影响进行了研究，研制了缓蚀剂DFP，缓蚀率达80%以上。

2 需要进一步开展的工作

国内外研究钻井液对钻具腐蚀性多集中在缓蚀剂筛选方面[17-24]，对多因素协同作用对钻具腐蚀问题的机理研究较少。因此，需要在以下几个方面继续研究。

2.1 建立钻井液腐蚀动态评价方法和体系

在静态腐蚀评价基础上，应通过设计构建多功能液体腐蚀试验平台，实现静、动态结合腐蚀率评价，完善钻井液处理剂在模拟钻井过程中动态腐蚀测试。针对不同因素条件下钻井液处理剂对钻具腐蚀情况，应采用极化电阻法、静态失重法、试片旋转法、试液循环流动法综合评价钻井液的腐蚀性，并对试验结果准确性影响因素进行系统研究。进一步通过将钻具材料腐蚀前后物化特性变化加入钻井液腐蚀评价，完善钻井液腐蚀评价体系。

2.2 地质钻探高温钻井液处理剂多组分腐蚀机理研究

应通过优选地质钻探钻井液处理剂，在单组分处理剂腐蚀性研究基础上，对两组分或多组分处理剂的腐蚀性进行评价，研究其协同腐蚀及相关作用机理，获得无机、有机处理剂，含氧量、酸碱度等参数对钻具材料腐蚀后抗压、抗拉强度等性能的影响。

2.3 高温高压环境下钻井液腐蚀性机理研究

应通过设计高温高压腐蚀性测试平台，考察不同温度、不同压力条件下钻井液处理剂腐蚀性变化规律。进一步研究温压多因素条件下处理剂腐蚀性变化规律，对磺酸基钻井液、聚合物钻井液等抗高温钻井液体系中处理剂腐蚀作用及协同机制，为探索缓蚀材料及试验参数提供理论支持。

3 结语

从现有的文献和资料来看，国内外抗高温钻井液技术有了很大的发展，研究了大量的处理剂和钻井液配方。目前，耐高温抗污染钻井液体系可抗200 ℃高温，但其抗盐能力却不超过5%。因此，从目前抗高温抗污染钻井液研究来看，还难以满足未来的深井和超深井钻探需要。对我国未来准备实施的万米科学钻探，更是面临诸多挑战。因此，在耐高温200 ℃以上抗污染钻井液的作用机理、造浆材料、处理剂、高温抗饱和盐水钻井液体系、耐高温检测仪器等方面仍需要开展大量的研究工作。