延安气田下古生界气藏完井管柱分段选材研究

冯　博，唐永槐，燕迎飞，姚　军

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安　710075)

由于CO2或H2S 等苛刻环境的普遍存在，油气田装备用油套管钢遇到了严重的腐蚀问题[1]。国内外虽然已经开展了一些在H2S/CO2共存条件下的腐蚀研究，但大部分研究思路是将低含量的H2S作为CO2腐蚀的一种影响因素[2]。大量的试验和实践表明，CO2和H2S共存时的腐蚀行为远比它们单独作用时复杂[3-5]。

延安气田属低含H2S、中—低含CO2气藏[6]，井下管柱腐蚀成为气田安全生产的主要威胁，需要就此问题展开针对性研究。

1　问题的提出

井下管柱材质的选择一般根据H2S和CO2的分压进行(图1)，根据这种方法，延安气田下古生界气藏气井大部分应该选用镍基合金材质的管材，但这种管材价格昂贵，制约了其在延安气田下古生界气藏的大规模使用。

在目前的生产实践中，存在的问题主要是管柱断裂(图2)和井下管柱大面积腐蚀(图3)。通过技术手段分析，断裂是由硫化物应力开裂导致的，而腐蚀产物主要为FeCO3和Fe3C，判定其腐蚀机理为二氧化碳腐蚀。

通过现场情况观察，断裂一般发生在管柱上部，腐蚀出现在管柱中下部，这些现象说明，管柱上部主要受拉应力作用下的硫化物应力开裂影响，管柱中下部主要发生电化学腐蚀，并受复杂环境影响。

图1　金属管材选材规范Fig.1　Materials choosing specifications of metal pipes

图2　现场管柱断裂情况Fig.2　Fracture of pipe string

图3　现场管柱腐蚀情况Fig.3　Corrosion of pipe string

目前，已有大量学者对我国各地油气田不同状况的油气腐蚀做过调查性研究[7]，其中提到的缓蚀剂、管道内涂层[8]、电化学防腐等技术从各个角度阐述了防腐的原理和措施。这些方法仍是基于在单一材质管柱的基础上采取不同技术手段延缓腐蚀速率，并非是从井下管柱的具体腐蚀原因着手进行针对性的防腐；由于井下腐蚀情况比较复杂，这些方法可能存在安全隐患，管柱选材不足的问题凸显。

2　组合材质管柱

2.1　可行性分析

2.1.1管柱材料的抗腐蚀性

对比镍基合金材质管柱，使用普通抗硫管能够显著降低费用，并且符合现场使用习惯。考虑到这一点，针对下古生界天然气井的流体特征，利用本区下古生界储层产出地层水，进行了金属在硫化氢环境中抗特殊形式环境开裂实验室试验推荐方法中的A法试验[9](图4)和腐蚀环境模拟试验[10](图5)来评估在现场条件下管柱的腐蚀情况。为了确保试验结果的普遍性，对目前现场常用的不同厂家生产的N80、80S、80S-3Cr、L80-13Cr管材进行筛选。

试验后试件样貌表面有锈蚀(图4)，外形无明显变化，无开裂。

图4　标准拉伸试样试验结果Fig.4　Tensile testing of standardized sample

图5　试验结果对比Fig.5　Comparison of experimental results

据此可以判定，在气藏工况条件下，80S、L80-13Cr较其余两种钢N80、80S-3Cr的耐CO2腐蚀能力强(表1)。

表1　钢材在80 ℃条件下的腐蚀试验Table 1　Steel corrosion experiment under the condition of 80 ℃

由试验结果可以看到，不同的材料在延安气田下古生界气藏的抗腐蚀能力有较大的区别。在选材时，需要综合考虑H2S含量、CO2分压、温度、pH值、Cl-浓度、流速等因素综合选用合适的材质。

温度是影响 CO2/H2S 共存环境中腐蚀的重要因素，温度从40 ℃升高至100 ℃，腐蚀速率持续增加，钢表面生成保护性差的FeS[11]；但温度较高时，当碳钢表面生成致密的腐蚀产物膜(FeCO3)后，碳钢的溶解速度随着温度升高而降低[12]，如图6所示。

图6　温度与腐蚀速率的关系Fig.6　The relationship between temperature and corrosion rate

Ikeda系统地研究了低Cr钢的腐蚀情况[13]，给出了不同含Cr量的碳钢在不同温度下的腐蚀速率。随着含Cr量的提高，最高腐蚀速率出现的温度也逐步升高。考虑到延安气田下古生界储层埋深一般在3500～4400 m，地层温度为110～120 ℃，该结论能够给出在井底温度范围所能使用的管柱材质范围(图7)。

同样地，H2S介质温度不仅对反应速度有影响，而且对腐蚀产物膜的保护性有很大的影响。当温度在110～200 ℃时，腐蚀速率较小，随后随温度升高，腐蚀速率增大[14]。

在H2S为低含量(70 mg/m3)和高含量(6000 mg/m3)时，N80钢与抗硫钢80S的平均腐蚀速率和腐蚀形态相近，因此该工况条件下N80和80S钢的选用取决于经济因素和力学性能等；在中等H2S含量时，N80钢的平均腐蚀速率明显高于80S钢，呈现较为严重的局部腐蚀特征(图8)。

图7　不同含Cr量的碳钢在不同温度下的腐蚀速率Fig.7　Corrosion rates of carbon steel with Cr quantity at different temperatures

图8　H2S浓度与腐蚀速率的关系Fig.8　The relationship between H2S concentration and corrosion rate

考虑到延安气田下古生界储层腐蚀环境的特征，井下管柱总体处于腐蚀速率比较低的区域；但随着深度增加，温度逐步升高，CO2分压增大，管柱下部受到的腐蚀影响因素越加复杂。

综合分析普通碳钢和含Cr抗硫管材受各种影响因素的腐蚀情况，可以发现，普通碳钢最高腐蚀速率出现的温度低于抗硫材质管，而含Cr抗硫管材的抗腐蚀性能在不同温度区间能够得到充分发挥。考虑到延安气田下古生界储层埋深一般在3500～4400 m，地层温度为110～135 ℃，有必要按照管材性能进行精确定点选材，以发挥管柱的最优性能。

2.1.2电偶腐蚀影响分析

如果选用组合材质作为井下管柱材质的选择，不同的材质相互接触，不可避免会出现电偶腐蚀。电偶腐蚀影响程度的大小，决定了这种方法的安全程度，因此有必要对这种腐蚀情况进行研究。

严密林、李鹤林[15]等研究了G3油管钢在井下与普通抗硫套管如SM80SS接触构成电偶腐蚀电池时面积效应、环境温度对电偶腐蚀电池的影响规律，测试结果表明，在模拟油气田水介质腐蚀环境中，G3油管和SM80SS套管钢构成的电偶对中，G3钢为电偶腐蚀电池的阴极，而SM80SS钢为电偶腐蚀电池的阳极。温度的升高会加速电偶腐蚀程度。随着阴阳极面积比的增大，电偶腐蚀速率呈不断增大的趋势。

殷名学、曹晓燕等[16]以罗家11H井完井油管管串结构为例，进行了抗硫油管与镍铬合金钢材料的电偶腐蚀评价试验研究，结果表明，在该井的腐蚀环境下，718镍铬合金材料几乎不发生腐蚀。VM80SS油管材料虽然遭受电偶腐蚀，但腐蚀的程度并不十分严重。阳极(VM80SS)面积越小，其腐蚀率越大。当VM80SS/718面积比远大于1 ( 1∶0.15)时，其腐蚀率与同等条件下VM80SS的腐蚀率相当。

考虑到延安气田下古生界气藏H2S、CO2分压、井底温度都普遍低于罗家11H井，比较之下，延安气田下古生界气井腐蚀环境有利于井下管柱抗腐蚀能力的发挥。在井口到温度为40 ℃的井段和40 ℃到井底的井段长度基本相当，不存在阳极面积小的情况，处于抗电偶腐蚀的有利条件之下，故可以判定，分段选材精确定点保护的思路能够应用于延安气田下古生界气藏，电偶腐蚀不构成主要威胁。现场实际生产状况的跟踪也证明了这一点。

2.2　分段选材研究

根据以上分析，按照正常的温梯度计算，温度逐步升高到40 ℃，腐蚀速率逐步提高，但在40 ℃以下，是各种钢材的腐蚀速率总体处于比较低的温度区间，在此温度区间内，主要考虑管材的力学性能兼顾抗硫性能进行选材。随着井深的加深，40 ℃以上井段直到井底，由于温度升高，从腐蚀速率曲线来看，腐蚀速率逐步增高，不同含Cr钢材的最高腐蚀速率出现了显著变化；总体看来，随着含Cr量的提高，最高腐蚀速率出现的温度不断增高，随着温度升高，H2S腐蚀敏感性降低[17]，此时，选材时需着重考虑电化学腐蚀影响。

综上所述，考虑到延安气田下古生界气藏的井深，在井口到温度为40 ℃的井段，80S-3Cr能够很好地满足管柱的防腐性能要求；在40 ℃到井底的井段，温度不断升高，L80-13Cr材质管柱的腐蚀速率明显低于其他几种材质，而且在井底处于H2S影响不明显的温度区间，能够确保安全生产。

鉴于此，在正常生产过程中，管柱上部应选择抗硫管材，如80S-3Cr，下部可选用L80-13Cr材质的管道。

3　结论及认识

(1)通过试验研究判定在气藏工况条件下，80S、L80-13Cr较其余两种钢N80、80S-3Cr的耐CO2腐蚀能力强，井口到温度为40 ℃的井段，80S-3Cr能够满足管柱的防腐性能要求；在40 ℃到井底的井段，L80-13Cr材质管柱的腐蚀速率明显低于其他几种材质。

(2)在延安气田下古生界气藏气井应用分段选材时，电偶腐蚀不构成严重威胁。

(3)在管柱上部选用80S-3Cr，下部选用L80-13Cr材质管柱能够大幅度降低成本，具备比较突出的经济性。