煤層氣井管柱防腐措施及效果評價

崔建斌 張 聰 樊 彬 賈慧敏 覃蒙扶 何 軍

(中國石油華北油田分公司山西煤層氣有限公司，山西 048000)

煤層氣開發過程為降壓抽排，需要不斷的將煤層水排出，降低地層壓力，在該過程中，油管環空內充滿煤層水，對井下管柱結構會造成一定程度的腐蝕。煤層氣開發排采工藝主要采用N80油管和D級抽油桿，兩種材質的鋼在生產過程中均存在不同程度的腐蝕情況。

經過大量現場觀察及統計分析，煤層氣井腐蝕多為抽油桿本體，油管外壁腐蝕情況較輕，說明煤層氣井腐蝕主要為水蝕。因此針對煤層井防腐蝕因針對煤層水采用措施，達到緩解腐蝕，延長排采周期的目的。本文將通過華北油田山西煤層氣分公司(以下簡稱分公司)采取的防腐措施中進行說明。

1 煤層氣管柱腐蝕分析

(1)腐蝕部位分析

通過大量現場觀察，腐蝕現象多發生在抽油桿本體和油管內壁，抽油桿外壁布滿了大大小小的腐蝕坑及銹蝕產物，并形成很多很大的孔洞，管柱結構自上至下均存在腐蝕現象，油管外壁腐蝕程度較輕，大多為光滑金屬面，未見明顯腐蝕，腐蝕程度和腐蝕頻次很低。

針對上述情況，分析造成煤層氣井管柱腐蝕的主要因素為煤層水，氣體對井下管柱腐蝕為次要因素。腐蝕現場均勻分布整個管串，說明壓力對腐蝕的影響較小。腐蝕優先從油管內壁開始，由內向外持續擴展，這與常規油井腐蝕情況相近。

圖1 煤層氣井現場腐蝕情況

(2)煤層水水質組分

通過水質化驗，分公司煤層氣井水質水型主要為NaHCO3，少部分CaCl2和Na2SO4，pH值介于6.5～7.0，成弱酸性。煤層水成分見表1。

表1 煤層水成分表

(3)煤層氣井腐蝕原因分析

排采井產出水有2種水型：CaCl2型和NaHCO3型。高Cl-含量引起的點蝕和CO2溶于水產生的電化學腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。

CO2腐蝕是主要的電化學腐蝕，油管發生CO2腐蝕的條件是CO2含量和水同時存在，CO2干氣狀態下并不具有腐蝕性，而水溶CO2則會形成碳酸，酸性條件下氫離子較多時，氣井井下油管會發生氫去極化腐蝕的現象。但是由于煤層氣井較淺，套壓及液柱壓力較小，雖然CO2溶解度與壓力值有關，壓力越大，溶解度越高，但是未出現管柱下深越深，腐蝕現象越明顯的現象。

2 防腐措施篩選

確定了煤層氣井主要腐蝕類型為電化學腐蝕后，針對電化學腐蝕防治措施目前國內油田主要應用耐蝕合金材料、內涂層油管、緩蝕劑、防腐涂層抽油桿及內襯管等幾種防腐方式。

由于煤層水產出后不集中進入管線收集處理，為防止出現環境污染，所以在防腐措施篩選中未采用加緩釋劑的方式。

煤層氣開發為低成本開發，耐腐蝕合金材料和玻璃鋼油管、抽油桿比N80油管和普通D級抽油桿材料費用貴太多，所以在選擇防腐措施時未通過經濟性評價。

最終，分公司在防腐措施上選擇了防腐抽油桿、包裹式抽油桿和內襯油管三種方式。三種防腐方式可以分別使用，也可以結合使用。

3 防腐措施效果

(1)防腐抽油桿

2012年開始試驗使用防腐抽油桿，首先應用在華北429井，該井于2011年投產，投產后多次因油管磨漏、抽油桿斷脫等故障停井作業，無法連續排采。故障檢泵記錄見表2。

通過表2可以看出該井自投產后平均一年出現一次井筒故障，最短故障周期僅有151d，遠未達到煤層氣井連續排采的要求。

表2 華北429井故障檢泵記錄

通過現場觀察，故障起出的全井抽油桿外壁均有大量腐蝕坑，個別位置有明顯的不規則腐蝕痕跡，抽油桿本體沒有桿管摩擦的痕跡，因此判斷該井出現桿斷及油管磨穿的故障原因為腐蝕造成。腐蝕情況如圖2所示。

圖2 抽油桿腐蝕

因此，該井于2015年1月因油管磨漏后檢泵更換了防腐抽油桿，更換之后解決了抽油桿斷脫及油管漏的問題，最近于2017年11月因管式泵凡爾罩斷檢泵作業，未再次出現腐蝕問題，檢泵周期也延長到了595d，且仍在正常生產。

由于在單井使用效果較好，后逐漸在其他腐蝕井使用，截止到2019年6月，分公司共在4口井上應用此技術。

(2)包裹式抽油桿

分公司最初引入包裹式抽油桿原因是因為嚴重的桿管偏磨，后由于防腐抽油桿涂層后外徑較常規抽油桿粗，插楔式扶正器無法正常使用，造成在防偏磨方面效果不好，因此引入了包裹式抽油桿。

包裹式抽油桿既可以解決腐蝕的問題，也可以有效的起到防偏磨保護抽油桿的效果。包裹式抽油桿是在抽油桿外壁使用HDPE(高密度聚乙烯)材料加工一層防腐耐磨包裹層，包裹層壁厚嚴格控制在2～2.5mm，既具有較好的防腐耐磨性能，也不會造成抽油桿外徑過大，油管環空面積變小。包裹式抽油桿在抽油桿本體、圓弧過度區、凸緣、扳手方頸、推承面臺肩、抽油桿接箍(除外螺紋接頭和卸荷槽之外)等都需要包裹HDPE材料(圖3)。

截止到2019年，包裹式抽油桿已經在分公司使用6口井，均可以滿足防腐要求。以華北66井為例，該井2012年2月投產，投產后多次因為腐蝕和偏磨共同作用造成抽油桿斷頻繁檢泵作業。檢泵記錄見表3。

通過表3可以看出在使用了包裹式抽油桿后華北66井大大緩解了抽油桿腐蝕斷脫現象。該井因為抽油桿反復斷脫多次進行檢泵作業更換抽油桿，但是更換抽油桿后效果不理想，仍依然出現抽油桿斷脫的故障，因此于2016年1月更換了包裹式抽油桿，更換后有效解決了抽油桿腐蝕斷脫的故障，雖然仍出現了幾次井筒故障，但均不是因為包裹式抽油桿故障引起，且目前該井仍在正常運行。

(3)內襯油管

當抽油桿腐蝕問題得到緩解后，油管腐蝕問題就體現出來，成為了腐蝕治理的重點，于是引入了內襯油管。

內襯油管是將高密度聚乙烯材料內襯于普通油管內，制成復合油管內壁和抽油桿直接接觸，使抽油桿與油管內襯進行接觸摩擦，聚乙烯材料具有耐磨性。

分公司使用的內襯油管對內襯涂層有明確的要求，要求內襯壁厚介于3.8mm至4mm之間，最小油管內徑不小于53.0mm，既滿足了防腐耐磨的要求，也不影響流體的通過。

由于內襯油管具有防腐、防偏磨的功能，且D19mm抽油桿扶正器外徑為58mm，所以，管柱結構可以僅使用內襯油管，抽油桿無需扶正。

由于內襯油管費用較高，只在腐蝕非常嚴重的井上應用，截止到2019年，共計使用了三口井，合計2000m。以華北013井為例進行說明。

通過表4可以看出華北013井2011年投產到2015年2月更換內襯油管前因腐蝕問題共計發生檢泵作業9次以上，檢泵周期最長只有217d。更換內襯油管后未出現腐蝕情況，檢泵周期延長至1146d，且還在繼續增長。通過華北013井可以看出，內襯油管在煤層氣腐蝕井具有良好的防腐蝕效果，可以滿足生產要求。

表4 華北013井故障記錄