松南高含CO2气田气井腐蚀评价及生产管柱优选

石延辉

中国石化东北油气分公司 石油工程环保技术研究院 （吉林 长春 130062）

0 引言

松南气田位于松辽盆地南部长岭断陷中央隆起达尔罕断凸带腰英台深层构造高部位。地层自下而上发育侏罗纪火石岭组、下白垩纪沙河子组、营城组[1]。松南气田是中石化东北油气分公司储量规模最大、产能最高、稳产时间最长的主力气田，2007年底向国家储委提交天然气探明地质储量433.60×108m3，其中烃类气为338.21×108m3，天然气技术可采储量260.16×108m3，其中，烃类气为202.92×108m3。

松南气田地层压力系数为1.176，温度梯度为3.55℃/100m，为常温、常压系统[2]。松南气田营城组天然气成分以甲烷为主，含CO2较多，平均为18.1%~27.41%。

通过对松南气田的腐蚀机理进行分析，详细介绍了松南气田作业井的管柱腐蚀情况。实验模拟松南气田气井井下实际腐蚀环境，评价不同材质的油套管管材（P110、3Cr、13Cr）的耐CO2腐蚀能力，试验后观察试样腐蚀形貌，计算其腐蚀速率，对腐蚀现象进行系统分析，为气井做有针对性的管柱优选及防腐工艺配套提供依据。

1 腐蚀机理分析

CO2腐蚀主要有3种形式：小孔腐蚀、台地腐蚀和流动诱导的局部腐蚀。在研究破坏形式的基础上，目前已经有比较完善的CO2腐蚀机理、影响因素理论基础[3-7]。

CO2腐蚀是一个复杂的过程，当CO2溶于水后与铁发生电化学腐蚀，产生H2CO3。其基本化学反应式如下:

阴极反应主要是表面吸附CO2的氢离子催化还原和非催化的氢离子阴极还原反应过程。两种阴极反应的实质都是CO2溶解水中后电离出H+的还原过程。

在钢铁表面上，CO2形成碳酸盐等腐蚀产物，是典型的局部腐蚀。并且腐蚀物具有自催化特性的腐蚀电偶，在钢铁表面形成的覆盖程度不同，从而导致钢铁表面发生CO2腐蚀[8]。

影响CO2腐蚀主要环境因素有水介质、Cl-、CO2分压。一般说来，Cl-不产生腐蚀，只是作为催化剂促进腐蚀。Cl-将增加钢铁产生点蚀的可能性，同时Cl-还会破坏保护膜的稳定性，提高腐蚀速率。

CO2分压是CO2腐蚀的直接影响因素。一般认为当CO2分压低于0.021MPa时，腐蚀可忽略不计；当达到0.021MPa时，腐蚀将要发生；当分压高于0.021MPa时，则应当采取防腐措施。一般当CO2分压低于0.05MPa时，不存在点蚀造成的破坏。

对松南气田营城组火山岩气藏产出的天然气进行组分分析得知，该气藏高含CO2，气井CO2平均含量高达21.7%，相关数据见表1。

表1 松南气田气井采出介质CO2统计

另外，从松南气田气井生产特征分析，气藏不同程度地受水侵的影响，气井水气比不断上升，产水量逐步增加。气井出水量数据见表2，矿化度及Cl-浓度数据见表3。

由CO2腐蚀主要环境因素得知：气井发生腐蚀有两个必要条件：一是油气井的产出流体中存在水，二是流体中存在CO2等腐蚀性介质。根据表中数据得知，目前松南气田气井高含CO2，且气井产水，满足了CO2腐蚀发生的必要条件，因此松南气田营城组气井目前均面临着CO2腐蚀的风险。

表3 松南气田营城组部分气井矿化度及Cl-浓度统计

2 作业井腐蚀情况

松南气田YS102井采用3Cr材料油管，油管规格为外径Φ73mm、内径Φ62mm、壁厚5.51mm，井内介质为天然气、水，水矿化度10 000～130 000mg/L，Cl-质量浓度为1 000～40 000mg/L。该井油管服役两年半后起出，发现油管腐蚀减薄严重。油管由内向外腐蚀，从第219根起油管管壁、内壁、本体、丝扣腐蚀现象严重。现场起出油管如图1、图2所示。

图1 油管腐蚀的宏观形貌

图2 油管管壁厚度的宏观形貌

使用扫描电镜，对油管内壁和油管纵向截面内外表面腐蚀层进行形貌观察和元素成分能谱分析。

在油管内壁表面覆盖着很厚的腐蚀产物层，腐蚀产物层上存在着大量的裂纹和破损，裂纹和破损部分又进一步加速油管基体腐蚀。能谱分析确认，腐蚀产物主要由Fe、O、Cl、Ca等元素构成，以Fe的氧化物为主，Cl、Ca来自于井下高矿化度的水。

3 管柱材料耐CO2腐蚀性能评价

3.1 腐蚀模拟实验设备及方法

采用两体联动磁力驱动反应釜，模拟井筒内不同温压条件，评价钢材的腐蚀情况。本反应釜材质为316L不锈钢，工作温度200℃，工作压力9.8 MPa。实验设备如图3、图4所示。

图3 反应釜釜体

图4 反应釜控制柜

具体实验过程为：①准备工具及仪器；②处理挂片；③将检测溶液、试样装置放在高温高压反应釜中，并清除氧气；④通入指定压力气体，高温高压釜开始运行；⑤实验达到指定周期后，停止转动，关闭加热，将多余的气体通到碱液槽进行中和吸收；⑥观察试样，记录表面腐蚀及腐蚀产物黏附情况，按试样处理标准执行，去除腐蚀产物后干燥称重，精确至0.1mg；⑦计算实验结果。

均匀腐蚀速率计算方法：

式中：Vcorr为均匀腐蚀速率，mm/a；m为实验前试片质量，g；m1为实验后试片质量，g；S1为试片的总面积，cm2；ρ为试片材料的密度，g/cm3；t为实验时间，h。

点蚀速率计算方法：

式中：Vt为点蚀速率，mm/a；ht为试验后试片表面最深点蚀深度，mm；t为实验时间，h。

3.2 P110碳钢耐腐蚀性能评价

在Cl-质量浓度一定的条件下，不同CO2分压下P110材料的腐蚀速率如图5所示。

从图5可以看出：在Cl-质量浓度一定的条件下，随着CO2分压的增加P110材料的腐蚀速率呈先上升后下降趋势。这种现象的出现与试片表面生成的腐蚀产物膜的厚度和结构有关。参照标准可知，试样的腐蚀速率均大于0.254mm/a，均属于极严重腐蚀。

3.3 3Cr低合金钢耐腐蚀性能评价

在Cl-质量浓度一定的条件下，不同CO2分压下3Cr材料的腐蚀速率如图6所示。

图5 不同Cl-质量浓度下P110材料的腐蚀速率随CO2分压的变化

从图6可以看出：在Cl-质量浓度一定的条件下，随着CO2分压的增加3Cr材料的腐蚀速率呈先上升后下降趋势。这种现象的出现与3Cr试片表面生成的腐蚀产物膜的厚度和结构有关。参照标准可知，试样的腐蚀速率均大于0.254mm/a，属于极严重腐蚀。

3.4 13Cr不锈钢材质耐腐蚀性能评价

在Cl-质量浓度一定的条件下，不同CO2分压下13Cr材料的腐蚀速率如图7所示。

从图7中可以看出：在Cl-质量浓度一定的条件下，随着CO2分压的增加13Cr材料的腐蚀速率呈上升趋势。CO2分压增高，降低了溶液的pH值，导致钝化膜的稳定性下降。从腐蚀速率的绝对值判断，高Cr钢腐蚀速率的决定性因素是阳极反应。所以，CO2分压的增加能够导致腐蚀速率的升高。

图6 不同CO2分压下3Cr材料的腐蚀速率

图7 不同CO2分压下13Cr材料的腐蚀速率

从整体腐蚀速率数据看出，在试验条件下，13Cr的腐蚀速率在0.002 4~0.062 8mm/a之间，根据标准对平均腐蚀程度的规定，13Cr属于轻度—中度腐蚀。与P110腐蚀速率相比，13Cr耐蚀性非常好，这是因为材料中加入了大量的Cr元素（13%左右），试样发生腐蚀时，Cr元素在试片表面发生富集，形成了一层钝化膜（非晶态的Cr2O3为主）。EDS分析结果中可以看出Cr在腐蚀产物膜中的含量高达15.62%，远远高于基体中Cr含量，这层稳定的富含Cr的腐蚀产物膜在金属和腐蚀介质之间起到了良好的屏蔽作用，从而降低了腐蚀速率。

结合国内外可接受的油管均匀腐蚀速率得出：在该试验环境下，13Cr材料的均匀腐蚀速率远小于油气田可接受的极限数值，因此从均匀腐蚀方面考虑，13Cr是适合松南油田现场应用的。

4 松南气田生产管柱优选

根据实验结果，为有效防止气体腐蚀油管，危害生产安全，松南气田应采用13Cr材料的油管进行生产。不同钢级的油管最大下入深度见表4。

表4 不同钢级的油管最大下入深度表

由以上分析，松南气田气井选择Φ73mm L80-13Cr外加厚油管进行投产。根据投产井产气量及安全要求，形成了3套不同防腐生产管柱。

1）井下安装有安全阀、封隔器，以YP3、YP9井为代表。

2）井下无安全阀，有封隔器，以YP6、YP8、YP11井为代表。

3）光油管管柱结构。

松南气田投产之初，产气量大，出于安全考虑，投产管柱下入井下安全阀及封隔器，投产后期，为满足测试等要求，不再下入井下安全阀及封隔器，3种管柱结构满足松南气田气井的投产要求。

5 结论

1）松南气田气井所处生产环境符合发生腐蚀的必要条件，有发生管柱腐蚀的风险。

2）投产管柱的管材选用13Cr材料油管，可有效预防腐蚀的发生。

3）3种不同的生产管柱，可满足松南气田气井的生产需求。