尚萬寧 喬玉龍 閆昭 仵海龍 韓軍平

中國石油長慶油田公司第一采氣廠

天然氣生產(chǎn)過程中，采出天然氣中攜帶的H2S、CO2等酸性氣體以及高礦化度地層水會對氣井油管和井口設(shè)備產(chǎn)生一定的腐蝕現(xiàn)象[1]。鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產(chǎn)，天然氣中攜帶H2S、CO2等酸性氣體及高礦化度地層水等腐蝕性介質(zhì)，H2S含量平均為691mg／m3，CO2為5%。近年來，靖邊氣田氣井修井作業(yè)跟蹤結(jié)果表明，靖邊氣田起出的油管均存在一定程度的腐蝕現(xiàn)象。

1 氣井油管腐蝕機理分析

氣井大修過程中起出油管腐蝕檢測及分析結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管電化學(xué)腐蝕與應(yīng)力腐蝕同時存在，但主要發(fā)生由H2S－CO2－H2O（Cl－）體系引起的電化學(xué)腐蝕[2]，見表1。

表1 氣井油管腐蝕機理表

2 油管腐蝕檢測及影響因素分析

通過利用MIT多臂成像井徑儀、MTT磁檢測儀、MID－K電磁探傷測井儀采取繩索作業(yè)方式對靖邊氣田60余口氣井開展了不動管柱氣井油管腐蝕檢測[3]與分析工作。

2.1 油管腐蝕檢測

2.1.1 檢測技術(shù)準(zhǔn)確性驗證

結(jié)合氣井更換油管作業(yè)，將3口氣井起出油管的腐蝕情況與測井解釋結(jié)果進(jìn)行對比，結(jié)果見表2。

通過氣井油管檢測情況與起出油管腐蝕情況對比，表明起出油管腐蝕情況與利用MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K測井儀器組合所進(jìn)行的不壓井油管腐蝕檢測結(jié)果較符合，吻合程度達(dá)90%以上。

2.1.2 腐蝕檢測情況

通過 MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K儀器組合對靖邊氣田60余口氣井的油管腐蝕檢測，掌握了靖邊氣田氣井油管的腐蝕狀況，中高產(chǎn)水及高產(chǎn)水氣井的油管腐蝕情況較嚴(yán)重。

2.2 影響因素分析

靖邊氣田屬于中含CO2、低含H2S氣藏，氣井均有不同程度的產(chǎn)水，水型以CaCl2為主，pH值為5～7呈弱酸性[4]，腐蝕影響因素較多。靖邊氣田氣井油管腐蝕影響因素分析結(jié)果表明，氣井油管腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量有著較為密切的關(guān)系。同時，腐蝕程度也與地層水礦化度、Cl－、CO2、H2S等腐蝕因素相關(guān)[5]。

表2 氣井解釋結(jié)果與起出油管腐蝕情況對比表

2.2.1 產(chǎn)水量的影響

根據(jù)歷年油管腐蝕測試結(jié)果，結(jié)合氣井產(chǎn)水量對應(yīng)的最大局部腐蝕速率的影響（圖1），可以看出，氣井油管腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量關(guān)系密切，氣井腐蝕速率隨著氣井產(chǎn)水量的增加而增長。中度及輕微腐蝕氣井主要分布于日產(chǎn)水量小于2m3的氣井，嚴(yán)重和極嚴(yán)重腐蝕氣井主要分布于日產(chǎn)水量大于2m3的產(chǎn)水氣井。

2.2.2 產(chǎn)出水礦化度和Cl－的影響

多數(shù)黃瓜品種在8～11 h的短日照條件下生長良好。適宜的溫度是保證黃瓜生長的基礎(chǔ)與前提，黃瓜喜溫暖，不耐寒冷，最適宜地溫為20～25℃，最低為15℃左右。黃瓜喜歡潮濕的環(huán)境，栽培過程中要求保持水分充足，適宜土壤濕度為60～90%，適宜的空氣相對濕度為60～90%，光照充足條件下可以適時提升土壤濕度。另外，黃瓜喜肥而不耐肥，要求結(jié)合黃瓜生長狀態(tài)選擇施肥，宜選擇富含有機質(zhì)的肥沃土壤。同時合理控制土壤的pH值，通常pH值控制在6.5為宜，以保證黃瓜健康生長。

根據(jù)歷年油管腐蝕檢測結(jié)果，結(jié)合氣井產(chǎn)水量與氣井產(chǎn)出水礦化度和Cl－含量對應(yīng)局部腐蝕速率的關(guān)系見圖2。

圖1 氣井管柱局部腐蝕速率與日產(chǎn)水量關(guān)系圖

圖2 局部腐蝕速率與礦化度、氯離子含量關(guān)系圖

可以看出，油管的腐蝕速率隨著礦化度和Cl－含量的升高而增長。中度及輕微腐蝕的氣井主要分布于Cl－含量小于50g／L的氣井中，而嚴(yán)重和極嚴(yán)重腐蝕氣井主要分布于Cl－含量大于50g／L的產(chǎn)水氣井。

2.2.3 CO2和 H2S的影響

CO2和H2S含量對氣井管柱腐蝕速率的關(guān)系如圖3所示。CO2含量大于4%時，油管腐蝕速率隨CO2升高而上升。由于H2S含量比較低，其對管柱腐蝕的影響很小。

3 氣井油管腐蝕規(guī)律

通過開展氣井油管腐蝕檢測與分析，得出靖邊氣田氣井油管腐蝕存在以下規(guī)律：

1）高產(chǎn)水氣井（大于10m3／d）：油管腐蝕嚴(yán)重，均勻腐蝕和局部腐蝕同時存在，最大局部腐蝕速率達(dá)到1.73mm／a，平均腐蝕速率為0.35mm／a。在油管腐蝕分布規(guī)程上，腐蝕嚴(yán)重井段集中在氣井的中、下部，氣井產(chǎn)水量及礦化度含量對該類氣井井筒腐蝕影響較大。

2）中高產(chǎn)水氣井（介于5～10m3／d）：油管腐蝕也較嚴(yán)重，均勻腐蝕和局部腐蝕同時存在，最大局部腐蝕速率達(dá)到0.91mm／a，平均腐蝕速率均為0.25mm／a。油管腐蝕相對嚴(yán)重段集中在氣井的中部，氣井產(chǎn)出水量及產(chǎn)水礦化度含量對該類氣井井筒腐蝕影響較大。

3）中等產(chǎn)水氣井（介于2～5m3／d）：油管腐蝕情況相對較重，最大腐蝕速率約為0.46mm／a，平均腐蝕速率為0.21mm／a。主要腐蝕部位在油管中、下部，酸氣含量對該類氣井井筒腐蝕起到主導(dǎo)作用，而氣井產(chǎn)出水礦化度含量對腐蝕的影響次之。

圖3 二氧化碳和硫化氫含量對氣井管柱平均腐蝕速率的影響圖

結(jié)合油管腐蝕因素分析情況以及靖邊氣田氣井腐蝕檢測結(jié)果，靖邊氣田氣井油管腐蝕總體規(guī)律見表3。

表3 靖邊氣田氣井管柱腐蝕規(guī)律表

結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管腐蝕類型、腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量和產(chǎn)出流體的性質(zhì)有著密切的關(guān)系，產(chǎn)水量大，產(chǎn)水礦化度高的氣井油管腐蝕嚴(yán)重[6]。產(chǎn)水氣井嚴(yán)重腐蝕井段主要集中在1 500m以下；在0～2 000m，產(chǎn)水氣井油管腐蝕主要由外壁向內(nèi)壁擴展，表現(xiàn)形式主要為點蝕、坑蝕；在2 000m以下，油管主要產(chǎn)生由內(nèi)壁向外壁的腐蝕，油管表面結(jié)垢趨勢隨深度和溫度提高而增強，垢層剝離后顯示出蝕坑形貌。根據(jù)檢測結(jié)果分析，靖邊氣田高產(chǎn)水氣井油管檢測周期為2～4年，中等產(chǎn)水氣井檢測周期為5～8年，低產(chǎn)水氣井檢測周期在8年以上。

4 防腐措施的改進(jìn)

根據(jù)氣井油管腐蝕檢測結(jié)果以及腐蝕規(guī)律，結(jié)合靖邊氣田氣井酸性組分、產(chǎn)水量、地層水礦化度等隨著生產(chǎn)年限的增加而發(fā)生變化的現(xiàn)狀，靖邊氣田從氣井緩蝕劑評價、氣井油管采用涂層防護(hù)兩個方面對氣井油管腐蝕防護(hù)措施進(jìn)行了改進(jìn)。

4.1 氣井緩蝕劑評價

緩蝕劑加注工藝研究的最終目的是在保證安全和高緩蝕效果的同時最大限度地減少緩蝕劑的用量，以節(jié)約成本[5]。靖邊氣田開發(fā)初期，應(yīng)用油溶水分散型和水溶型兩種緩蝕劑開展氣井井筒防護(hù)工作。但隨著氣田開發(fā)時間的逐漸增加，氣井產(chǎn)出氣、水質(zhì)較氣田初期有了較大的變化，部分氣井開始產(chǎn)出高礦化度地層水且產(chǎn)水量逐漸增加，加劇了氣井油管的腐蝕。通過室內(nèi)電化學(xué)檢測法、失重法及特征離子檢測法等評價方法，開展了針對高產(chǎn)水氣井的新型緩蝕劑腐蝕防護(hù)效果的評價及應(yīng)用工作，有效減緩了產(chǎn)水氣井油管的腐蝕狀況[7]。

4.2 氣井油管涂層防護(hù)

靖邊氣田氣井大修后更換的油管采用了涂層技術(shù)進(jìn)行腐蝕防護(hù)。采用涂層防護(hù)的油管內(nèi)壁選用抗蝕性能、機械性能優(yōu)良的改性環(huán)氧酚醛涂料（DPC）進(jìn)行涂抹，以提高油管內(nèi)壁的抗腐蝕能力；外壁涂層共計3層，底層選用13Cr不銹鋼以提高基體的耐蝕性，中間層選用鋁合金以起到犧牲陽極的作用，面層涂抹封孔劑以提高與腐蝕性介質(zhì)的隔絕能力[8]。

靖邊氣田G4井于2003年4月17日投產(chǎn)，日產(chǎn)水為15.98m3，CO2含量為5.07%，H2S含量為89.69 mg／m3，Cl－含量為162.97g／L，總礦化度為256.62 g／L。2004年12月19日油管腐蝕穿孔，造成油管與環(huán)空連通。油管正常生產(chǎn)時間僅為1.5年，折算最大腐蝕速率為3.67mm／a。

2007年，在該井起出油管大修時，將該井全井段油管更換為了“內(nèi)涂外噴”防腐油管。為了評價防腐效果，在2010年采用MIT＋MTT測井儀器組合對該井進(jìn)行了不壓井腐蝕檢測，并與應(yīng)用之前油管腐蝕情況進(jìn)行對比，結(jié)果見圖4。

圖4 采用“內(nèi)涂外噴”油管前后腐蝕情況對比圖

結(jié)果表明：應(yīng)用DPC內(nèi)涂層＋外雙金屬復(fù)合噴涂技術(shù)油管后，檢測發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁腐蝕輕微，最大腐蝕量控制在本體的10%以內(nèi)，腐蝕速率最大為0.11mm／a。通過前后兩種氣井管柱腐蝕狀況對比，發(fā)現(xiàn)該油管防腐效果良好。截至目前，該井油管使用時間已超過5年，生產(chǎn)正常。

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）靖邊氣田氣井油管電化學(xué)腐蝕與應(yīng)力腐蝕同時存在，腐蝕機理分析結(jié)果表明，氣井油管主要發(fā)生由H2S－CO2－H2O（Cl－）體系引起的電化學(xué)腐蝕。

2）利用 MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K儀器組合的不動管柱井筒腐蝕檢測技術(shù)所檢測的氣井油管腐蝕狀況與起出油管的實際腐蝕狀況較相符，檢測結(jié)果能夠反映氣井油管的腐蝕狀況。

3）氣井油管腐蝕規(guī)律結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管腐蝕類型、腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量和產(chǎn)出流體的性質(zhì)有著密切的關(guān)系。氣井產(chǎn)水量越大，產(chǎn)水礦化度越高，腐蝕就越嚴(yán)重，產(chǎn)水氣井嚴(yán)重腐蝕井段主要集中在1 500m以下；在0～2 000m，產(chǎn)水氣井油管腐蝕主要由外壁向內(nèi)壁擴展，表現(xiàn)形式主要為點蝕、坑蝕；在2 000m以下，油管主要產(chǎn)生由內(nèi)壁向外壁的腐蝕，油管表面結(jié)垢趨勢隨深度和溫度提高而增強。

4）針對高產(chǎn)水氣井油管的腐蝕狀況，靖邊氣田通過采取新型緩蝕劑和應(yīng)用涂層防腐油管兩方面防護(hù)措施，有效地減緩了氣井油管的腐蝕。

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