储气库注采井完井保护液应用分析

李 治，顾继鹏，于晓明，师延锋，李眉扬，陈 浩

（中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边 718500）

国外针对高产气井的管柱防护主要以优选高性能合金管材为主，在配套多功能完井工具（井下安全阀和液控管线、封隔器和循环滑套、坐落短节等）时，为保护油套管环空，一般都配套高性能环空保护液。

根据流体连续相的性质，环空保护液可分为水基和油基两种。油基环空保护液主要由轻质油、芳香烃等组成，密度比水基保护液低，在高温下的热稳定性好，单位成本高，对封隔器胶筒的长期老化影响大。水基环空保护液相对成本低，在国内普光气田和长北合作区、大张坨储气库气井等都有应用，但要达到高缓蚀率需要有缓蚀、杀菌和除氧等组分，配伍性和长期的稳定性都需要大量实验来优化。

1 储气库注采井对环空保护液的要求

1.1 储气库环空保护液需求

储气库注采井需满足强注强采、高安全性能和长使用寿命的基本要求。基于储气库建设的战略意义，要求储气库注采井寿命达到30 年～50 年。所以，井筒腐蚀和防护技术是地下储气库建设钻采工程中一项关键性的技术。

目前长庆的储气库所用的钻井液是无土相低伤害酸溶暂堵钻（完）井液体系，当完成钻井时，钻完井溶液由于是酸溶性的，对油套环空有很大的腐蚀作用，因此需要选择新的环空保护液体系对油套环空进行保护[1]。

1.2 环空保护液性能要求

国外针对储气库注采井的油套管环空保护，一般都配套高性能环空保护液。油套管环形空间是一个密闭带压空间，矿化度高，造成的腐蚀主要有：（1）溶解氧腐蚀；（2）溶解盐的腐蚀；（3）微生物的腐蚀。环空保护液的作用除了减轻套管头或封隔器承受的油藏压力以及降低油管与环空之间的压差外，主要的作用是抑制油管外壁和套管内壁的腐蚀倾向。

参考其他储气库所用环空保护液的指标要求，并依据储气库建设相关指导意见，因此，对环空保护液的要求为：（1）不产生固相沉淀，稳定性好，与不同完井液、高矿化度水的配伍性良好；（2）对封隔器的胶筒不产生老化影响；（3）具有优良的缓蚀率及杀菌、阻垢综合性能。

2 储气库注采井环空保护液室内评价和性能指标

储气库注采井为了减轻套管头或封隔器承受气藏压力，降低油管与环空之间的压差，抑制油管和套管的腐蚀，完井后都在油套环空中注入高性能完井保护液。储气库生产井的注采强度高，温度、压力变化大，油、套管使用寿命要求长（30～50 年），在选用L80 套管和L80-13Cr 油管后，油套环空保护液的配方、加注工艺和可靠性都需要开展配套试验。

2.1 室内效果评价

水基环空保护液是最常用的一种环空保护液。根据来源，水基环空保护液又可分为改性钻井液环空保护液、低固相环空保护液和清洁盐水环空保护液。前两种在长期作用下，会出现固化沉积，影响防腐效果。而清洁盐水环空保护液无固相，从而不会产生沉积，能长效保持防腐作用，因此选择清洁盐水环空保护液。同时，由于无机盐水溶液（如CaCl2、CaBr2、ZnBr2等）具有对温度敏感、腐蚀性强、与处理剂配伍性差等缺点，因此，选定采用无固相、自身不腐蚀的有机盐类，在缓蚀剂等三种试剂评价筛选的基础上，根据井筒矿化度情况复配除氧剂、抗盐剂。

2.1.1 配伍性实验 选择高、中、低3 种矿化度水溶液，开展环空保护液配方体系的配伍性研究，3 种矿化度水介质的化学成分（见表1）。

在3 种矿化度水中，环空保护液静置6 个月，未发现固相沉淀或絮凝。说明矿化度对环空保护液的稳定性没有影响，与不同矿化度地层水的配伍性良好。

表1 高、中、低三种矿化度水质成分

2.1.2 对封隔器的胶筒老化影响 开展了环空保护液对胶筒老化试验，水质成分（见表2），老化试验结果（见表3）。由表2、表3 可以看出，胶筒材料（HNBR 氢化丁腈橡胶）老化前后各项性能指标的变化率均符合《HG/T 2702-95 油气田用扩张式封隔器胶筒》标准要求（见表4），达到较高的控制水平，环空保护液对胶筒的老化影响小。

表2 试验用环空保护液水质成分

表3 胶筒在环空保护液水质中老化前后的各项性能指标

2.1.3 高温高压模拟实验 研究表明L80-13Cr 合金钢在80 ℃以上时，温度每增加25 ℃，腐蚀速率就增加1 倍。储气库注采井油管下深一般在2 300 m 左右，温度约为90 ℃。考虑注采井工作压力小于地层压力30 MPa，油套环空压力又小于注采井工作压力。同时腐蚀速率随着压力的增大而增加。

表4 油气田用扩张式封隔器胶筒的各项性能指标

因此，根据以上情况，模拟注采井油套环空工况条件，开展高温高压腐蚀试验。试验条件为：温度90 ℃，20 MPa，72 h，静态。评价L80 和L80-13Cr 试样在环空保护液中的平均腐蚀速率，并计算环空保护液的缓蚀率。

结果表明，环空保护液各项性能指标均满足使用要求，缓蚀率大于90 %。L80 和L80-13Cr 试片的空白腐蚀速率分别为0.062 mm/a 和0.086 4 mm/a，而在环空保护液条件下，L80 和L80-13Cr 试片的腐蚀速率分别为0.003 5 mm/a 和0.000 7 mm/a，腐蚀轻微，因此套管L80+油管L80-13Cr+环空保护液的防腐工艺，可以满足储气库注采井套管长寿命的使用要求，同时还降低了油管的腐蚀速率，保护油管外壁。同时，环空保护液中L80 和L80-13Cr 两种材质表面生成稳定的保护膜，避免了2 种材质的电偶腐蚀（见图1）。

图1 加入和未加环空保护液试验后的L80 试样对比图

2.1.4 长期耐温稳定性评价 评价环空保护液的热稳定性。试验条件：温度80 ℃，常压，静态放置60 d；水+环空保护液。结果表明，两种配方的环空保护液耐温性能良好，无絮凝物。

2.1.5 高温高压模拟实验 模拟注采井油套环空的工况条件，采用高温高压腐蚀试验，评价L80 和L80-13Cr 试样在环空保护液中的平均腐蚀速率，并计算环空保护液的缓蚀率。

图2 UGI-1 和UGI-2 环空保护液

试验挂片：L80、L80-13Cr。试验条件：温度90 ℃，96 h，静态；水+环空保护液。试验结果（见表5）。

表5 环空保护液各项指标

结果表明，环空保护液各项性能指标均满足使用要求，缓蚀阻垢率大于90 %，在环空保护液条件下，L80 和L80-13Cr 试片的腐蚀速率分别为0.003 5 mm/a和0.000 7 mm/a，因此普通碳钢套管+环空保护液的防腐工艺，可以满足储气库注采井套管长寿命的使用要求，同时还可以降低油管外壁的腐蚀速率，保护油管外壁（见图2）。

2.2 产品的主要性能

环空保护液的主要性能指标（见表6）。

表6 环空保护液各项指标

3 储气库环空保护液的应用及效果评价

3.1 注采井现场实施

（1）陕X1 井（三开井）：油管下深2 290 m，当加注环空保护液时，为减少洗井液的影响，油管下至深度应比方案中的计划深度多下100 m，所以按2 390 m 油套环空来准备环空保护液。环空保护液准备量为46.34 m3，施工现场按50 m3准备。

（2）陕X2 井（四开井）：油管下深2 240 m，当加注环空保护液时，为减少洗井液的影响，油管下至深度应比方案中的计划深度多下100 m，所以按2 340 m 油套环空来准备环空保护液。环空保护液准备量为124.534 8 m3；施工现场按150 m3准备。

3.2 现场试验及效果评价

表7 现场检验结果

通过表7 现场配液检验结果和技术要求对比判断，储气库所用的环空保护液符合性能指标要求。

为保证环空保护液可以完全替换钻井液，采用返替，由于环空液的pH=8～10，选用电子pH 计测试以及显色剂来判断钻井液体系是否替换完全。此环空保护液体系具有高缓蚀率、稳定性好、密度可控等优点，通过长期的电化学性能测试，胶筒老化测试和现场2 口井的试验验证了保护液效果优良，缓蚀率达到91 %以上。

4 结论

根据套管和油管的井下腐蚀机理，优选出了套管环空保护液中需要添加除氧剂、抗盐剂等形成环空保护液配方，该保护液稳定性好，稳定期长，密度范围宽，杀菌效果好，对钢材料的腐蚀率低，环空保护液的这些性能能够保证在井下对套管和油管起到很好的保护作用。

［1］ 郑力会，张金波，杨虎，等.新型环空保护液的腐蚀性研究与应用［J］.石油钻采工艺，2004，26（2）：13-16.