蘇里格氣田X區油管的腐蝕現狀及腐蝕原因分析

,,, ,,

(中國石油長慶油田 第五采氣廠，西安 710021)

蘇里格氣田X區位于鄂爾多斯盆地，目前處于開發中期，天然氣采出時攜帶的地層水(采出水)礦化度高、含H2S與CO2等酸性氣體，導致氣井油管和井口設備腐蝕[1-2]。氣井相關生產數據見表1。

表1 蘇里格氣田X區6口氣井的生產數據Tab. 1 Production data of 6 gas wells

通過油管壁厚測試和腐蝕掛片試驗評估了X區氣井油管腐蝕現狀，明確井筒腐蝕主要原因，希望為進一步制定防腐措施提供參考。

1 蘇里格氣田X區油管腐蝕現狀評估

1.1 油管壁厚測試

從2014年實施修井作業時起出油管的4口氣井中，選取SA1、SA2兩口井開展油管壁厚測試，其中，SA2井采出水礦化度相對較高且H2S含量接近區塊平均含量，SA1井采出水中H2S含量接近下古氣井平均含量。

從SA1、SA2井口到井底每隔約240 m取1根油管，每口井各取油管12根，使用超聲波測厚儀沿油管軸向每隔100 cm，圓周方向每隔90°進行壁厚測量，結果見圖1和圖2。油管壁厚測試結果表明：所有油管的腐蝕程度輕微，最大壁厚負偏差均在10%以內，滿足API SPEC 5CT-2011《套管和油管的規范》標準要求(最大壁厚負偏差小于12.5%)。

1.2 掛片腐蝕試驗

在SA1、SA2、SA3、SA4、SA5、SA6等6口井的井筒中開展掛片腐蝕試驗，檢測井筒積液段及非積液段腐蝕情況。掛片材料為N80鋼，取4個平行試樣。腐蝕掛片的試驗參數及結果見表2。

圖1 SA1氣井油管壁厚測試結果及分析Fig. 1 Measurement results and analysis of wall thickness of gas well SA1

圖2 SA2氣井油管壁厚測試結果及分析Fig. 2 Measurement results and analysis of wall thickness of gas well SA2

由表2可以看到：在SA1氣井井深700 m附近，腐蝕速率在0.004 7～0.009 5 mm/a，在2 500 m及以下深度腐蝕速率為0.004 6～0.013 3 mm/a。SA1氣井的液面為井深2 400m處，2 400 m以下區域為積液區，相同試驗周期下，井筒積液區的腐蝕速率明顯高于非積液區域的腐蝕速率。試驗結束后，取出掛片，其表層呈現一層褐色銹斑，無結蠟結垢現象，如圖3(a)所示；去除表面腐蝕產物后，其表面光亮平整，如圖3(b)所示。對比SA1氣井井深2 800 m處掛片腐蝕前后的表面形貌，發現掛片在井筒積液區腐蝕后，腐蝕特征不明顯，如圖4所示。參照NACE-0775-1991《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》標準，掛片的腐蝕程度屬于輕度均勻腐蝕。

由表2還可以看到：在SA2氣井井深700 m附近，腐蝕速率為0.007 1～0.016 6 mm/a，在井深2 500 m附近腐蝕速率為0.009 3～0.106 9 mm/a；尤其在193 d試驗周期內，在積液區域(SA2氣井井深1 031 m以下區域)腐蝕嚴重，其腐蝕速率最高達到0.106 9 mm/a，腐蝕速率已超過0.076 mm/a的腐蝕標準。掛片表面存在較厚的褐色銹斑、斑跡不成片，無結臘，如圖5(a)所示；去除表面腐蝕產物后，掛片表面出現較均勻腐蝕并伴有較嚴重的點蝕，表明在這種環境中腐蝕較嚴重，如圖5(b)所示。對比腐蝕前后掛片表面形貌發現，腐蝕后掛片表面出現較明顯深溝槽，并有較明顯的點蝕，但表面無明顯結垢現象，如圖6所示。

表2 腐蝕掛片試驗參數及結果Tab. 2 Parameters and results of coupon corrosion testing

(a) 去除前

(b) 去除后圖3 SA1氣井井深2 884 m處掛片去除腐蝕產物前后的宏觀腐蝕形貌Fig. 3 Macrographs of coupons before (a) and after (b) removal of corrosion products in depth of 2 884 m in gas well SA1

(a) 腐蝕前

(b) 腐蝕后圖4 SA1氣井井深2 800 m處掛片腐蝕前后的表面形貌Fig. 4 Surface morphology of coupon before (a) and after (b) corrosion in depth of 2 800 m in gas well SA1

圖7為SA3、SA4、SA5、SA6等4口氣井井筒中掛片腐蝕后的宏觀形貌。結果表明：掛片外表面均有程度輕微的腐燭、銹痕，主要表現為輕微坑蝕及點蝕。

綜上所述，目前蘇里格氣田X區氣井油管腐蝕程度輕微；除個別積液段外,大部分油管的腐蝕速率均遠小于0.076 mm/a的腐蝕標準，因此可以繼續使用。

2 腐蝕產物與腐蝕原因

2.1 腐蝕產物

為分析油管腐蝕的主要原因，采用掃描電鏡(SEM)和X射線衍射儀(XRD)對腐蝕產物進行了觀察和分析(圖略)。腐蝕產物的微觀形貌表明：大部分腐蝕產物結構疏松，個別致密的薄膜卻存在裂縫，不能對油管起到保護作用。腐蝕產物XRD分析結果表明：腐蝕產物主要為鐵的硫化物(FeS、FeS0.9等)、碳酸亞鐵(FeCO3)，都是H2S與CO2腐蝕的產物。

(a) 去除前

(b) 去除后圖5 SA2氣井井深2 500 m處掛片去除腐蝕產物前后的宏觀腐蝕形貌Fig. 5 Macrographs of coupons before (a) and after (b) removal of corrosion products in depth of 2 500 m in gas well SA2

(a) 腐蝕前

(b) 腐蝕后圖6 SA2氣井井深2 500 m處掛片腐蝕前后的表面形貌Fig. 6 Surface morphology of coupon before (a) and after (b) corrosion in depth of 2 500 m in gas well SA2

(a) SA3 (b) SA4(c) SA5 (d) SA6圖7 SA3、SA4、SA5、SA6氣井井筒中掛片腐蝕后的宏觀形貌Fig. 7 Macrographs of coupons corroded in wellholes of gas well SA3，SA4，SA5 and SA6

2.2 腐蝕原因分析

對蘇里格氣田X區8 a的氣質組分數據進行分析發現：上古氣井不含H2S，CO2質量分數基本穩定在1%左右；下古氣井H2S平均質量濃度為235.3 mg/m3，屬低含硫氣藏，CO2平均質量分數在3%左右。掛片腐蝕后無明顯的斷裂、裂紋、斷口，表明X區油管腐蝕并非H2S引起的應力腐蝕。在地層水存在時，腐蝕類型為電化學腐蝕。SA3、SA4、SA5、SA6等4口含下古氣井中SA6氣井H2S含量明顯高于其他三口氣井的(見表1)，而積液段腐蝕速率明顯低于其他三口氣井(見表2)。CO2干氣本身是不具腐蝕性，但其溶解于水后形成H2CO3，可以降低產出水體系pH，形成弱酸性環境；H2CO3電離出H+與油管鐵基體發生化學反應并伴有電子的轉移，形成腐蝕破壞[3]，油管壁被不斷溶解。SA5氣井中H2S質量濃度僅為28.47 mg/m3，但CO2質量分數最高為1.411%(見表1)，其腐蝕速率最高達0.200 3 mm/a。

蘇里格氣田X區采出水的平均總礦化度為52 299.10 mg/L，Cl-平均質量濃度為31 275 mg/L。儲層地層水中的Cl-半徑小、穿透能力強且能夠被金屬表面較強吸附。在酸性環境中，Cl-會在金屬表面形成氯化物鹽層，代替具有保護性能的FeCO3膜，提高金屬材料發生點蝕的概率。腐蝕過程中，Cl-被管壁與腐蝕產物膜接觸面處的雙電層結構優先吸附，使Cl-同時在點蝕坑內和未產生點蝕的區域富積，從而提高界面處的Cl-含量；有些區域Cl-會積聚成核，導致陽極加速溶解，形成點蝕坑[4]。SA1、SA2氣井油管壁厚測量及6口氣井腐蝕掛片試驗表明積液段油管的腐蝕速率明顯高于非積液段的腐蝕速率；SA4井礦化度及Cl-含量較低，故腐蝕速率相對較低。

綜上所述，蘇里格氣田X區氣井油管腐蝕是H2S與CO2共同作用的結果，并非H2S含量越高腐蝕越嚴重；氣井井筒腐蝕主要是由H2O-H2S-CO2-Cl-體系引起的電化學腐蝕[5-13]，該體系下電化學腐蝕特征主要表現為局部腐蝕。

3 結論與建議

(1) 12根油管壁厚測試結果以及6口氣井腐蝕掛片試驗結果表明：目前，蘇里格氣田X區油管腐蝕程度輕微，氣井井筒腐蝕主要是由H2O-H2S-CO2-Cl-體系引起的電化學腐蝕。

(2) 氣井積液對油管腐蝕具有很大影響，開展環空、油管探液面監測工作，發現積液應及時采取間歇或人工加藥帶液措施。

(3) 對H2S含量較低、礦化度和液面相對較高的井應適當提高緩蝕劑加注頻次；對H2S含量較高、礦化度和液面相對較低的井應適當降低緩蝕劑加注頻次。

(4) 連續開展腐蝕監測，對于腐蝕做到“早發現、早治療”。