(大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163453)

·失效分析與預(yù)防·

CO2對(duì)深層氣井試井鋼絲的腐蝕及其預(yù)防

吳華磊

(大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163453)

針對(duì)目前大慶油田深層氣井測(cè)試中CO2對(duì)錄井鋼絲腐蝕的影響，探索減小腐蝕效果和延長鋼絲壽命的方式；論述了CO2腐蝕影響因素，通過生產(chǎn)實(shí)際觀察與浸泡、拉伸等實(shí)驗(yàn)，掌握了不同環(huán)境下CO2腐蝕鋼絲的速率等情況；總結(jié)了一套深層氣井測(cè)試中行之有效的預(yù)防方法,為鋼絲選型、測(cè)試環(huán)境改造等預(yù)防措施提供了依據(jù)。

試井；深層氣井；CO2腐蝕；鋼絲

0 引 言

大慶油田深層氣藏主要分布在松遼盆地北部徐家圍子斷陷，斷陷近南北向展布，面積4 300 km2。已投入試采昌德、升平、興城、汪家屯深層四個(gè)氣田及汪深1、衛(wèi)深5兩個(gè)含氣區(qū)，僅在升平、昌德兩個(gè)氣田提交了探明地質(zhì)儲(chǔ)量239.86×108 m3，含氣面積105 km2。1996年投產(chǎn)的升深2井，投產(chǎn)時(shí)CO2含量2.565%，1999年5月作業(yè)時(shí)發(fā)現(xiàn)油管腐蝕嚴(yán)重，斷裂三處，到2002年CO2含量上升到5.458%，節(jié)流前分壓達(dá)到1.1 MPa，2004年因套管腐蝕，漏氣導(dǎo)致升深2井報(bào)廢，見圖1。芳深7因套管腐蝕也進(jìn)行了一次大修，汪903氣井因CO2含量高而緩建。大慶深層氣井的腐蝕主要是CO2引起的，2004～2005年，采氣分公司在興城氣田和升平氣田開采的23口氣井中檢測(cè)了16口氣井開井壓力和CO2含量，正常開井壓力在20～38 MPa，CO2含量在4%左右[1]。目前氣井測(cè)試采用的工藝是用鋼絲懸吊壓力儀器置于油層中部，鋼絲長時(shí)間停留井內(nèi)，薄弱環(huán)節(jié)多，曾經(jīng)發(fā)生過多起因腐蝕導(dǎo)致的鋼絲斷裂造成儀器掉落事故，本文將從CO2腐蝕機(jī)理、預(yù)防方法等方面，認(rèn)識(shí)測(cè)試中CO2腐蝕，并在實(shí)踐中形成鋼絲使用、管理工作方法，保證氣井測(cè)試低成本、高安全。

1 CO2腐蝕影響因素及實(shí)驗(yàn)分析

1.1 CO2腐蝕機(jī)理簡(jiǎn)介

在油氣生產(chǎn)系統(tǒng)的溫度下，干CO2本身不具有腐蝕性，但當(dāng)其溶于水時(shí)，它就具有腐蝕性。CO2一旦溶于水便形成碳酸，釋放出氫離子，氫離子極易奪取電子還原，促進(jìn)陽極鐵離子溶解而導(dǎo)致腐蝕[2]。這個(gè)電化學(xué)腐蝕過程常用下面簡(jiǎn)單的反應(yīng)式來表示：

陽極反應(yīng)：Fe-2e→Fe2+

圖1 升深2井2004年報(bào)廢起出油管照片

2H++2e→H2

陽極產(chǎn)物：Fe+ H2CO3→FeCO3+ H2

實(shí)際上，電化學(xué)反應(yīng)的整個(gè)過程比在這里所概述的要復(fù)雜得多。

1.2 CO2腐蝕傷害的類型

CO2腐蝕包括全面腐蝕(均勻腐蝕)和局部腐蝕。形成全面腐蝕時(shí)，鋼鐵材料全部或大部分面積上均勻的受到破壞；形成局部腐蝕時(shí)，鋼鐵材料表面某些局部發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，而其它部分沒有腐蝕或只發(fā)生輕微腐蝕[3]。通過我們長時(shí)間、大量的實(shí)際觀察，發(fā)現(xiàn)CO2對(duì)試井鋼絲的腐蝕主要是局部腐蝕。局部腐蝕可能在整個(gè)操作溫度范圍內(nèi)出現(xiàn)，隨著溫度和CO2分壓的增加，對(duì)點(diǎn)蝕的敏感性增加，點(diǎn)蝕出現(xiàn)的時(shí)間縮短。根據(jù)合金的組成，產(chǎn)生點(diǎn)蝕的最大敏感度是與一個(gè)溫度范圍有關(guān)。無硫氣井的檢查已經(jīng)表明，局部腐蝕常常在一定深度選擇性發(fā)生，通常在80～90℃的范圍內(nèi)，點(diǎn)蝕容易發(fā)生。

1.3 影響腐蝕的主要參數(shù)

CO2腐蝕程度受很多因素影響，主要包括：水的潤濕性、CO2分壓、溫度、pH值、碳酸鹽垢、蠟的作用等，其中深層氣井的測(cè)試過程中水的潤濕性、CO2的分壓以及井內(nèi)溫度對(duì)鋼絲腐蝕的影響最大。

1) 含水率的影響。無論是液相還是氣相，CO2腐蝕的發(fā)生都離不開水對(duì)鋼鐵表面的潤濕作用。產(chǎn)生腐蝕必須有水的存在，而且必須潤濕鋼絲的表面。因此，水在介質(zhì)中含量是影響CO2腐蝕的一個(gè)重要因素。

2) CO2分壓的影響。在影響CO2腐蝕的眾多因素中，國內(nèi)外學(xué)者普遍認(rèn)為CO2分壓起著決定性作用。且目前油氣工業(yè)也是根據(jù)分壓來判斷CO2的腐蝕性。分壓低于0.048 3 MPa時(shí)，易發(fā)生均勻腐蝕。在0.048 3～0.207 MPa時(shí)可能發(fā)生不同程度的小孔腐蝕，當(dāng)分壓大于0.207 MPa時(shí)則易發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕。表1給出了采氣分公司在興城氣田和升平氣田開采的16口氣井開發(fā)參數(shù)[1]，可以看出，我們所測(cè)試的這些深層氣井均為CO2的嚴(yán)重腐蝕環(huán)境。

表1 2004～2005年深層氣井開井壓力與CO2分壓(統(tǒng)計(jì)樣本量16口)

如前所述，CO2腐蝕過程是伴隨著氫的去極化過程而進(jìn)行的。而且這一過程是由溶液本身的水合離子來完成的，當(dāng)CO2分壓高時(shí)，由于溶解的碳酸濃度高，從碳酸中分解氫離子濃度必然高，因而腐蝕被加速，見圖2。

圖2 不同CO2分壓下的鋼絲腐蝕速率

3) 溫度的影響。鋼絲表面在腐蝕初期可視為裸露的，隨后將被碳酸鹽腐蝕產(chǎn)物膜所覆蓋，所以腐蝕速度與腐蝕產(chǎn)物膜的結(jié)構(gòu)和穩(wěn)定性有著密切的關(guān)系。溫度是通過影響化學(xué)反應(yīng)速度和腐蝕產(chǎn)物成膜機(jī)制來影響腐蝕速率的，且在很大程度上表現(xiàn)在溫度對(duì)腐蝕產(chǎn)物膜生成的影響上。根據(jù)溫度對(duì)CO2腐蝕的影響，鋼絲材料的CO2腐蝕可分為4種情況，三個(gè)溫度區(qū)間： 溫度﹤60℃的低溫區(qū), CO2腐蝕成膜困難,即使暫時(shí)形成FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜也會(huì)逐漸溶解，因此，試樣表面或沒有FeCO3膜或有疏松，附著力低的FeCO3膜，金屬表面光滑，呈均勻腐蝕。溫度在60～110℃之間時(shí)，F(xiàn)e表面生成具有一定保護(hù)性的腐蝕產(chǎn)物膜FeCO3膜，局部腐蝕突出，這是由于FeCO3形成條件得以滿足，但由于結(jié)晶動(dòng)力學(xué)因素影響，形成厚而疏松的FeCO3粗大結(jié)晶所致。溫度在110℃附近，均勻腐蝕速度高，局部腐蝕嚴(yán)重。腐蝕產(chǎn)物為厚且疏松的FeCO3粗大結(jié)晶。在150℃以上，F(xiàn)e的腐蝕溶解和FeCO3膜生成速度都很快，基體表面很快形成一層晶粒細(xì)小，致密且與基體附著力強(qiáng)的FeCO3保護(hù)膜，對(duì)基體金屬起到一定保護(hù)作用，腐蝕速率較低。這也是為什么含CO2的氣井的腐蝕常常選擇性的地發(fā)生在井的某一深度(溫度適合)的原因，見圖3。

圖3 不同溫度下的腐蝕速率

可以看出，腐蝕速率在80℃以前隨溫度的升高而增大，80℃附近達(dá)到最高峰，超過80℃，腐蝕速率有所降低，在120℃又出現(xiàn)極大值。我們所測(cè)試的深層氣井的溫度范圍通常在70～140℃之間，可以看出這種情況下CO2的腐蝕速度很高，且多為嚴(yán)重的局部腐蝕。

另外，井內(nèi)氣體的流速也間接的影響了的CO2腐蝕速度，高流速的氣體增大了腐蝕介質(zhì)達(dá)到金屬表面的傳遞速度,易破壞腐蝕產(chǎn)物膜或妨礙腐蝕產(chǎn)物膜的形成，導(dǎo)致嚴(yán)重的局部腐蝕。

2 鋼絲抗拉檢驗(yàn)與在試井中防腐方法

鋼絲的化學(xué)成分主要是鐵和碳，根據(jù)鋼絲的性能和標(biāo)準(zhǔn)要求來制定它的其他化學(xué)成分，還可以添加了少量的銅、氮、鈷、鈦、鉻、鎳、鉬、錳等元素，這些元素決定了鋼絲的強(qiáng)度和韌性?，F(xiàn)階段我們使用的試井鋼絲是由大連方元特種電纜制造有限公司提供的LS-2.4-A型鋼絲和咸陽鋼管鋼繩有限公司提供的0512LC186型2.4 mm鋼絲，抵抗拉力≥724 kg左右。試井鋼絲具體能使用多長時(shí)間我們并沒有一個(gè)統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)，通常我們更換鋼絲是在恢復(fù)試井一井次，或者梯度試井10井次后。表2是對(duì)5盤使用過的鋼絲所進(jìn)行的拉力試驗(yàn)的結(jié)果。

表2 拉力試驗(yàn)結(jié)果表

通過對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的觀察，發(fā)現(xiàn)使用過的鋼絲拉力并沒有多少損失，但是鋼絲顏色明顯變黑，且表面粗糙，鋼絲變脆，失去彈性，易折斷。鋼絲的腐蝕并不是均勻的，而是在特定溫度段的部分腐蝕最嚴(yán)重，實(shí)驗(yàn)中我們注意到不應(yīng)僅根據(jù)鋼絲的一段來斷定鋼絲的腐蝕情況。

針對(duì)CO2腐蝕的幾個(gè)主要因素，我們采取了以下2項(xiàng)預(yù)防措施：

1)改變材料，在鋼絲化學(xué)成分中添加元素鉻

含Cr的不銹鋼對(duì)CO2具有較好的耐蝕性能，腐蝕速率隨鋼中鉻組分的增加而減小。在實(shí)驗(yàn)室選擇10種金屬材質(zhì)在高壓釜中進(jìn)行耐腐蝕試驗(yàn)(80℃，CO2壓力2.0 MPa)。試驗(yàn)結(jié)果為：對(duì)于普通碳鋼和低合金鋼，腐蝕速率較高，而各種不銹鋼的腐蝕速率很低，其中1Cr13和0Cr13表面發(fā)生了很輕微的點(diǎn)蝕現(xiàn)象。1Cr17Ti、1Cr18Ni9Ti、22Cr5Mo3N的腐蝕速率低于輕度腐蝕的標(biāo)準(zhǔn)，而且表面光亮，沒有點(diǎn)蝕現(xiàn)象，基本不腐蝕。因此對(duì)于CO2濃度不高，沒有可以產(chǎn)生點(diǎn)蝕因素的氣井，考慮使用1Cr13或0Cr13，對(duì)于CO2濃度高，溫度高、Cl-濃度高的氣井，使用1Cr17Ti、1Cr18Ni9Ti、22Cr5Mo3N。

2)改善環(huán)境，在測(cè)試前井內(nèi)注入緩蝕劑

緩蝕劑添加到腐蝕環(huán)境中，會(huì)在金屬與腐蝕介質(zhì)的界面上產(chǎn)生阻滯腐蝕進(jìn)行的作用。緩蝕劑一般是極化的鹽或電離的鹽，具有很強(qiáng)的表明活性。在處于水相的金屬表面會(huì)形成表面電荷，緩蝕劑會(huì)吸附在金屬表面，形成一層穩(wěn)定的防護(hù)膜，它不僅能夠提供一種物理上的緩沖，同時(shí)限制了陽極、陰極反應(yīng)，從而控制了電化學(xué)腐蝕的發(fā)生。目前緩蝕劑加注工藝主要有兩種：泵入式和點(diǎn)滴加藥工藝，見圖4。

采取了以上的方法，近三年已累計(jì)安全測(cè)試300余口含CO2的氣井，未發(fā)生鋼絲斷裂儀器掉落事故，特別是，還曾經(jīng)對(duì)CO2含量達(dá)23.76%的龍深3平4井連續(xù)安全測(cè)試134 d，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明采取的防控CO2腐蝕措施是行之有效的。

圖4 緩蝕劑泵注及點(diǎn)滴加藥加注工藝

4 結(jié) 論

1)CO2對(duì)測(cè)試鋼絲的腐蝕是一個(gè)客觀的存在、不可避免，我們認(rèn)清了深層氣井井下環(huán)境因素的影響，并且采取相應(yīng)的預(yù)防措施使腐蝕速率得到延緩，從而延長鋼絲的使用壽命，保證了深層氣井測(cè)試安全生產(chǎn)。

2)深層氣井的測(cè)試過程中，水的潤濕性、CO2的分壓以及井內(nèi)溫度對(duì)鋼絲腐蝕的影響最大，預(yù)防措施：一是采取改變鋼絲材料，在鋼絲化學(xué)成分中添加元素鉻，提高抗腐蝕性。二是短時(shí)間改善井下環(huán)境，根據(jù)氣井實(shí)際情況選擇緩蝕劑，鋼絲下井前注入到井內(nèi)，減小環(huán)境對(duì)鋼絲的腐蝕性。

[1] 儲(chǔ)可利.大慶深層氣田采氣工藝存在問題及攻關(guān)思路[C]//大慶油田采氣分公司.大慶油田采氣分公司科技論文集，北京:石油工業(yè)出版社,2005:98-99.

[2] M.B.克曼尼，L.M.史密斯.油氣生產(chǎn)中的CO2腐蝕控制[M].北京:石油工業(yè)出版社，2002:15-23.

[3] 楊川東.采氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社，2012:61-63.

CO2CorrosionofSteelWireinDeepGasWellandItsPrevention

WUHualei

(LoggingandTestingServicesCompany,DaqingOilfieldCo.Ltd.,Daqing,Heilongjiang163453,China)

In the deep gas wells in Daqing oilfield test, the effect of CO2on logging wire corrosion was studied. It was explored to reduce corrosion effect and prolong the life of the wire.CO2corrosion influence factors were discussed, based on the production practice observation, immersion and tensile experiments etc. The corrosion rate of CO2in different environment was obtained. A set of deep gas well testing effective prevention methods were summarized, and it was provided a foundation for the selection of wire test environment, transformation of preventive measures to ensure the safety of gas well testing.

well testing; deep gas well; CO2corrosion; steel wire

吳華磊，男，1968年出生，工程師，1989年畢業(yè)于哈爾濱船舶工程學(xué)院，目前主要從事生產(chǎn)測(cè)井管理工作。E-mail:whlv02009@163.com

TB304

A

2096-0077(2017)05-0051-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.05.013

2017-02-21編輯馬小芳)