鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

尚万宁 乔玉龙 闫昭 仵海龙 韩军平

中国石油长庆油田公司第一采气厂

天然气生产过程中，采出天然气中携带的H2S、CO2等酸性气体以及高矿化度地层水会对气井油管和井口设备产生一定的腐蚀现象[1]。鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产，天然气中携带H2S、CO2等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质，H2S含量平均为691mg／m3，CO2为5%。近年来，靖边气田气井修井作业跟踪结果表明，靖边气田起出的油管均存在一定程度的腐蚀现象。

1 气井油管腐蚀机理分析

气井大修过程中起出油管腐蚀检测及分析结果表明，靖边气田气井油管电化学腐蚀与应力腐蚀同时存在，但主要发生由H2S－CO2－H2O（Cl－）体系引起的电化学腐蚀[2]，见表1。

表1 气井油管腐蚀机理表

2 油管腐蚀检测及影响因素分析

通过利用MIT多臂成像井径仪、MTT磁检测仪、MID－K电磁探伤测井仪采取绳索作业方式对靖边气田60余口气井开展了不动管柱气井油管腐蚀检测[3]与分析工作。

2.1 油管腐蚀检测

2.1.1 检测技术准确性验证

结合气井更换油管作业，将3口气井起出油管的腐蚀情况与测井解释结果进行对比，结果见表2。

通过气井油管检测情况与起出油管腐蚀情况对比，表明起出油管腐蚀情况与利用MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K测井仪器组合所进行的不压井油管腐蚀检测结果较符合，吻合程度达90%以上。

2.1.2 腐蚀检测情况

通过 MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K仪器组合对靖边气田60余口气井的油管腐蚀检测，掌握了靖边气田气井油管的腐蚀状况，中高产水及高产水气井的油管腐蚀情况较严重。

2.2 影响因素分析

靖边气田属于中含CO2、低含H2S气藏，气井均有不同程度的产水，水型以CaCl2为主，pH值为5～7呈弱酸性[4]，腐蚀影响因素较多。靖边气田气井油管腐蚀影响因素分析结果表明，气井油管腐蚀程度与气井产水量有着较为密切的关系。同时，腐蚀程度也与地层水矿化度、Cl－、CO2、H2S等腐蚀因素相关[5]。

表2 气井解释结果与起出油管腐蚀情况对比表

2.2.1 产水量的影响

根据历年油管腐蚀测试结果，结合气井产水量对应的最大局部腐蚀速率的影响（图1），可以看出，气井油管腐蚀程度与气井产水量关系密切，气井腐蚀速率随着气井产水量的增加而增长。中度及轻微腐蚀气井主要分布于日产水量小于2m3的气井，严重和极严重腐蚀气井主要分布于日产水量大于2m3的产水气井。

2.2.2 产出水矿化度和Cl－的影响

多数黄瓜品种在8～11 h的短日照条件下生长良好。适宜的温度是保证黄瓜生长的基础与前提，黄瓜喜温暖，不耐寒冷，最适宜地温为20～25℃，最低为15℃左右。黄瓜喜欢潮湿的环境，栽培过程中要求保持水分充足，适宜土壤湿度为60～90%，适宜的空气相对湿度为60～90%，光照充足条件下可以适时提升土壤湿度。另外，黄瓜喜肥而不耐肥，要求结合黄瓜生长状态选择施肥，宜选择富含有机质的肥沃土壤。同时合理控制土壤的pH值，通常pH值控制在6.5为宜，以保证黄瓜健康生长。

根据历年油管腐蚀检测结果，结合气井产水量与气井产出水矿化度和Cl－含量对应局部腐蚀速率的关系见图2。

图1 气井管柱局部腐蚀速率与日产水量关系图

图2 局部腐蚀速率与矿化度、氯离子含量关系图

可以看出，油管的腐蚀速率随着矿化度和Cl－含量的升高而增长。中度及轻微腐蚀的气井主要分布于Cl－含量小于50g／L的气井中，而严重和极严重腐蚀气井主要分布于Cl－含量大于50g／L的产水气井。

2.2.3 CO2和 H2S的影响

CO2和H2S含量对气井管柱腐蚀速率的关系如图3所示。CO2含量大于4%时，油管腐蚀速率随CO2升高而上升。由于H2S含量比较低，其对管柱腐蚀的影响很小。

3 气井油管腐蚀规律

通过开展气井油管腐蚀检测与分析，得出靖边气田气井油管腐蚀存在以下规律：

1）高产水气井（大于10m3／d）：油管腐蚀严重，均匀腐蚀和局部腐蚀同时存在，最大局部腐蚀速率达到1.73mm／a，平均腐蚀速率为0.35mm／a。在油管腐蚀分布规程上，腐蚀严重井段集中在气井的中、下部，气井产水量及矿化度含量对该类气井井筒腐蚀影响较大。

2）中高产水气井（介于5～10m3／d）：油管腐蚀也较严重，均匀腐蚀和局部腐蚀同时存在，最大局部腐蚀速率达到0.91mm／a，平均腐蚀速率均为0.25mm／a。油管腐蚀相对严重段集中在气井的中部，气井产出水量及产水矿化度含量对该类气井井筒腐蚀影响较大。

3）中等产水气井（介于2～5m3／d）：油管腐蚀情况相对较重，最大腐蚀速率约为0.46mm／a，平均腐蚀速率为0.21mm／a。主要腐蚀部位在油管中、下部，酸气含量对该类气井井筒腐蚀起到主导作用，而气井产出水矿化度含量对腐蚀的影响次之。

图3 二氧化碳和硫化氢含量对气井管柱平均腐蚀速率的影响图

结合油管腐蚀因素分析情况以及靖边气田气井腐蚀检测结果，靖边气田气井油管腐蚀总体规律见表3。

表3 靖边气田气井管柱腐蚀规律表

结果表明，靖边气田气井油管腐蚀类型、腐蚀程度与气井产水量和产出流体的性质有着密切的关系，产水量大，产水矿化度高的气井油管腐蚀严重[6]。产水气井严重腐蚀井段主要集中在1 500m以下；在0～2 000m，产水气井油管腐蚀主要由外壁向内壁扩展，表现形式主要为点蚀、坑蚀；在2 000m以下，油管主要产生由内壁向外壁的腐蚀，油管表面结垢趋势随深度和温度提高而增强，垢层剥离后显示出蚀坑形貌。根据检测结果分析，靖边气田高产水气井油管检测周期为2～4年，中等产水气井检测周期为5～8年，低产水气井检测周期在8年以上。

4 防腐措施的改进

根据气井油管腐蚀检测结果以及腐蚀规律，结合靖边气田气井酸性组分、产水量、地层水矿化度等随着生产年限的增加而发生变化的现状，靖边气田从气井缓蚀剂评价、气井油管采用涂层防护两个方面对气井油管腐蚀防护措施进行了改进。

4.1 气井缓蚀剂评价

缓蚀剂加注工艺研究的最终目的是在保证安全和高缓蚀效果的同时最大限度地减少缓蚀剂的用量，以节约成本[5]。靖边气田开发初期，应用油溶水分散型和水溶型两种缓蚀剂开展气井井筒防护工作。但随着气田开发时间的逐渐增加，气井产出气、水质较气田初期有了较大的变化，部分气井开始产出高矿化度地层水且产水量逐渐增加，加剧了气井油管的腐蚀。通过室内电化学检测法、失重法及特征离子检测法等评价方法，开展了针对高产水气井的新型缓蚀剂腐蚀防护效果的评价及应用工作，有效减缓了产水气井油管的腐蚀状况[7]。

4.2 气井油管涂层防护

靖边气田气井大修后更换的油管采用了涂层技术进行腐蚀防护。采用涂层防护的油管内壁选用抗蚀性能、机械性能优良的改性环氧酚醛涂料（DPC）进行涂抹，以提高油管内壁的抗腐蚀能力；外壁涂层共计3层，底层选用13Cr不锈钢以提高基体的耐蚀性，中间层选用铝合金以起到牺牲阳极的作用，面层涂抹封孔剂以提高与腐蚀性介质的隔绝能力[8]。

靖边气田G4井于2003年4月17日投产，日产水为15.98m3，CO2含量为5.07%，H2S含量为89.69 mg／m3，Cl－含量为162.97g／L，总矿化度为256.62 g／L。2004年12月19日油管腐蚀穿孔，造成油管与环空连通。油管正常生产时间仅为1.5年，折算最大腐蚀速率为3.67mm／a。

2007年，在该井起出油管大修时，将该井全井段油管更换为了“内涂外喷”防腐油管。为了评价防腐效果，在2010年采用MIT＋MTT测井仪器组合对该井进行了不压井腐蚀检测，并与应用之前油管腐蚀情况进行对比，结果见图4。

图4 采用“内涂外喷”油管前后腐蚀情况对比图

结果表明：应用DPC内涂层＋外双金属复合喷涂技术油管后，检测发现油管内壁腐蚀轻微，最大腐蚀量控制在本体的10%以内，腐蚀速率最大为0.11mm／a。通过前后两种气井管柱腐蚀状况对比，发现该油管防腐效果良好。截至目前，该井油管使用时间已超过5年，生产正常。

5 结论及认识

1）靖边气田气井油管电化学腐蚀与应力腐蚀同时存在，腐蚀机理分析结果表明，气井油管主要发生由H2S－CO2－H2O（Cl－）体系引起的电化学腐蚀。

2）利用 MIT＋MTT或（MIT＋MTT）＋MID－K仪器组合的不动管柱井筒腐蚀检测技术所检测的气井油管腐蚀状况与起出油管的实际腐蚀状况较相符，检测结果能够反映气井油管的腐蚀状况。

3）气井油管腐蚀规律结果表明，靖边气田气井油管腐蚀类型、腐蚀程度与气井产水量和产出流体的性质有着密切的关系。气井产水量越大，产水矿化度越高，腐蚀就越严重，产水气井严重腐蚀井段主要集中在1 500m以下；在0～2 000m，产水气井油管腐蚀主要由外壁向内壁扩展，表现形式主要为点蚀、坑蚀；在2 000m以下，油管主要产生由内壁向外壁的腐蚀，油管表面结垢趋势随深度和温度提高而增强。

4）针对高产水气井油管的腐蚀状况，靖边气田通过采取新型缓蚀剂和应用涂层防腐油管两方面防护措施，有效地减缓了气井油管的腐蚀。

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