超深高壓含硫氣井油管H2S/CO2腐蝕規律研究

＊劉奇林 杜浪* 羅召錢 鄭榕 蔣建勛 倪丹

（1.中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦 四川 621741 2.西南石油大學石油與天然氣工程學院 四川 610500）

當前，國內眾多油氣田在勘探開發過程中，管柱都不同程度地產生了CO2和H2S腐蝕。國內外對CO2和H2S腐蝕的研究較多，曾德智[1]等提出，當溫度為30～120℃時，T95鋼管腐蝕速率隨著溫度升高先升高后降低，在90℃時腐蝕速率最大，同時分析了鋼管的CO2腐蝕影響因素[2]。劉奇林[3]針對氣田產水和高含硫化氫的特點，提出了一種氣液分立+脫硫+緩蝕劑+清管的地面設備防護方法。但國內外學者對同時含有CO2和H2S兩種腐蝕氣體的研究相對較少，至今尚未形成完整的理論體系[4]。

ST8井井深7500m，油管下深7320m，井底溫度161℃，產氣量18.65萬m3/d，產水量6.5m3/d。產出氣CO2含量31.85g/m3，H2S含量4.16g/m3，是一口典型的超深高壓酸性含硫氣井。該井的油管在高溫、高壓及H2S/CO2并存的惡劣環境下極易發生腐蝕[5]。因此有必要對油管和在井下高溫高壓環境中的CO2/H2S腐蝕行為進行評價，保障川西北部工區的安全穩定生產。

1.CO2/H2S共同腐蝕機理

在井下高溫高壓環境下，由于腐蝕性組分以及腐蝕產物膜之間復雜的相互作用，CO2和H2S共同腐蝕的速率并不完全取決于CO2、H2S的含量或它們的分壓，還與不同井下生產工況帶來的不同動態腐蝕環境有關。H2S對CO2腐蝕的影響非常復雜，一方面，Fe和H2S反應生成的致密FeS膜會隔絕CO2與Fe的接觸，減緩CO2腐蝕速率。另一方面，H2S與Fe反應生成的H+離子又會破壞CO2與Fe反應生成的FeCO3膜，加速腐蝕的進行，其腐蝕形態的變化與H2S含量和溫度直接相關。

2.ST8井全井筒油管流速計算

文獻[6]的研究表明，溫度和流速對碳鋼油管的H2S/CO2腐蝕速率有顯著的影響。為準確標定腐蝕實驗條件，評價ST8井各井段油管腐蝕速率，可利用Fluent軟件仿真計算ST8井全井段油管的流速分布。

(1)ST8井基本情況

ST8井生產管柱均為BG110SS材質，0～2056m井段油管內徑為69.84mm，2506～5937m井段油管內徑為76mm，5937～ 7230m井段油管內徑為62.01mm。根據現場測試數據，油管流壓及溫度分布如圖1所示。

圖1 ST8井油管內溫度壓力分布

(2)油管流速計算

根據ST8井的溫度、壓力分布模型，使用S-R-K[6]真實氣體狀態方程，采用穩態計算的方法，計算ST8井全井筒油管速度分布，計算結果如公式（1）所示。

式中：x為井深，km；v為流速，m/s。

根據式（1），可作出全井筒速度分布曲線，如圖2所示。分析圖2和式（1）可發現，2506m和5937m位置為變扣接頭，出現了速度突變。仿真結果表明，油管內大部分區域的流速都大于4m/s；在5937m井深，油管內的速度最大為6.8m/s。因此，在開展腐蝕實驗時，介質的最大流速應達到7m/s。

圖2 油管內速度場分布

3.腐蝕實驗

根據仿真結果，結合腐蝕實驗裝置的性能參數及ST8井的生產工況，利用高溫高壓動態失重腐蝕評價裝置[7]開展腐蝕實驗，實驗條件設置如下：腐蝕環境溫度為30～170℃；CO2/H2S分壓分別為1.23MPa和0.202MPa；介質流速為0～7m/s。

(1)實驗步驟

實驗前：使用氮氣對地層水進行充分除氧，清洗樣品并進行預膜處理；通入氮氣試壓，檢驗高壓反應釜的密封性；持續通入氮氣2h除氧，升溫至實驗溫度；依次通入實驗工況要求的H2S氣體、CO2氣體和氮氣，當溫度、壓力達到實驗條件時記錄實驗開始時間。

實驗周期內：監控并記錄溫度、壓力數值，確保溫度壓力穩定直至實驗結束。

實驗結束后，去除腐蝕產物，使用精度為0.1mg的電子天平稱重，并根據式（2）計算腐蝕速率。

式中：CR為腐蝕速率，mm/a；W1為實驗前試樣重量，g；W2為實驗后試樣重量，g；A為試樣表面積，mm2；τ為實驗時間，h；D為材料密度，g/cm3。

(2)結果與分析

①溫度對BG110SS油管材質腐蝕速率的影響

為了研究溫度對BG110SS油管材質腐蝕速率的影響，特設置溫度分別為30℃、60℃、90℃、120℃、150℃、170℃，固定介質流速為4m/s，其余參數與生產參數保持一致。168h后的實驗結果如圖3所示。

圖3 溫度對BG110SS鋼腐蝕速率的影響

從圖3可知，在30～170℃范圍內，隨著溫度的升高，BG110SS鋼試樣的腐蝕速率呈現先增后降的趨勢；當溫度為90℃，試樣的腐蝕速率均達到最大值，平均腐蝕速率為0.729mm/a。根據標準NACE RP0775-2005，BG110SS油管鋼在該環境下屬于嚴重腐蝕。

②流速對BG110SS油管材質腐蝕速率的影響

為了研究流速對BG110SS油管材質腐蝕速率的影響，特設置介質流速分別為0m/s、1m/s、3m/s、5m/s，7m/s，固定溫度為150℃，其余參數與生產參數保持一致。168h后的實驗結果如圖4所示。

圖4 流速對BG110SS鋼腐蝕速率的影響

從圖4可知，流速從0m/s增加到7m/s，BG110SS材質的腐蝕速率均迅速增大。流速為7m/s時的平均腐蝕速率比流速為0m/s的情況下提高了20倍，達到1.8104mm/a，已屬于極嚴重腐蝕。

③全井筒腐蝕速率預測

對3.2.1節和3.2.2節的實驗數據進行數學回歸，可得到在ST8井生產工況下，油管腐蝕速率與溫度及流速之間的經驗公式，回歸系數R2＞0.95。經驗公式如式（3）所示：

式中，CR為腐蝕速率，mm/a；T為井筒溫度，K；T0為腐蝕速率最大時的溫度，K；v為介質流速，m/s。將相應工況參數代入式（3），作出腐蝕速率與井深的關系曲線，如圖5所示。

圖5 ST8井全井筒油管腐蝕速率

從圖5可知，ST8井全井筒的油管腐蝕速率均大于0.4mm/a，在5937m井深處的腐蝕速率高達2.03mm/a，若不加防護，極易因腐蝕而穿孔，影響氣井安全生產。

4.結論

（1）BG110SS碳鋼的油管腐蝕速率，在30～170℃的溫度范圍內，呈現先上升，后下降，再緩慢上升的趨勢，其中90℃的腐蝕速率最高；在0～7m/s的流速范圍內，流速越大腐蝕速率越高，7m/s流速下的腐蝕速率大約為0m/s條件下的20倍。

（2）在ST8井的生產作業中，全井筒油管的腐蝕速率均大于0.4mm/a，在5937m井深處的腐蝕速率高達2.03mm/a，屬于嚴重腐蝕。

為保障氣井安全穩定生產，建議將碳鋼油管替換為耐腐蝕性能好的油管或采用緩蝕劑預膜工藝，在油管內加注合適的緩蝕劑。