尚萬(wàn)寧 喬玉龍 閆昭 仵海龍 韓軍平

中國(guó)石油長(zhǎng)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(huì)對(duì)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(lái)，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(jī)理分析

氣井大修過程中起出油管腐蝕檢測(cè)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(shí)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(jī)理表

2 油管腐蝕檢測(cè)及影響因素分析

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

2.1 油管腐蝕檢測(cè)

2.1.1 檢測(cè)技術(shù)準(zhǔn)確性驗(yàn)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(cè)井解釋結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見表2。

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

2.1.2 腐蝕檢測(cè)情況

通過 MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K儀器組合對(duì)靖邊氣田60余口氣井的油管腐蝕檢測(cè)，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(shí)，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(duì)比表

2.2.1 產(chǎn)水量的影響

根據(jù)歷年油管腐蝕測(cè)試結(jié)果，結(jié)合氣井產(chǎn)水量對(duì)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(zhǎng)。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(zhǎng)良好。適宜的溫度是保證黃瓜生長(zhǎng)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(duì)濕度為60～90%，光照充足條件下可以適時(shí)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(zhǎng)狀態(tài)選擇施肥，宜選擇富含有機(jī)質(zhì)的肥沃土壤。同時(shí)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(zhǎng)。

根據(jù)歷年油管腐蝕檢測(cè)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(duì)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(zhǎng)。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(duì)氣井管柱腐蝕速率的關(guān)系如圖3所示。CO2含量大于4%時(shí)，油管腐蝕速率隨CO2升高而上升。由于H2S含量比較低，其對(duì)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(cè)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(shí)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(duì)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(shí)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(duì)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(duì)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(duì)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(duì)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(duì)腐蝕的影響次之。

圖3 二氧化碳和硫化氫含量對(duì)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(cè)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(kuò)展，表現(xiàn)形式主要為點(diǎn)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(shì)隨深度和溫度提高而增強(qiáng)，垢層剝離后顯示出蝕坑形貌。根據(jù)檢測(cè)結(jié)果分析，靖邊氣田高產(chǎn)水氣井油管檢測(cè)周期為2～4年，中等產(chǎn)水氣井檢測(cè)周期為5～8年，低產(chǎn)水氣井檢測(cè)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(cè)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(píng)價(jià)、氣井油管采用涂層防護(hù)兩個(gè)方面對(duì)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(píng)價(jià)

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(shí)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(shí)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(cè)法、失重法及特征離子檢測(cè)法等評(píng)價(jià)方法，開展了針對(duì)高產(chǎn)水氣井的新型緩蝕劑腐蝕防護(hù)效果的評(píng)價(jià)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(jī)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(jì)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(yáng)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(shí)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(shí)，將該井全井段油管更換為了“內(nèi)涂外噴”防腐油管。為了評(píng)價(jià)防腐效果，在2010年采用MIT＋MTT測(cè)井儀器組合對(duì)該井進(jìn)行了不壓井腐蝕檢測(cè)，并與應(yīng)用之前油管腐蝕情況進(jìn)行對(duì)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(duì)比圖

結(jié)果表明：應(yīng)用DPC內(nèi)涂層＋外雙金屬?gòu)?fù)合噴涂技術(shù)油管后，檢測(cè)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(duì)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(shí)間已超過5年，生產(chǎn)正常。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）靖邊氣田氣井油管電化學(xué)腐蝕與應(yīng)力腐蝕同時(shí)存在，腐蝕機(jī)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(dòng)管柱井筒腐蝕檢測(cè)技術(shù)所檢測(cè)的氣井油管腐蝕狀況與起出油管的實(shí)際腐蝕狀況較相符，檢測(cè)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(kuò)展，表現(xiàn)形式主要為點(diǎn)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(shì)隨深度和溫度提高而增強(qiáng)。

4）針對(duì)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。

[1]羊東明，李亞光.雅克拉氣田集氣管線內(nèi)腐蝕分析及材質(zhì)選用[J].天然氣工業(yè)，2012，32（10）：74－77.YANG Dongming，LI Yaguang.Internal corrosion analysis and material selection of gas gathering lines in the Yakela Gas Field，Southwest Tarim Basin[J].Natural Gas Industry，2012，32（10）：74－77.

[2]虎蕾，宋保強(qiáng)，呂江，等.H2S－CO2－H2O（Cl－）體系對(duì)氣井管材腐蝕分析[J].化學(xué)工程與裝備，2009（7）：74－76.HU Lei，SONG Baoqiang，L Jiang，et al.Gas well tubing corrosion analysis by H2S－CO2－H2O（Cl－）system[J].Chemical Engineering and Equipment，2009（7）：74－76.

[3]張宏偉，晁瓊蕭，馬鵬飛，等.不動(dòng)管柱井筒腐蝕檢測(cè)技術(shù)在榆林氣田的應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用，2008，27（5）：30－34.ZHANG Hongwei，CHAO Qiongxiao，MA Pengfei，et al.The applications of fixed column corrosion detection technology in Yulin Gas Field[J].Petrochemical Applications，2008，27（5）：30－34.

[4]曾順鵬，黎洪珍，劉竟成，等.高含硫氣井井下油管腐蝕與防腐措施分析[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2008 10（6）：16－20.ZENG Shunpeng，LI Hongzhen，LIU Jingcheng，et al.The downhole tubing corrosion and anti－corrosion measures in high sulfur gas well[J].Chongqing Technology University：Natural Science Edition，2008，10（6）：16－20.

[5]楊全安，李瓊瑋，姜毅，等.靖邊氣田井筒腐蝕預(yù)測(cè)及緩蝕劑加注研究[J].天然氣工業(yè)，2005，25（4）：68－70.YANG Quan＇an，LI Qiongwei，JIANG Yi，et al.The well bore corrosion prediction inhibitor and raise research in Jingbian Gas Field[J].Natural Gas Industry，2005，25（4）：68－70.

[6]曾亞勤，李瓊瑋，楊全安，等.含低H2S和中等CO2氣井的電化學(xué)腐蝕問題研究[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)，2009，21（3）：257－259.ZENG Yaqin，LI Qiongwei，YANG Quan＇an，et al.The electrochemical corrosion study of the gas well containing lower H2S and CO2in Jingbian Gas Field[J].Corrosion Science and Protection Technology，2009，21（3）：257－259.

[7]李淑華，朱晏萱.井下油管的腐蝕防護(hù)[J].油氣田地面工程，2007，26（12）：45.LI Shuhua，ZHU Yanxuan.The down hole tubing corrosion protection[J].Oil and Gas Field Surface Engineering 2007，26（12）：45.

[8]奚運(yùn)濤，楊全安，李瓊瑋，等.雙金屬?gòu)?fù)合噴涂技術(shù)在高腐蝕氣井中的應(yīng)用[J].腐蝕與防護(hù)，2011，29（5）：57－59.XI Yuntao，YANG Quan＇an，LI Qiongwei，et al.The bimetallic composite spraying technology in highly corrosive gas wells[J].Corrosion and Protection，2011，29（5）：57－59.