蘇里格氣田氣井中腐蝕因素分析

張磊

摘要：對蘇里格氣田多個采樣點的氣質、水質、油質進行實驗室分析，通過掛片腐蝕試驗研究了N80鋼在典型區塊產出水中的腐蝕行為。結果表明：蘇里格氣田整體屬低含H2S低含CO2氣藏;在低含Cl-的水樣中，N80鋼的電化學阻抗較高，在高含Cl-水樣中，N80鋼的自腐蝕電位負移，在蘇里格氣田上古生界氣藏的氣井中，N80鋼以CO2腐蝕為主，在下古生界氣藏的氣井中，以H2S腐蝕為主。

關鍵詞：蘇里格氣田;CO2腐蝕;H2S腐蝕

目前，蘇里格氣田水氣比逐年攀升，采出水礦化度升高、PH不斷降低，井筒流體中含有大量腐蝕性物質，構成了氣井井下多因素的金屬腐蝕環境，在高溫高壓的條件下，這些物質及其交互作用使得生產井井筒腐蝕與結垢日益嚴重。引起蘇里格氣田中井筒腐蝕的主要原因是H2S-CO2-H2O體系中的電化學腐蝕。蘇里格氣田的采出水水質復雜，含有大量的CO2、H2S、微生物以及高礦化度的陰陽離子，這些因素使油氣田污水具有很強的腐蝕性，對井下管柱造成嚴重的腐蝕。井筒中流體的組分和物理化學性質對氣井井筒腐蝕及其腐蝕防護有重要影響。

1.蘇里格氣田氣井水質分析

選取蘇里格氣田具有代表性的水樣，這些水樣分別從采氣井口、集氣站場進站匯管采集，均為經過處理的天然水樣。參照SY/T5329-1994《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》進行水質分析。

（1）懸浮物含量

采用濾膜過濾法，即讓水通過質量恒定的濾膜（平均孔徑為0.45μm），根據過濾水的體積和濾膜的質量變化，計算水中懸浮固體的含量。

（2）總礦化度和鈣、鎂離子含量

總礦化度為水中總鹽含量，通過重量法測得，即將水樣濾去漂浮物、沉降性固體物，并去除有機物后蒸干稱量。在PH為10的氨水-氯化銨緩沖溶液中，以鉻黑為指示劑，用乙二胺四乙酸標準溶液滴定測得水樣中鈣、鎂離子的總量，即總硬度;在PH為12的相同介質中，以鈣試劑為指示劑，用EDTA標準溶液滴定測得水樣中鈣離子的含量。

（3）陽離子總含量

陽離子總含量：Ca2+、Mg2+、Fe3+、Fe2+、Na++K+等陽離子含量之和。

2. 蘇里格氣田氣井氣質及凝析油質分析

（1）氣質分析利用氣質樣品中各組分的沸點、極性及吸附系數在色譜柱中的差異，使各組分在色譜柱中分離，形成氣相色譜圖完成各組分的定量分析，試驗儀器為GC-6890氣相色譜儀。

（2）凝析油質分析凝析油是指在地下深處一定溫度、壓力條件下呈氣態的烴類，采至地面后由于溫變和壓力的降低，凝結為液態的輕質油，通常是無色透明或帶淺黃色，基本不含膠質、瀝青質。采用氣質聯用儀對凝析油組分進行分析。將氣相色譜儀和質譜儀，通過接口連接起來，將復雜混合物分離成單組分后進行分析檢測

（3）電化學試驗

電化學試驗在恒溫水浴中進行，測試裝置為由多通道電化學測試系統和0.5L的玻璃電解池組成。通過數據處理可以得到Tafel斜率，導入Tafel方程中可得到電極的腐蝕電流密度，從而轉化為腐蝕速率。

（4）掛片腐蝕試驗

采用油套管材料N80鋼為試驗材料，按照《油田設備抗硫化物應力腐蝕斷裂和應力腐蝕裂紋的金屬材料》標準將試驗鋼制成掛片。將掛片浸入無水乙醇中用脫脂棉擦洗兩遍，再移入清潔的無水乙醇中浸泡片刻，置干凈濾紙上，冷風吹干，用濾紙包好，置干燥器中24h后待用。對掛片進行前處理、編號，測其面積和質量;將掛片置于監測裝置中并下放到指定井筒深度，放置95d后，將掛片取出、進行酸洗等后處理;通過失重法計算掛片的平均腐蝕速率。采用型光學數碼顯微鏡測量腐蝕掛片點蝕深度;采用掃描電鏡對腐蝕掛片進行微觀形貌觀察;采用能譜分析儀對掛片表面腐蝕產物進行微區成分分析;采用X衍射分析儀對腐蝕產物進行結構分析。

3.結果與討論

（1）水質分析

檢測水樣均為Cacl2型，PH介于5.9-7.8，懸浮物含量為45-4800mg/l;水樣中，Na++K+及Ca2+含量占較大比例，前者比后者高出1-2倍，總鐵含量為0.98-140mg/l，且以Fe2+為主;Cl-含量為2900-51000mg/l，遠高于其他陰離子含量，酚酞堿度均未檢出，甲基橙堿度為40-800mg/l，陰離子總含量為3200-51000mg/l;總礦化度較高且差異較大，為5000-82000mg/l，平均礦化度為21000mg/l。

（2）氣質及凝析油質分析

蘇里格氣井的氣質全分析和硫化氫分析結果可知：氣井中CO2的平均含量為1.25%，最高含量為7%，CO2含量整體呈現上升趨勢;上古生界氣藏H2S含量介于0-25mg/m3，平均含量為2.10mg/m3;下古生界氣井H2S平均含量為620mg/m3，最高含量為15000mg/m3，CO2含量為1.2%，略低于氣田整體水平。根據天然氣行業《氣藏分類》標準對CO2、H2S氣藏的分類，蘇里格氣田整體屬低含H2S、低含CO2氣藏。

（3）掛片腐蝕試驗

依照蘇里格氣田的經驗，注水系統管柱的腐蝕速率一般高于生產系統的，因此依照《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》中推薦的平均腐蝕速率控制指標。結果表明：不同井深處N80鋼的平均腐蝕速率均小于0.076mm/a，這說明絕大部分氣井可以滿足生產要求。

4.腐蝕因素分析

蘇里格氣田CO2源于地層蘊藏（上古生界、下古生界），H2S產生于下古氣藏及硫酸鹽還原菌反應。蘇里格氣田CO2的平均含量為1.25%，目前氣田的平均套壓為7.6MPa，計算得到CO2分壓為0.24MPa。CO2和H2S的分壓比反映了腐蝕的主控因素，當25

5.結論

蘇里格氣田的腐蝕主控因素為CO2。H2S和Cl-的存在加速了均勻腐蝕和局部腐蝕;下古生界的氣藏中，少部分高含H2S氣井可能以H2S腐蝕為主。在實際生產過程中，監測到掛片表面的沖蝕凹槽，說明固體顆粒對油套管產生了磨損/腐蝕協同破壞，同時垢下腐蝕和SRB腐蝕產物的去極化作用也不容忽視。

參考文獻：

[1]劉杰，李建東，尹志福，等.井下管柱腐蝕分析及緩蝕劑應用[J].腐蝕科學與防護技術，2016，28（1）：95-96

[2]張書平，趙文，張宏福，等.長慶氣田氣井腐蝕因素及防腐對策[J].天然氣工業，2002，22（6）：112-113.

中國石油長慶油田分公司第四采氣廠