龐 斌，王旱祥，蘭文劍

渭北區(qū)塊煤層氣井抽油桿腐蝕影響因素

龐 斌1,2，王旱祥2，蘭文劍2

(1. 中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；2. 中國(guó)石油大學(xué)(華東)機(jī)電工程學(xué)院，山東 青島 266580)

為明確鄂爾多斯盆地東緣渭北區(qū)塊H礦區(qū)煤層氣井腐蝕影響因素，以抽油桿為研究對(duì)象，通過(guò)對(duì)實(shí)際開(kāi)采過(guò)程中產(chǎn)出氣、采出水、抽油桿表面腐蝕產(chǎn)物成分和抽油桿質(zhì)量損失檢測(cè)分析，總結(jié)了抽油桿腐蝕類型和腐蝕強(qiáng)度，并對(duì)比分析了不同排采階段、開(kāi)發(fā)層系和采出液礦化度對(duì)抽油桿腐蝕的影響。研究結(jié)果表明：渭北區(qū)塊煤層氣井抽油桿主要受到CO2和H2S的腐蝕，其來(lái)源主要為5號(hào)煤和11號(hào)煤。在初期排水階段抽油桿腐蝕程度低，主要是由少量CO2溶解氣引起；憋套壓和產(chǎn)氣之后，抽油桿受到產(chǎn)出的酸性氣體CO2和H2S的共同腐蝕作用，且腐蝕不斷增強(qiáng)；同時(shí)地層水礦化程度對(duì)抽油桿腐蝕有明顯的促進(jìn)作用。由于腐蝕影響因素復(fù)雜且強(qiáng)度不斷變化，因此，對(duì)抽油桿表面進(jìn)行包覆或涂上防腐層是直接有效的防腐手段。

煤層氣；抽油桿；腐蝕；排采階段；開(kāi)發(fā)層系；鄂爾多斯盆地渭北區(qū)塊

不同于常規(guī)油井產(chǎn)出原油含水，煤層氣井采出液為純水，水作為各種離子的導(dǎo)電介質(zhì)，其腐蝕性遠(yuǎn)強(qiáng)于油，而國(guó)內(nèi)有關(guān)煤層氣井腐蝕的研究很少，且大多以油管為研究對(duì)象，對(duì)腐蝕機(jī)理進(jìn)行了淺析[1]；對(duì)于抽油桿則主要分析腐蝕對(duì)抽油桿疲勞壽命的影響[2-3]。本文以渭北區(qū)塊H礦區(qū)煤層氣井抽油桿為研究對(duì)象，分析了該礦區(qū)煤層氣井不同開(kāi)發(fā)層系和不同排采階段的抽油桿腐蝕類型和強(qiáng)度的變化，為該區(qū)煤層氣井井下管柱防腐措施提供指導(dǎo)。

1 研究區(qū)地質(zhì)及開(kāi)采概況

渭北區(qū)塊H礦區(qū)目前生產(chǎn)井500余口，主力開(kāi)采煤層為山西組3號(hào)煤、5號(hào)煤和太原組11號(hào)煤，煤層埋深在320~1 380 m，開(kāi)發(fā)層系組合有單采5號(hào)煤、單采11號(hào)煤、3號(hào)和5號(hào)煤合采、3號(hào)和11號(hào)煤合采、5號(hào)和11號(hào)合采以及3號(hào)、5號(hào)、11號(hào)煤合采6種。生產(chǎn)時(shí)間超過(guò)3a的井?dāng)?shù)占比90.6%，生產(chǎn)時(shí)間超過(guò)5 a井?dāng)?shù)占比82.9%，普遍處于氣水同出的產(chǎn)氣階段，產(chǎn)水量普遍低于2 m3/d。抽油桿以5/8″in和3/4″in的D級(jí)桿柱為主，材質(zhì)為20CrMoA合金鋼。

該礦區(qū)自2012年開(kāi)始抽油桿腐蝕的現(xiàn)象明顯增多，至今發(fā)現(xiàn)腐蝕井?dāng)?shù)已達(dá)372口，占比70%以上，形勢(shì)嚴(yán)峻。該礦區(qū)以叢式井組模式開(kāi)發(fā)，同一井組有4~6口井，具有相同的開(kāi)發(fā)層系，同一時(shí)間投產(chǎn)，因此，選擇具有代表性的井做分析。

2 取樣化驗(yàn)分析

2.1 氣樣的氣體組分分析

對(duì)該礦區(qū)119口腐蝕井的產(chǎn)出氣現(xiàn)場(chǎng)取樣，實(shí)驗(yàn)室對(duì)氣樣進(jìn)行煤層氣組分含量分析，結(jié)果表明，煤層氣主要成分為甲烷、乙烷、二氧化碳和氮?dú)?。其中CH4體積分?jǐn)?shù)90.07%~99.58%，C2H6體積分?jǐn)?shù)0.01%~ 0.44%，CO2體積分?jǐn)?shù)0.03%~4.10%，N2體積分?jǐn)?shù)0.02%~9.23%(表1)。含H2S井92口，占比77.32%，H2S含量為0.02~21.70 mg/m3，普遍在3 mg/m3以下。

表1 部分井氣體組分分析結(jié)果

2.2 采出水樣分析

對(duì)該礦區(qū)213口腐蝕井水質(zhì)化驗(yàn)結(jié)果得到，陽(yáng)離子以Mg2+、Ca2+離子為主，陰離子以Cl–、HCO3–、和CO32–離子為主，部分井含有少量SO42–離子；pH值為4.69~9.86，平均8.38，且97.8%的井采出液均為堿性；礦化度為1 147.63~77 387.22 mg/L，平均為5 220.24 mg/L。總體具有pH值高、堿度大、礦化度高的特點(diǎn)(表2)。

表2 部分井采出水樣分析結(jié)果

2.3 腐蝕產(chǎn)物組分分析

對(duì)該礦區(qū)144口腐蝕井的抽油桿表面腐蝕物現(xiàn)場(chǎng)取樣，取樣位置為連接柱塞的2根抽油桿，實(shí)驗(yàn)室對(duì)腐蝕物進(jìn)行全巖礦物X射線衍射分析發(fā)現(xiàn)，其礦物組分為鐵的硫化物(FeS、FeS2)、鐵的碳酸鹽(FeCO3)、鐵的氧化物(FeO(OH))，其他成分為白云石(CaMg (CO3)2)、石灰石(CaCO3)及石英(SiO2)的礦物(表3)。

表3 腐蝕產(chǎn)物組分分析結(jié)果

其中鐵的氧化物即FeO(OH)是由FeCO3結(jié)晶在空氣中失水干燥形成[4-5]，反應(yīng)方程式如下：

4FeCO3nH2O+O2= 4FeO(OH)+4CO2+(4n–2)H2O

結(jié)合氣樣組分分析結(jié)果判斷，該區(qū)塊抽油桿腐蝕是由酸性氣體CO2和H2S引起的，其腐蝕產(chǎn)物分別為FeCO3、FeS和FeS2。

3 腐蝕類型與強(qiáng)度

對(duì)抽油桿表面腐蝕產(chǎn)物化驗(yàn)得到3種成分：FeCO3、FeS、FeS2，依據(jù)化驗(yàn)結(jié)果中各腐蝕產(chǎn)物的成分及占比，將該區(qū)塊劃分為4種腐蝕類型，并統(tǒng)計(jì)了目前的井?dāng)?shù)占比(表4)。

表4 腐蝕類型劃分

以金屬在腐蝕環(huán)境中的腐蝕速率來(lái)表示腐蝕環(huán)境的腐蝕強(qiáng)度。對(duì)于抽油桿腐蝕以點(diǎn)蝕和蝕坑對(duì)管桿危害最大，因此，以金屬腐蝕速率的深度指標(biāo)來(lái)表示腐蝕強(qiáng)度，其計(jì)算公式如下：

式中L為腐蝕強(qiáng)度指標(biāo)，mm/a；Δ為腐蝕前后質(zhì)量的變化，g；為金屬的表面積，m2；為腐蝕時(shí)間，h；為被腐蝕金屬的密度，g/cm3。

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0087.2—2012《鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕與防護(hù)調(diào)查方法標(biāo)準(zhǔn)》將腐蝕強(qiáng)度分為輕、中、重和嚴(yán)重4個(gè)指標(biāo)，如表5所示。

表5 金屬腐蝕性評(píng)價(jià)指標(biāo)

為對(duì)比不同腐蝕井的腐蝕速率，將修井作業(yè)過(guò)程中取出的腐蝕抽油桿樣品在室內(nèi)測(cè)定抽油桿質(zhì)量，計(jì)算腐蝕速率，由此間接得到渭北區(qū)塊抽油桿的腐蝕強(qiáng)度。通過(guò)該方法共測(cè)得該區(qū)109口腐蝕井腐蝕強(qiáng)度數(shù)據(jù)，其中28.4%為輕度腐蝕，34.9%為中度腐蝕，34.9%重度腐蝕，1.8%為嚴(yán)重腐蝕，總體以中、重度腐蝕為主(表6)。

表6 部分井腐蝕類型和強(qiáng)度匯總表

4 腐蝕影響因素

由于開(kāi)發(fā)層系、排采階段不同，地層產(chǎn)出物不同，腐蝕原因也不同[6-7]，而礦化度是腐蝕強(qiáng)度的重要影響因素[8-11]。

4.1 不同開(kāi)發(fā)層系腐蝕特征

通過(guò)分析已測(cè)得腐蝕強(qiáng)度和腐蝕類型的腐蝕井，得到在不同開(kāi)發(fā)層系的條件下該區(qū)塊腐蝕規(guī)律，統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖1所示。

圖1 不同開(kāi)發(fā)層系腐蝕強(qiáng)度與類型圖

從圖1中可以看出腐蝕來(lái)源主要為5號(hào)煤和11號(hào)煤，且均存在CO2和H2S腐蝕，3號(hào)煤存在輕度腐蝕，腐蝕強(qiáng)度在0.123 mm/a以下；5號(hào)煤和11號(hào)煤屬于中重度腐蝕，且11號(hào)煤腐蝕強(qiáng)度大于5號(hào)煤。其中5號(hào)煤平均腐蝕強(qiáng)度為0.481 mm/a，11號(hào)煤平均腐蝕速率為0.608 mm/a。

4.2 不同排采階段腐蝕特征

由于腐蝕類型劃分以腐蝕產(chǎn)物成分占比為依據(jù)，而腐蝕來(lái)源于酸性氣體，即與產(chǎn)氣情況息息相關(guān)，因此，將產(chǎn)水階段、憋套壓階段和產(chǎn)氣階段這3個(gè)排采階段的抽油桿表面結(jié)垢物的成分進(jìn)行分析，如圖2所示。

從圖2可以看出，產(chǎn)水階段表面結(jié)垢物以水垢為主，少量井含有腐蝕物，此階段腐蝕強(qiáng)度低或不存在腐蝕；憋套壓階段隨著氣體解吸，酸性氣體溶于水中，腐蝕物逐漸增多，腐蝕增強(qiáng)；產(chǎn)氣階段氣體大量產(chǎn)出，腐蝕現(xiàn)象明顯增多，腐蝕最為嚴(yán)重。通過(guò)不同開(kāi)發(fā)層系腐蝕特征分析，得到該礦區(qū)煤層氣井腐蝕主要來(lái)源于5號(hào)和11號(hào)煤，對(duì)比5號(hào)煤和11號(hào)煤不同排采階段腐蝕物成分比例和腐蝕強(qiáng)度，結(jié)果見(jiàn)圖3和圖4。

圖2 不同排采階段腐蝕產(chǎn)物成分對(duì)比圖(單位：%)

圖3 各煤層不同排采階段腐蝕物成分對(duì)比

圖4 各煤層不同排采階段腐蝕強(qiáng)度對(duì)比

對(duì)比圖3和圖4可以看出，5號(hào)煤和11號(hào)煤在整個(gè)排采階段均存在CO2腐蝕，而11號(hào)煤CO2和H2S腐蝕物含量明顯高于5號(hào)煤，因此判斷11號(hào)煤是CO2和H2S主要來(lái)源。對(duì)比不同排采階段的腐蝕強(qiáng)度可以看出，5號(hào)煤和11號(hào)煤隨著煤層氣體產(chǎn)出腐蝕強(qiáng)度逐漸增強(qiáng)，由輕度逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橹小⒅囟雀g。

4.3 礦化度對(duì)腐蝕的影響

產(chǎn)出液中存在各種離子，而各種離子對(duì)抽油桿的腐蝕機(jī)理不同[12-14]，如Mg2+、Ca2+離子會(huì)增加介質(zhì)導(dǎo)電性，易結(jié)垢，促進(jìn)局部腐蝕；CO32-離子容易在管道內(nèi)壁結(jié)垢，形成垢下腐蝕；氯離子會(huì)在成膜產(chǎn)物缺陷處形成富集集中，造成點(diǎn)蝕；SO42-離子會(huì)在硫酸鹽還原菌的作用下生成H2S造成井下管桿的腐蝕[15]。產(chǎn)出液礦化度越高，會(huì)增加腐蝕介質(zhì)導(dǎo)電性，提高離子傳質(zhì)速率，加速腐蝕速率。

從圖5看出，研究區(qū)大部分煤層氣井采出水礦化度為2 000~6 000 mg/L，礦化度達(dá)10 000 mg/L以上的井占比9.87%。因此，統(tǒng)計(jì)腐蝕井腐蝕速率與礦化度數(shù)據(jù)，得到礦化度與腐蝕強(qiáng)度的關(guān)系。即水礦化度越高，腐蝕強(qiáng)度越高，而氯離子質(zhì)量濃度與水礦化度呈明顯正相關(guān)。煤層氣井在返排壓裂液之后，經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的排采，氯離子含量不會(huì)有明顯變化[16]，而礦化度越高，氯離子的濃度也就越高，高氯離子井抽油桿容易出現(xiàn)點(diǎn)蝕、坑蝕，此與現(xiàn)場(chǎng)抽油桿腐蝕現(xiàn)象相吻合。

圖5 水礦化度、氯離子含量與腐蝕強(qiáng)度關(guān)系

5 結(jié)論

a. 渭北區(qū)塊H礦區(qū)煤層氣井抽油桿腐蝕總體受CO2與H2S共同作用，排水階段腐蝕主要來(lái)源于地層水中溶解的CO2，產(chǎn)氣后腐蝕強(qiáng)度可達(dá)到中、重度腐蝕，而酸性氣體主要來(lái)自于11號(hào)煤。

b. 隨著氣體產(chǎn)出，腐蝕不斷增強(qiáng)，各開(kāi)發(fā)層系強(qiáng)度排序?yàn)?1號(hào)煤大于5號(hào)煤，5號(hào)煤大于3號(hào)煤。

c. 地層水中礦化度的含量對(duì)腐蝕起明顯促進(jìn)作用，礦化度越高，腐蝕強(qiáng)度明顯增強(qiáng)，氯離子含量與礦化度呈正相關(guān)，氯離子是抽油桿點(diǎn)蝕的主要原因。

d. 煤層氣井開(kāi)發(fā)層系組合復(fù)雜，腐蝕強(qiáng)度和類型會(huì)隨著排采階段不斷變化，采用單一針對(duì)性的防腐措施無(wú)法取得良好效果，因此，對(duì)抽油桿表面外包覆或使用防腐涂層，徹底隔絕抽油桿與腐蝕環(huán)境接觸，是直接有效的防腐措施。

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Corrosion behavior analysis of sucker rod for coalbed methane wells in the eastern block of Ordos basin

PANG Bin1,2, WANG Hanxiang2, LAN Wenjian2

(1. Petrochina Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100028, China; 2. College of Mechanical and Electronic Engineering in China University of Petroleum(Huadong), Qingdao 266580, China)

In order to make clear the corrosion rule of sucker rod for coalbed methane wells in the eastern block of Ordos basin, the paper summarizes the corrosion types and corrosion intensities of the sucker rod, based on the test of produced gas, produced water, corrosion products and weight loss of sucker rod. The paper analyzes the effect of different drainage stages, coal seam and mineralization degree of water on the corrosion. The results of the research indicate that corrosion is mainly caused by CO2and H2S originated from No.5 coal seam and No.11 coal seam. The corrosion intensity is low in the early stage of dewatering, and it is caused by amount of dissolved CO2gas. In the stage of co-production of water and gas, and in the stage of single phase gas production, the corrosion results from the synergistic reaction of CO2and H2S and the intensity is enhanced, while the mineralization degree of water has an positive effect. Because of the complex corrosion influence factors and the constant change of strength, it is a simple and effective anticorrosive method to coat or use anticorrosive coating on the surface of sucker rod.

coalbed methane; sucker rod; corrosion; drainage stage; coal seam; the eastern block of Ordos basin

P595

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.04.013

1001-1986(2019)04-0082-06

2018-11-15

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題(2016ZX05042-004)

National Science and Technology Major Project(2016ZX05042-004)

龐斌，1988年生，男，山東郯城人，碩士，工程師，研究方向?yàn)槊簩託?、?yè)巖氣采氣工藝和增產(chǎn)技術(shù). E-mail：pangbin1988@126.com

龐斌，王旱祥，蘭文劍. 渭北區(qū)塊煤層氣井抽油桿腐蝕影響因素[J]. 煤田地質(zhì)與勘探，2019，47(4)：82–87.

PANG Bin，WANG Hanxiang，LAN Wenjian.Corrosion behavior analysis of sucker rod for coalbed methane wells in the eastern block of Ordos basin[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(4)：82–87.

(責(zé)任編輯 范章群)