大張坨儲氣庫井油套管腐蝕規律分析

王兆會 陳俊

1.中國石油集團工程技術研究院有限公司；2.中石油北京天然氣管道有限公司

隨著國民經濟的發展，我國對天然氣的需求量持續增長。為解決天然氣冬夏消耗不均的問題，國內建設的天然氣儲氣庫越來越多。儲氣庫注采井與常規油氣井的顯著區別，是要求服役時間長(30～50 a)，儲氣庫地層壓力按年度呈周期性的變化，每年均可以恢復甚至超過原始地層壓力。隨著儲氣庫服役年限的增加，其油套管腐蝕規律或剩余壽命逐漸成為人們關注的問題。鐘志英等對儲氣庫建設初期及儲氣庫生產過程中，注采井油套管柱的腐蝕速率進行了研究［1-4］；李碧曦等進行了相應的油套管材質選擇，及防腐蝕措施研究［5-8］。大張坨儲氣庫注采井已服役近20 a，為檢測評價其技術狀況，及油套管實際腐蝕情況，利用多層管柱電磁探傷技術［9］，對油套管進行了探傷檢測，分別獲得油套管剩余壁厚，但對其腐蝕規律沒有進行分析研究。

筆者對多層管柱電磁探傷獲得的油套管數據進行了進一步的統計分析，結果顯示：油套管腐蝕速率與注采井設計前的室內實驗、生產過程的掛片監測試驗數據相比有較大差異。其規律為：油套管實際腐蝕量隨井深增加而增加，環空保護液、水泥環界面附近及井口段腐蝕量顯著增加。本文的統計分析結果，無論是對已有的儲氣庫注采井的腐蝕狀況預測，還是對新建儲氣庫注采井油套管柱的設計，均具有一定的參考價值

1 大張坨地下儲氣庫概況

大張坨地下儲氣庫是2000 年12 月建成的國內第1 座儲氣庫，構造位于大港油田板橋凝析油氣田板中斷塊西部，地處天津市大港區以南獨流減河內，有19 口注采生產井，其中15 口為改建地下儲氣庫新鉆的注采井。BAN52、BAN53 為1975 年建設的油氣井，TUOZHU1、TUOZHU2 為1994 年建設的注采井，這4 口老井是建設儲氣庫過程中，通過評價篩選保留下的老井，于2002 年修井下儲氣庫注采井完井管柱，作為儲氣庫采氣井使用。

在大張坨地下儲氣庫歷次修井過程中，套管通徑、刮壁均沒有發現套管變形、腐蝕情況，但有發現油管腐蝕的記錄。BAN53 井2013 年第2 次修井，?73 mm 油管257 根，從第215 根開始往下11 根(深度2 081.95～2 187.20 m)，接箍和本體有不同程度的腐蝕。BAN52 井在1999 年2 月第2 次修井(改建采氣井前)，起出井內油管，發現自下而上85 根腐蝕嚴重，其中5 根油管穿孔［10］。大張坨地下儲氣庫注采井詳細管柱結構見參考文獻［10-12］。

2 油套管腐蝕量的獲得及處理方法

2.1 油套管壁厚數據的獲得

儲氣庫注采井油套管壁厚數據的獲得，使用了地下儲氣庫注采井多層管柱電磁探傷技術。電磁探傷基本原理、電磁探傷儀參數等，見參考文獻［9］。使用該技術，可以每0.062 5 m 獲得1 個油套管壁厚數據，即每米油套管可以獲得16 個壁厚數據。本文獲得數據為二次數據，即每米油套管讀取1 個段平均壁厚數據，如表1 所示。

表1 KU1 井?177.8 mm 生產套管壁厚檢測數據Table 1 Detected wall thickness of ?177.8 mm production casing in Well KU1

2.2 數據的處理

根據儀器參數及性能介紹，磁脈沖電磁探傷儀器的誤差為±0.7 mm。為保守起見，假設檢測獲得的數據為正誤差，為此得到油套管檢測時的剩余壁厚為

設檢測時注采井已經服役y年，則套管腐蝕率為

式中，tn為第n根油套管檢測時剩余壁厚，mm；tcn為第n根油套管(表2 所示)檢測數據，mm；vn為第n根油套管腐蝕速率，mm/a；t為第n根油套管標稱壁厚，mm；y為油套管服役時間，a。

對每口井所有油套管腐蝕速率vn取最大和平均值，獲得最大和平均腐蝕速率。

表2 大張坨儲氣庫4 口老井油套管腐蝕速率Table 2 Corrosion rate of tubing and casing in 4 old wells of Dazhangtuo Underground Gas Storage

3 油套管腐蝕規律分析

3.1 井深對管柱腐蝕的影響

4 口老井生產套管剩余壁厚檢測數據見圖1，15 口建庫時新建注采井中10 口井生產套管、油管剩余壁厚檢測數據見圖2、圖3。由圖1～3 可以看出，無論是油管還是套管，無論是老井還是建庫時的新建井，隨著井深的增加，總體趨勢是壁厚變小，即腐蝕量增加。這一規律，與參考文獻［5］中提出的“管柱腐蝕主要為電化學腐蝕和沖蝕，電化學腐蝕是由CO2和H2O 引起，腐蝕部位在1 900 m 以上”不一致。

圖1 4 口老井生產套管剩余壁厚檢測數據Fig.1 Detected residual wall thickness of production casing in 4 old wells

3.2 環空保護液面附近的管柱腐蝕

圖2 10 口注采井生產套管剩余壁厚檢測數據Fig.2 Detected residual wall thickness of production casing in 10 injection and production wells

圖3 10 口注采井油管剩余壁厚檢測數據Fig.3 Detected residual wall thickness of tubing in 10 injection and production wells

由圖1～3 可以看出，井口附近不遵循上述規律，即井口段均出現腐蝕量增加的情況。這是因為井口段水泥凝固時的收縮、油套管環空保護液的泄露，使井口段生產套管更多地暴露在空氣環境中，增加生產套管的腐蝕速度。圖4 是BAN53 井間隔4 年套管剩余壁厚檢測數據對比。第1 次檢測時環空保護液深484.0 m，井口至150 m 段剩余壁厚逐漸增加，以下井段遵循井深增加腐蝕量增加規律。4 年后第2 次檢測時環空保護液界面在2 177.0 m (環空保護液幾乎全部漏失)，上部井段套管腐蝕明顯加快，但井口部位(井深＜150 m)兩次幾乎一致。另外，腐蝕量大的異常點(760～880 m、1 190～1 270 m)，可能是環空保護液界面在附近停留時間較長引起。這是因為環空保護液漏失，環空進入了含有氧氣的空氣，但保護液界面又隨油管內壓力變化在不斷上下變化，使環空保護液界面附近套管在潮濕的有氧環境下加速腐蝕。

圖4 BAN53 井間隔4 年2 次檢測套管剩余壁厚Fig.4 Residual wall thickness of casing in Well BAN53 detected twice with interval of 4 years

3.3 測量誤差扣減引起的差異

對檢測的4 口老井、建庫時13 口新建井油套管最大腐蝕速率和平均腐蝕速率進行統計，由表2 和表3 可以看出，老井油管腐蝕速率明顯大于套管腐蝕速率，且大于參考文獻［13］腐蝕速率≤0.076 mm/a的要求，也大于大多數參考文獻實驗所得出的腐蝕速率(見表4)。建庫時新建井油套管腐蝕速率小，腐蝕量(速率)基本一致。

表3 大張坨儲氣庫建庫時新建注采井油套管腐蝕速率Table 3 Corrosion rate of tubing and casing in the wells which are newly constructed during the construction of Dazhangtuo Underground Gas Storage

表4 不同參考文獻所給出的儲氣庫注采井油套管腐蝕速率Table 4 Corrosion rate of tubing and casing in the injection and production wells for gas storage described in different references

分析產生差異的原因主要為：

(1)測量誤差(所有壁厚減除了儀器誤差0.7 mm，見式(1)，但儀器也可能有反向誤差)。在用油套管的無損檢測，一般誤差在0.2～0.4 mm［14］，為保守起見，用于油套管無損檢測的儀器，一般把自身的誤差設定為-0.7 mm，這也引起測量數據的誤差。另外，不同時間的測量，其誤差也可能不同。表3 中的KU12、KU14 井服役時間短，但檢測的腐蝕速率大，進一步說明了檢測時扣減測量誤差引起了差異。

(2)根據相關標準［15-16］，油套管壁厚允許有±12.5%偏差。這使服役時間短、腐蝕量小的新建井，對-0.7 mm 誤差的減除更敏感。

因此，老井油管腐蝕速率明顯大于套管腐蝕速率的現象應該是假象。目前，儲氣庫建設過程中及短期服役沒有出現問題的井，均沒有對油套管進行基準壁厚的檢測。為了便于服役后期的腐蝕、腐蝕速率及剩余壁厚分析預測，儲氣庫注采井應該在完成建井或建井5 年內，對油套管實際壁厚進行檢測，作為后續檢測分析的基準。

3.4 服役年限、工況對腐蝕速率的影響

由表2 和表3 可以看出，注采井工況和服役年限相當，腐蝕速率基本相同。如TUOZHU1 井和TUOZHU2 井、KU1～KU11 井、KU12 井和KU14 井等；BAN52 和BAN53 井第1 次檢測工況服役年限相當，腐蝕速率基本相等，但與BAN53 井4 年后的第2 次檢測數據相比，有明顯差異。

圖1 所示4 口老井在1 370～1 570 m 間，均出現套管壁厚不降反升的拐點，這可能與套管外水泥環的保護有關(套管外水泥返深TUOZHU1 井在1 009 m，TUOZHU2 井在1 140 m)，或與本段的地層水的腐蝕有關。

4 結論

(1)儲氣庫注采井油套管腐蝕速率與設計前室內實驗、生產過程掛片監測數據相比有較大差異，主要表現在油套管實際腐蝕量隨井深增加而增加，環空保護液、水泥環界面附近及井口段腐蝕量顯著增加。服役年限相同、工況類似的井，油套管腐蝕量(速率)、腐蝕異常點基本一致。

(2)儲氣庫注采井完整性取決于油套管完整性。由于儲氣庫注采井長期承受交變應力，且存在油管沖蝕，因此在油套管設計時，應充分考慮油套管長期腐蝕和油管的沖蝕，盈余量應顯著大于常規油氣井，特別是井口段200 m、下部井段應增加油套管壁厚。

(3)儲氣庫注采井應在完成建井或服役5 年內，進行油套管基準壁厚檢測，以備后期檢測評價油套管腐蝕速率計算，進一步預測油套管剩余使用壽命。