摘要：文章针对川东北地区井深、高酸性、高腐蚀等特点，在套管选材、井身结构设计、井控装备和钻井过程等方面采取了一系列的钻井防腐技术，探索出了一套成熟的酸性气开发的钻井新技术，推动了钻井技术的发展。文章对这一钻井防腐技术进行了介绍。
关键词：川东北；钻井防腐技术；套管选材；井身结构设计；井控装备；钻井过程
中图分类号：TE246 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）07-0126-05
一、概述
近几十年来，含酸性腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题越来越引起人们的关注。腐蚀给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失。引起酸性油气田设施腐蚀的众多因素中，硫化氢是最危险的，特别是对油套管以及其它井下设备，H2S的剧毒性也直接威胁着人身安全，也极易造成严重的环境污染。川东北地区地质条件复杂、储层埋藏深、富集天然气的储层中多伴生有高浓度的H2S和CO2，H2S含量最高达17.05%，CO2最高达29.62%，从而为该区的深井、超深井钻井工作带来了极大的安全风险和严峻挑战。在该区勘探开发初期施工的毛坝4井就发生过钻具氢脆断裂事故，造成直接经济损失85.86万元，事故损失中处理事故时间87.34天。
随着我国对能源特别是天然气这种绿色能源需求的日益增长，以及针对川东北地区超深高酸高压、地质构造复杂、周边环境脆弱、施工条件恶劣、应急救援困难等特点，中国石油化工集团公司自2006～2009年组织开展了国家“十一五”重大工程：川气东送建设工程，在钻井施工中配套采取多种防腐技术和管理措施，攻克了一个个世界级的难题，安全开发出了国内第一个超百亿方整装酸性大气田。
二、酸性环境下的套管选材
（一）酸性环境下腐蚀原理
气藏中酸性气体主要指H2S和CO2，其中H2S是金属腐蚀的重要酸性气体之一，干燥的H2S气体对金属不腐蚀，只有当H2S溶解于水并变成弱酸后才会腐蚀金属，主要表现为硫化物应力腐蚀开裂、氢诱发裂纹、氢鼓泡和应力导向氢诱发裂纹。CO2对金属材料的腐蚀既有全面腐蚀，也有局部腐蚀，油气田设备的CO2腐蚀类型主要表现为局部腐蚀的点蚀、台地状腐蚀、环状腐蚀和冲刷腐蚀等形态。川东北地区主要储层中CO2和H2S含量都比较高，CO2和H2S共存条件下的腐蚀有别于单项腐蚀，其联合腐蚀作用已经显得十分突出，但国内外关于这方面的研究比较少且分散，缺乏系统的国家标准和行业规范，主要以一些公司的具体做法和准则为主。GFirro，K.Masamura等人以及我国西安石油管材的李鹤林院士等都作了一些卓有成效的研究工作，在理论上取得了一些研究成果。确定了在CO2和H2S共存体系中，腐蚀作用所呈现的三种表现形式，分析了包括温度、气体分压、介质成分、液相流态、离子（Cl- 、Ca2+和Mg2+）含量以及材质等诸多腐蚀影响因素。
（二）套管选材标准
结合川东北地区储层特点，依据NACE MR0175/ISO15156-2005，对日本的住友金属、NKK和川崎公司、美国的Lone Star Steel公司、腐蚀工程师协会（NACE）、ISO、荷兰的DMV公司和法国的Cabval公司等8套酸性环境下的油套管选材原则和规范进行综合分析，得出川东北地区套管选材综合分区图和套管选材流程图，分别如图1和图2所示。
（三）套管选材原则
1．表层套管的选材：根据表层套管工况条件，选用碳钢材质。
2．技术套管的选材：在储层流体硫化氢分压＞0.34kPa时，对于可能暴露于硫化氢流体中的技术套管，使用具有相应抗硫性能的高抗挤材质，并采用特殊金属气密封扣型。
3．生产套管的选材：
（1）对于生产过程中直接接触含硫化氢、二氧化碳流体的生产套管，按含硫化氢、二氧化碳储层段的最高温度及压力情况参考图1、图2进行材质选择。当地层水Cl-含量>5000mg/L或生产过程中可能出现单质硫时，进行模拟工况条件下的电化学腐蚀实验、硫化物应力开裂和氢致开裂评价实验，根据实验结果进行材质选择。
（2）对于生产过程中不直接接触含硫化氢、二氧化碳流体的生产套管，储层流体硫化氢分压＞0.34kPa时，使用具有相应抗硫性能的材质。
（3）对于使用不同材质组合的生产套管，根据电偶腐蚀实验和电化学腐蚀实验等结果进行材质优化选择。
（4）图2中未包含的有关气体分压的工况条件可参考图1，未包含的有关温度的工况条件以上一级为准，如二氧化碳分压≤0.02MPa、温度≥150℃时，可选超级13Cr或双相13Cr材料；对于图中未包含材料，参考图中性能接近的相应材质进行类比选择。
（四）套管选材实施方案
普光气田管材选择方案综合考虑了钻井、采气及产层改造等工艺的要求。对于生产套管，不仅要考虑射孔对套管强度的影响，还要能承受在长期开采过程中气体可能进入套管与油管环空所产生的内压力，以及在井下高温、高压情况下地层流体等对生产套管的腐蚀破坏等一系列因素。
普光气田H2S含量范围为11.42%～17.05%，平均含量14.28%，最高分压9.65MPa；CO2含量7.77%～14.25%，最高分压6.5MPa；Cl-含量15000mg/m3；气藏温度120℃～133℃，气藏压力55～57MPa。属高含硫化氢、中含二氧化碳气藏。套管柱设计不但要考虑防H2S和CO2腐蚀的要求，还要考虑生产井的寿命（按生产井寿命15～20年进行设计）。
结合普光气田储层特征，生产套管优选了国际上著名的日本住友、德国曼特斯曼、和特纳公司生产的耐蚀合金钢套管（抗硫、耐CO2），钢级型号分别为SM2242-110、VM825-110、TN028，壁厚12.65mm。
考虑钻井、完井、采气等工程中各种因素的影响，普光气田生产套管在气层顶以上200m至井底采用耐蚀合金钢气密封扣型套管，其它井段采用抗硫气密封扣型套管。
由于井下套管柱长期处于高温高压高酸性环境，设计采用了具有良好密封性能的气密封螺纹连接套管，可以同时满足强度、密封和耐腐蚀要求。
三、井身结构设计
川东北地区井身结构设计除考虑地质构造、井控安全、优快钻井、固井质量、成本控制、开发寿命等多方面因素，以确定套管的下入层次、下入深度、套管与钻头尺寸及其配合等以外，还需强化高酸性气井方面的井身结构设计。
1．套管要满足气密封性能、耐酸性流体腐蚀以及SY/T 5087、SY/T 6610等标准规定的技术要求。
2．根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序。
3．探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，宜留有一层备用套管。
4．含硫化氢井的天然气井，表层套管下深应不少于700m；井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于300m；井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。
5．含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线图的裂缝性地层，均应根据实际情况确定各层套管的必封点深度。
四、酸性环境复杂压力条件下井控装备
川东北地区地层压力高，高含硫化氢气体，多压力系统，窄安全窗口，多层次非常规井身结构，长裸眼段，大尺寸和小尺寸井眼段长，储层能量大、产量高，以及气体溢流后滑脱上窜速度快等诸多因素，导致钻井作业过程中井控难度大、风险大，因此对井控设备配套要求也非常高。为了切实做好井控工作，提高对井控工艺的驾驭能力，实现钻井本质安全，杜绝发生失控井喷或硫化氢溢出中毒事故，在川气东送建设工程中，主要根据川东北地区高压、高产、高含硫及复杂地貌，分别在压力级别、材质、密封性能、组合形式、处理能力（量）和数量等方面规范了井控装备配套，形成了川东北天然气井钻井井控装置配套、安装和使用规范。井控装备配套时，在压力级别选择上，根据所钻地层最高地层压力，选择高于该压力级别的井控装备，地层压力高于105MPa的地区，根据最大关井井口压力选择；在材质选择上，满足抗硫20%、抗二氧化碳10%、Cl-浓度180000ppm的要求；在密封性能上，不但要满足井控装备所应达到的密封要求，还要满足气密封要求；在处理能力（量）方面，要求根据气体溢流喷发特性、井控工艺和储层高产特性，满足可能出现的最大量的处理能力；在数量配备方面，小型、易损坏的井控工具和装备（节流、压井管汇、节流阀、平板阀、放喷管线、闸板、胶芯、弯接头、内防喷工具），在现场要有充足备份，主要井控装备（封井器组）需在归属井控车间有备份，且能保证及时供井能力。
（一）防喷器组
防喷器组压力等级与最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器系列和组合形式，川东北地区选用的防喷器压力等级为70MPa或105MPa，组合顺序为环形防喷器＋半封闸板防喷器＋剪切闸板防喷器＋全封闸板防喷器＋半封闸板防喷器＋四通＋四通＋套管头，如图3所示。在材质防腐要求上，与地层含腐蚀性流体情况相匹配，高含硫化氢选择HH抗腐蚀级，含硫化氢但同时含分压大于0.021MPa二氧化碳，则根据硫化氢含量选择HH或FF抗腐蚀级，低含硫化氢选择EE抗腐蚀级，新区第一口探井，则根据邻区参考井中含腐蚀性流体最高的情况选择相应抗腐蚀级。
（二）套管头
在川东北地区，表层以下的连接到井口的套管均采用套管头座挂密封的形式。悬挂方式主要采用芯轴式悬挂（萝卜头），也要求必须配备应急卡瓦，芯轴悬挂的设计应当满足，当芯轴式悬挂器不能下入时候，采用备用应急卡瓦悬挂，此时上一级四通的二次密封不会由于密封改变而需要更换。要求悬挂器密封性能良好，可以达到套管头的额定密封。套管头的额定压力级别要不低于下一开次防喷器组，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要。套管头材质及防腐级别：套管头下四通材料级别DD-NL，PR2， PSL3， 温度（-18℃～121℃），具备抗一定H2S和CO2的要求；套管头中四通材料级别DD-NL，PR2，PSL3，温度（-18℃～121℃），具备抗一定H2S和CO2的要求，必须设计相应的试压孔，并以铭牌标注；套管头上四通材料级别FF-NL，PR2，PSL3，温度（-18℃～121℃），芯轴悬挂器材质要求为HH级（INCONEL 718），以满足同时抗H2S含量18%，抗CO2含量10%的要求。
（三）节流放喷管汇
区域第一口探井和具有特殊井控风险的井应安装双节流管汇、双液气分离器，其余的探井和开发井可以采用单节流管汇。其压力等级、组合形式和防腐要求应与防喷器相匹配，主通径≥103mm，节流管汇与四通平直连接，不允许用弯头连接；压井管汇的压力等级和连接形式应与防喷器相匹配；采用双向放喷管线4条，并向互为大于90°夹角的两个方向接出，两条放喷管线方向一致时，管线之间应保持大于0.3m的距离。其通径不小于￠103mm，接出井场以外100m远的放喷池内，保证三种有效点火方式；防喷、放喷管线应使用专用标准抗硫材质管线，采用标准法兰连接，且不准现场焊接；液气分离器罐体内径不小于1200mm，进液管线内径不小于152.4mm，排液管线内径应大于进液管线内径，排气管线内径不小于203.3mm，额定工作压力不小于1.6MPa。
（四）辅助防喷工具
1．钻具内防喷工具。包括方钻杆上下旋塞阀、钻具止回阀、钻杆回压凡尔抢装工具、箭型止回阀、井底式浮阀和防喷钻杆。钻具内防喷工具的额定工作压力不小于井口防喷器额定工作压力；使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。
2．防喷单根。钻台上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。
3．配备与使用钻杆尺寸相符的钻杆死卡各1套并拴好绳索。
4．安装钻杆防提断装置。
5．当使用螺杆钻具或在漏层中钻进时，使用旁通阀。
（五）监测防护设备
要求每个钻井队至少按以下标准配备监测和防护设备，见表1，并要求配备防爆电路，安装智能防碰天车，二层台逃生装置，井架助力器，自动停泵装置等安全防护设施；配备钻井液循环池液面监测与报警装置。
表1 检测仪器配备表
名称 数量
正压式空气呼吸器 20套
固定式有毒有害气体检测仪 1套8个探头
便携式硫化氢监测仪（量程0～100ppm） 20套
便携式监测仪（量程0～1000ppm） 2套
多功能便携式监测仪 5套
便携式二氧化硫监测仪 2套
空气压缩机 2台
大功率防爆排风扇 5台
135分贝防空报警器（手动） 1台
135分贝防空报警器（电动） 1台
五、酸性环境复杂压力条件下钻井过程中的防腐技术
川东北地区钻井液密度安全附加值取0.07～0.15g/cm3，含硫化氢天然气井则取安全附加值的上限，以防止硫化氢溢出。同时，在优化井身结构设计的基础上，为了安全钻开含硫化氢气层，需要对上部裸露的低承压能力地层进行承压堵漏作业，以满足钻开高压气层后可能出现的压井作业要求，避免喷漏同存现象发生，不致使硫化氢溢出或在部分裸眼段内流动。同样，在钻具和钻井液方面，也采取了相应的防硫化氢腐蚀技术。
（一）储备足量的轻重钻井液和堵漏材料，当钻开高压含硫气层时，能够及时压井，防止硫化氢溢出
探井现场应储备高于钻进时最高密度0.2g/cm3以上的高密度钻井液。上部陆相大尺寸井眼，高密度钻井液储备量不少于本次开钻最大井眼容积的1.5倍。以下井段，高密度钻井液储备量应不少于井筒容积的2倍，并储备加重剂不少于500t。开发井重浆可按井筒容积1倍储备。对易漏失井应储备同性能的钻井液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的1倍，堵漏材料应储备2次用量以上。储备钻井液应按规定循环、维护。应使用自动加重装置。
（二）使用防硫钻具
川东北地区在防硫钻具使用方面采取了如下措施：凡是硫化氢含量超过5%的井和区块的第一口探井必须设计使用防硫钻杆；分别从德国曼内斯曼、美国格兰特、渤海能克订购了包括Φ139.7mm、Φ127mm、Φ101.6mm和Φ88.9mm等4种尺寸规格的总计18万米的防硫钻杆；在实际使用方面，由于防硫钻杆数量有限，需要使用防硫钻杆的施工井不能同时供给，也不能全程、全深度使用，故根据施工井区域特征、含硫气层特征及风险系数，确定了川东北钻具使用办法：一是陆相地层内钻进不使用防硫钻杆，使用G105钻杆；二是井温达到93℃以上的井段不使用防硫钻杆；三是高含硫施工井在进入海相地层前，在上部使用3000米的防硫钻具；四是待钻地层压力偏大或具有不可预见性的施工井，防硫钻杆的使用深度要适当增加。
（三）钻井液防硫化氢腐蚀技术
钻含硫化氢气层时钻井液中应添加除硫剂、缓蚀剂，控制钻井液pH值在9.5以上，必要时提至10.5以上；钻井液具有泥饼的成膜作用和微裂隙封堵能力，控制动滤失量，提高钻井液化学抑制和物理―化学屏蔽能力；利用提高泥浆密度、钻井液除气和加入除硫剂等措施，控制钻井液中H2S的含量在50mg/m3以下。
六、高酸性环境下水泥石防腐蚀技术
在川东北地区，除采取防气窜水泥浆体系优选、3m高抗挤空心玻璃微珠低密度水泥浆体系优选、防气窜分段压稳模型设计、尾管固井液柱结构、高温隔离液技术、定向井水平井套管居中技术等技术，以提高复杂压力体系及高酸性环境固井质量外，还重视了H2S和CO2等腐蚀性和高毒性气体对水泥环的腐蚀作用。由相关研究可知，H2S和CO2气体在井底高温高压条件下与水泥石中的水化产物如Ca(OH)2和CSH凝胶等发生反应，从而降低水泥石的强度和增加渗透率，为气窜提供通道。失去这一屏障后，腐蚀性气体将直接威胁井内的管柱和井口设施，带来安全隐患。因此，在川气东送建设工程中，组织科研院校对水泥石在H2S和CO2及其复合条件下的腐蚀机理进行了深入分析，并优选出了适合川东北地区复合腐蚀条件下的水泥浆添加剂及配方。
（一）优选的水泥浆配方
提高水泥石抗H2S、CO2复合气体腐蚀的途径包括降低碱度和降低水泥浆体的孔隙率两种途径，可以通过复合不同的防腐蚀外加剂，充分发挥其优点，改善其不足，研制开发了适合在H2S、CO2复合腐蚀环境下抗腐蚀水泥外加剂DC200、DC206、DC210等，抗腐蚀水泥浆配方如下：
JHG+35%硅粉+46%H2O+6%FSAM+3.5%DZS+12%DC200+15%DC206+5%DC210+5%DC205
其中FSAM为防气窜剂、DZS为分散剂。
（二）现有水泥浆体系抗腐蚀评价
通过对本地区常用的几种水泥浆体系抗腐蚀性能进行试验，试验结果表�：本地区常用的水泥浆体系中，只有胶乳水泥浆体系的抗腐蚀性能最好。
（三）水泥浆抗腐蚀性能评价
利用XRD和电镜扫描实验，分别对优选的水泥浆配方的常规性能、微观结构以及水化产物进行了实验分析，实验结果见图4、图5和图6。
由图4、图5和图6可以看出，随着温度升高，优选出的水泥浆试样结构变致密较致密，外部方解石、SiO2、托勃莫莱石均降低，SiO2结晶程度提高，试样中内部C2SH、托勃莫莱石增加，SiO2降低，水化程度提高，有利于提高体系的抗腐蚀能力。
在川东北地区采用超深高酸性环境钻井系列防腐技术后，钻井施工中未发生严重的硫化氢泄漏事件，实现了钻井的本质安全，保证了高产酸性气田的长期开发。
作者简介：韩祥龙（1964－），男，山东东营人，供职于中石化天然气工程项目管理部，研究方向：钻井技术。
（责任编辑：叶小坚）