胡澤文 曹穎 胡光

摘 ?????要：天然氣開采過程中往往會產(chǎn)生伴生水，水中溶解的酸性氣體及電解質(zhì)等物質(zhì)，會使套管因腐蝕而穿孔并引發(fā)一系列嚴重問題。為了研究東勝氣田錦66井區(qū)采出水對套管的腐蝕情況，以該區(qū)J11P4H井為實驗對象，選用N80標準鋼掛片，以采出水為腐蝕介質(zhì)，進行了室內(nèi)動態(tài)腐蝕及緩蝕評價。結(jié)果表明在15 MPa、60 ℃條件下，J11P4H井套管存在嚴重腐蝕，腐蝕速率高達0.946 2 mm/a，且為均勻腐蝕;采用緩蝕劑SWPC-6-1進行緩蝕效果評價，當(dāng)緩蝕劑濃度為1 000 mg/L時，緩蝕效果趨于平穩(wěn)，腐蝕速率低于0.020 8 mm/a，緩蝕率高達97.73%?，F(xiàn)場實驗表明：由于溫度和壓力的關(guān)系，上部套管腐蝕較小，下部套管腐蝕情況明顯高于上部套管。SWPC-6-1緩蝕劑應(yīng)用于現(xiàn)場后，N80套管井和P110套管井的采出水Fe3+離子含量都極大降低，說明緩蝕效果明顯。

關(guān) ?鍵 ?詞：氣井腐蝕;腐蝕率;緩蝕率

中圖分類號：TE 98 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）01-0044-05

Abstract： Associated water is always produced in natural gas exploitation process， the acid gases and electrolytes and other substances dissolved in it can cause the casing corrosion， which will result in the perforation and other serious problems. In order to study the casing corrosion caused by produced water in Jin 66 well area of Dongsheng gas field， taking J11P4H well in this area as experimental object， and produced water as the corrosive medium， indoor dynamic corrosion of N80 standard steel hanging piece was evaluated as well as the corrosion inhibition effect of corrosion inhibitor. The results showed that the corrosion rate of the casing in J11P4H well was as high as 0.946 2 mm/a at 15 MPa and 60 ℃， and uniform corrosion characteristic was present to the casing surface. The corrosion inhibition effect of corrosion inhibitor SWPC-6-1 was evaluated at the same conditions. When the concentration of the corrosion inhibitor was 1 000 mg/L， the corrosion inhibition effect was stable. The corrosion rate was lower than 0.020 8 mm/a， and the corrosion inhibition rate was as high as 97.73%. Field experiments showed that， due to the relationship of temperature and pressure， the upper casing corrosion was less， and the lower casing corrosion was significantly more serious than the upper casing. After the SWPC-6-1 corrosion inhibitor was applied to the site， the Fe3+ ion content of the produced water in the N80 cased hole and the P110 cased hole was greatly reduced， indicating that the corrosion inhibition effect was obvious.

Key words： Gas well corrosion; Corrosion rate; Corrosion inhibition rate

隨著我國石油與天然氣行業(yè)的發(fā)展，含有CO2、H2S等多種腐蝕介質(zhì)的氣田被相繼開發(fā)，而因腐蝕產(chǎn)生的問題往往會給氣田開發(fā)造成巨大的經(jīng)濟損失。據(jù)權(quán)威部門公布的調(diào)查結(jié)果顯示，腐蝕造成的各類經(jīng)濟損失約占全國經(jīng)濟總產(chǎn)值的5%，而其中25%是能夠避免的[1]。油氣井中的腐蝕會導(dǎo)致井下管柱穿孔甚至斷裂，不僅影響氣井的正常生產(chǎn)，增加修井費用，還會縮短氣井的開采壽命，甚至還存在著一定的安全隱患。因此，油氣井防腐問題是油氣田開發(fā)和生產(chǎn)過程中亟待解決的重點問題。

東勝氣田，又名杭錦旗氣田，位于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯盆地北部內(nèi)，杭錦旗及杭錦旗西區(qū)塊，總面積高達9 805 km2，是中石化華北分公司儲氣面積最大的天然氣區(qū)塊。該區(qū)塊主要儲層段天然氣CH4含量占總烴的92.9%，C2+含量占總烴的7.1%，相對密度0.624 2，屬于濕氣氣藏，且含有一定量的CO2氣體;地層水性質(zhì)分析結(jié)果表明，目標區(qū)域下石盒子組氣藏地層水屬于CaCl2型，總礦化度在10 000～85 000 mg/L之間，pH值6，呈弱酸性。東勝氣田錦66井區(qū)開采至今都未進行過系統(tǒng)的腐蝕結(jié)垢評價，現(xiàn)場藥劑注入工藝也是借鑒大牛地氣田已有的方案，沒有配套的現(xiàn)場施工方案。

國內(nèi)外實踐經(jīng)驗證明，加注緩蝕劑是針對酸性氣井腐蝕既經(jīng)濟可靠、又十分方便的防腐方法[2]，因而廣泛應(yīng)用于油氣井的腐蝕控制問題[3-7]。但緩蝕劑的緩蝕性能與生產(chǎn)環(huán)境相關(guān)聯(lián)，即使在同一腐蝕環(huán)境中，當(dāng)溫壓條件發(fā)生變化時，緩蝕劑的防腐性能也會發(fā)生變化[8，9]。若緩蝕劑加注工藝及防腐方案的不夠全面，非但起不到有效的防腐作用，甚至?xí)斐上喾吹男Ч鸞10，11]。油氣田應(yīng)進行具體且全面的緩蝕劑加注及防腐性能研究，比如緩蝕劑類型、加注工藝、加注劑量以及現(xiàn)場的監(jiān)測等。

1 ?實驗部分

1.1 ?原料及設(shè)備

高溫高壓動態(tài)腐蝕試驗儀（江蘇宏博機械制造有限公司）、風(fēng)冷冷水機（南通杜楊機械科技有限公司）、UV-1100型紫外可見分光光度計、高壓氣瓶、氣源閥、電子天平、游標卡尺、燒杯、量筒等;所用試劑除緩蝕劑由現(xiàn)場提供，其余均為市售AR級;腐蝕介質(zhì)為采出水，水質(zhì)分析結(jié)果見表1，分析方法及條件參照標準方法[2];腐蝕試件為N80和P110兩種常用鋼標準掛片，掛片尺寸為50 mm×10 mm×3 mm、總面積13.6 cm2、密度7.85 g/cm3。

1.2 ?腐蝕性能評價研究

1.2.1 ?理論依據(jù)

通過對現(xiàn)場取氣樣分析得知，實驗對象井J11P4H（盒2層）中天然氣中CO2體積分數(shù)為0.12%，因而存在CO2分壓。

室內(nèi)動態(tài)腐蝕速率測定采用旋轉(zhuǎn)掛片法，將N80和P110掛片掛入高溫高壓動態(tài)腐蝕試驗儀的高溫高壓反應(yīng)釜中，在不同溫度壓力條件下，以同一線速度旋轉(zhuǎn)一定時間;取出試片，洗凈干燥后稱重;最后由反應(yīng)前后試片失重計算動態(tài)腐蝕速率[12-14]。

1.2.2 ?實驗步驟及流程

將掛片用清水洗凈，再用石油醚、無水乙醇除油，干燥后測尺寸并稱重;將掛片安裝在帶聚四氟乙烯螺帽的金屬螺桿上，再放入裝有腐蝕介質(zhì)的高溫高壓反應(yīng)釜中，密封釜蓋;通入高純N2除氧，再通入CO2氣體除氮，最后升溫至設(shè)定溫度;關(guān)閉出氣閥，通CO2至分壓值，飽和后再通N2至壓力設(shè)計值，壓力穩(wěn)定后，開動轉(zhuǎn)子，開始計時，實驗周期58 h;實驗結(jié)束后，關(guān)閉儀器冷卻，先清水沖洗表面附著物，隨后用清洗液（體積比：水/濃鹽酸=10/1，同時加少量緩蝕劑，以保護基底）清洗，清除表面腐蝕產(chǎn)物，再用清水沖洗，最后用丙酮或石油醚除油后干燥并稱重以及拍照記錄腐蝕情況。

2 ?實驗結(jié)果與討論

2.1 ?腐蝕評價

在室內(nèi)模擬腐蝕條件下進行了動態(tài)腐蝕評價[2]，分別用N80掛片、P110掛片測試了10 MPa時5～70 ℃時的腐蝕速率和60 ℃時5～25 MPa時的腐蝕速率，探究溫度不同溫度、壓力和鋼級對腐蝕速率的影響，實驗前后試片見圖1，結(jié)果見圖2、圖3。

通過對實驗前后掛片的觀察可以看出，實驗前掛片表面光潔，顏色光亮，有金屬光澤。實驗后掛片表面呈灰色，根據(jù)腐蝕條件，化學(xué)腐蝕多為均勻腐蝕，電化學(xué)腐蝕多發(fā)生點腐蝕，判定實驗條件下的腐蝕以化學(xué)腐蝕為主。

由圖2可以看出，壓力恒定時，腐蝕速率與溫度呈現(xiàn)斜率增大的指數(shù)關(guān)系，并且變化較大;由圖3可以看出，溫度恒定時，腐蝕速率與壓力呈現(xiàn)斜率減小的指數(shù)關(guān)系，主要是由于壓力的增加導(dǎo)致CO2等酸性氣體的溶解度增大，但腐蝕速率總體變化不大?？傮w上，N80掛片比P110掛片的抗腐蝕性能稍強，溫度對腐蝕速率的影響較壓力對腐蝕速率的影響要大。

2.2 ?緩蝕劑評價

2.2.1 ?緩蝕劑作用機理

緩蝕劑的作用機理是在鋼材表面形成一層疏水性保護薄膜，阻滯腐蝕過程中電荷或物質(zhì)擴散到鋼材表面，換句話說就是影響了腐蝕的動力學(xué)過程，達到減緩鋼材腐蝕的目的[15]。

2.2.2 ?緩蝕劑防腐性能評價

在室內(nèi)以采出水為腐蝕介質(zhì)，在15 MPa、60℃條件下，進行了緩蝕劑動態(tài)緩蝕性能評價，緩蝕劑為SWPC-6-1，用量分別為250、500、1 000、1 500、2 000 mg/L;實驗周期48 h。實驗后掛片見圖4，實驗結(jié)果見圖5。

由圖5可知，腐蝕速率隨緩蝕劑濃度的增大而減小，當(dāng)緩蝕劑濃度增加到1 000 mg/L時腐蝕速率已經(jīng)減小至0.024 mm/a，此時的腐蝕速率已經(jīng)達到了低腐蝕速率（均勻腐蝕小于0.025 mm/a）的標準。緩蝕劑加量在1 000 mg/L以前，緩蝕率隨緩蝕劑濃度的增大而增大;當(dāng)緩蝕劑濃度增加到1 000 mg/L后，緩蝕劑加量對緩釋率的影響變得不明顯，原因可能為濃度低于1 000 mg/L時，緩蝕劑不能在金屬表面形成完全覆蓋的保護膜，當(dāng)濃度高于1 000 mg/L時，緩蝕劑形成的保護膜已經(jīng)完全覆蓋金屬表面，緩蝕劑增加對緩蝕效果影響不大。

2.3 ?腐蝕與緩蝕結(jié)果討論

根據(jù)J11P4H井盒2層腐蝕速率動態(tài)實驗結(jié)果分析可知：筒中的溫度、壓力以及腐蝕介質(zhì)的濃度均對腐蝕速率有一定的影響;隨著井筒溫度和壓力的升高，腐蝕速率逐漸升高。

由實驗結(jié)果，隨著CO2分壓的升高，鋼的腐蝕速率顯著增大。當(dāng)氣體環(huán)境中無CO2時，金屬腐蝕主要是由介質(zhì)中本身存在的HCO3-造成;當(dāng)氣體環(huán)境中存在CO2時，隨著環(huán)境壓力的增大，CO2分壓增加，溶于溶液中的CO2就越多，使得溶液的pH值降低，去極化反應(yīng)加快，從而導(dǎo)致腐蝕速率顯著增大。

此外，在CO2環(huán)境中還會發(fā)生電化學(xué)腐蝕生成FeCO3薄膜，在溫度較低時腐蝕產(chǎn)物膜附著力弱而易發(fā)生均勻腐蝕;而吸附態(tài)的CO2還會發(fā)生催化氫離子反應(yīng)，在高溫高壓條件下，H2進入鋼材并與碳化物發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成的CH4分子很難從鋼材中擴散出來，就會在雜物等缺陷處形成氣泡，最后形成裂紋。

3 ?現(xiàn)場應(yīng)用情況

分為了對比評價實驗室和現(xiàn)場的腐蝕及緩蝕情況，選取套管為N80的J11井和套管為P110的J11P4H井為代表，測試現(xiàn)場的N80套管和P110套管的腐蝕和緩蝕情況（圖6）。

3.1 ?現(xiàn)場掛片腐蝕情況

別在兩口井內(nèi)掛N80和P110掛片，通過調(diào)節(jié)掛入的深度改變腐蝕的溫度和壓力，分別在500、1 000、2 000 m三個深度懸掛掛片，三個月后取出掛片，測試掛片的腐蝕情況（表2）。

由結(jié)果可以得出，J11井中隨著掛片深度的增加，腐蝕速率有一定程度的增大，但其腐蝕速率都極小，僅2 000 m深度的掛片出現(xiàn)極輕度腐蝕，其他深度掛片基本沒有腐蝕情況發(fā)生。觀察掛片外觀可以發(fā)現(xiàn)，J11井三個深度下掛片均未有明顯的腐蝕特征出現(xiàn)，掛片表面仍具有金屬光澤，也不存在點蝕情況。

3.2 ?現(xiàn)場緩蝕劑應(yīng)用效果

為了驗證緩蝕劑的緩蝕應(yīng)用效果，分別在加緩蝕劑前和加緩蝕劑后連續(xù)取產(chǎn)出水樣，用產(chǎn)出水的鐵離子濃度衡量套管的腐蝕情況，結(jié)果如表3所示。

4 ?結(jié)論及建議

（1）氣井井筒中的溫度、壓力以及腐蝕介質(zhì)對腐蝕速率均有一定的影響，而溫度的影響較為明顯，壓力的影響相對較小。

（2）腐蝕速率隨緩蝕劑濃度的增大而減小，當(dāng)緩蝕劑濃度增加到1 000 mg/L后腐蝕速率基本保持不變，最小可達0.020 8 mm/a;緩蝕率隨緩蝕劑濃度的增大而增大，當(dāng)緩蝕劑濃度增加到1 000 mg/L后緩蝕率趨于平穩(wěn)，最大可達97.73%。而根據(jù)經(jīng)濟性原則，推薦現(xiàn)場緩蝕劑注入濃度為1 000 mg/L。

（3）采用防腐措施后，效果明顯，腐蝕速率低于油氣田的腐蝕速率控制指標，表明緩蝕劑SWPC-6-1能夠?qū)μ坠苄纬闪己玫谋Ｗo，滿足東勝氣田錦66井區(qū)的天然氣安全生產(chǎn)要求。

（4）掛片試驗發(fā)現(xiàn)，實際井筒內(nèi)掛片存在極輕微腐蝕甚至沒有腐蝕情況發(fā)生，分析其原因為實際井筒內(nèi)腐蝕介質(zhì)由天然氣流動帶出，出液量少無法達到完全浸泡的效果，且含有油、緩蝕劑等減緩腐蝕情況發(fā)生的其他物質(zhì)，從而導(dǎo)致了室內(nèi)腐蝕實驗結(jié)果與現(xiàn)場掛片腐蝕結(jié)果的差異。

（5）鐵離子濃度監(jiān)測結(jié)果表明，兩口井緩蝕劑加入前后鐵離子濃度明顯減少，緩蝕劑緩蝕效果顯著。

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