李海濤 劉 暢 黎洪珍 張 健

在天然氣的開采過程中，井下管串起著非常重要的作用。大天池氣田由于井深、壓力高、腐蝕環(huán)境復(fù)雜等原因，井下油管極易被嚴(yán)重腐蝕破壞，從而影響作業(yè)、生產(chǎn)和經(jīng)濟效益。大天池氣田是川東地區(qū)最重要的區(qū)塊，產(chǎn)能約占企業(yè)的44.7%，氣井能否正常生產(chǎn)，關(guān)乎著企業(yè)的生存與發(fā)展。因此，筆者針對大天池氣田井下油管腐蝕檢測情況及修井起出油管腐蝕狀況分析研究，結(jié)合氣井所處腐蝕環(huán)境和地面監(jiān)測情況，分析井下油管損傷主要原因，并提出相應(yīng)的防護措施。

1 油管損傷情況

井下油管損傷情況能夠從氣井的日常生產(chǎn)作業(yè)進行分析判斷，比如儀器入井直接檢測或監(jiān)測，也可以從修井起出油管直接觀察等。

1.1 修井起出油管腐蝕評價

大天池氣田1993年投入開發(fā)，2002年開始進行更換油管作業(yè)，并對井下腐蝕狀況進行分析和評價，評價結(jié)果見表1。從修井起出的油管看，整體腐蝕結(jié)垢較嚴(yán)重，TD62、TD64、TD65、TD72井因油管腐蝕穿孔或斷落，增加打撈難度和修井成本，耽誤生產(chǎn)時間。

大天池氣田井下油管以內(nèi)腐蝕為主，如TD65井因內(nèi)腐蝕使油管壁厚減薄、套管變形等造成油管在上提過程中拉斷；TD62井3 810 m以下油管內(nèi)壁開始出現(xiàn)腐蝕，向下逐漸加劇，井下4 478 m油管因內(nèi)腐蝕穿孔（圖1）、4 537 m油管外壁開始腐蝕減薄，向下油管外壁腐蝕加劇，直至腐蝕斷落。

1.2 油套管腐蝕檢測

大天池氣田是川東地區(qū)20世紀(jì)90年代重點開發(fā)氣田，大部分氣井在油管投運開始實施了緩蝕劑保護。從歷年井下腐蝕檢測結(jié)果看，入井緩蝕劑對井下油管具有較好的保護作用，如投入生產(chǎn)即開始實施緩蝕劑保護的天東1氣井，井下油管腐蝕速度要比生產(chǎn)一段時間后再實施緩蝕劑保護的天東2井小（天東2井井下油管腐蝕速度是天東1井的1.67倍）。同時，對部分檢測井利用修井機會取出油管進行對比，發(fā)現(xiàn)油管實際腐蝕狀況與檢測結(jié)果是吻合的，即腐蝕檢測結(jié)果能反應(yīng)油管內(nèi)壁的腐蝕狀況（表2及圖2）。

圖1 TD62井油管腐蝕展示照片圖

1.3 地面腐蝕監(jiān)測

大天池氣田在部分井站安裝了地面腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)。借鑒與井下腐蝕條件相近的分離器進口管線的腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，利用采集的數(shù)據(jù)，推斷井下油管的腐蝕狀況。到目前為止，共在TD2、TD72等5口井在分離器進口管線、排污管線采集了腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)（表3）。

表2 井下管串腐蝕檢測結(jié)果表

圖2 TD62井油管內(nèi)外壁腐蝕展示照片圖

表3 大天池氣田地面腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)近期監(jiān)測結(jié)果表

從采集的數(shù)據(jù)看，大天池氣田除TD2井分離器進口管線屬于中度腐蝕外，其他管線均屬輕度腐蝕。從腐蝕環(huán)境分類研究知，腐蝕受壓力和溫度的影響較大，壓力越大，H2S和CO2分壓就越高，腐蝕越重；溫度越高，腐蝕加劇[1]。因此，在流體性質(zhì)相同的情況下，井下比地面腐蝕要嚴(yán)重。如TD2井分離器進口管線腐蝕速度0.095 2 mm/a，24臂井徑儀檢測井下油管在931.71 m處腐蝕速度0.104 mm/a，起出油管在4 424.2 m腐蝕穿孔（油管腐蝕速度0.211 mm/a），由此可見，井下油管的腐蝕程度是地面管線的2.2倍以上。高含硫氣井井下腐蝕是地面設(shè)施的33倍以上，如TD72井分離器進口管線腐蝕速度0.012 4 mm/a，起出油管在4 102 m腐蝕斷落，油管腐蝕速度0.421 mm/a。

2 油管損傷原因

2.1 油管材料分析

大天池氣田井下油管材料采用碳鋼，曾對采用BGC90的TD67、TD90井井下油管材質(zhì)取樣分析。從起出油管本體段取樣作化學(xué)成分分析，結(jié)果見表4。將油管本體段取樣加工成拉力試片，進行材料的機械性能測定，結(jié)果見表5。從檢測結(jié)果可以看出，油管的化學(xué)成分、機械性能與國產(chǎn)BG90鋼級油管相吻合。

取油管管體進行高倍顯微組織分析及硬度檢測，結(jié)果表明，金相組織均為索氏體（圖3），硬度均低于HRC21，未見明顯的組織結(jié)構(gòu)缺陷[2-3]。

從油管的材質(zhì)檢測結(jié)果可以看出，材料本身的化學(xué)成分、硬度、機械性能和金相組織都符合標(biāo)準(zhǔn)要求，具有抗SSC的性能，適用于酸性油氣田。

表4 油管管材化學(xué)成分一覽表

表5 油管管材機械性能一覽表

2.2 油管損傷分析

2.2.1 主要腐蝕因素

圖3 TD67井油管在不同比例下的金相組織照片圖

大天池氣田目前有石炭系、長興組、茅口組等3個氣藏投入開發(fā)，石炭系為主力氣藏；該區(qū)塊長興組、飛仙關(guān)組腐蝕介質(zhì)中H2S含量最高達到6.02%，CO2含量最高達到6.66%（表6），其他層位腐蝕介質(zhì)中H2S、CO2含量相對較低。油管投運初期曾實施緩蝕劑保護，生產(chǎn)后期因?qū)嵤┰鰤?、泡排等措施后已停止加注緩蝕劑。

表6 大天池氣田生產(chǎn)井氣分析（體積含量）統(tǒng)計表

從油管材料分析知，所選管材是滿足井下環(huán)境的，因此，導(dǎo)致油管損壞的主要因素是所產(chǎn)流體的腐蝕、垢下腐蝕、沖蝕和套管損傷后的擠壓。

1） H2S 的影響

H2S對金屬材料無腐蝕破壞作用，只有溶解在水中才具有腐蝕性，H2S一旦溶于水便立即電離呈酸性，其在水中離解釋放出的氫離子是強去極化劑，極易在陰極奪取電子，促進陽極鐵溶解反應(yīng)而導(dǎo)致鋼鐵的電化學(xué)腐蝕。陽極反應(yīng)生成的硫化鐵腐蝕產(chǎn)物（FexSy）是一種疏松的黑色粉末，因結(jié)構(gòu)存在缺陷，它與鋼鐵表面的黏接力差，易脫落，易氧化，同時，對鋼鐵而言，附著其表面的腐蝕產(chǎn)物又是有效的陰極，它將加速鋼鐵的局部腐蝕[4-5]。如果含H2S介質(zhì)中還含有其他腐蝕性組分如CO2、Cl－等時，將使H2S對鋼材的腐蝕速率大幅度增加。

在含H2S酸性氣田上的腐蝕破壞往往表現(xiàn)為點蝕導(dǎo)致局部壁厚減薄、蝕坑或（和）穿孔，而局部腐蝕發(fā)生在局部小范圍區(qū)域內(nèi)，常無先兆，其腐蝕速度比預(yù)測的均勻腐蝕速度快數(shù)倍或數(shù)十倍，控制難度較大。

H2S還將引起硫化物應(yīng)力腐蝕破裂和氫脆[6]，由于H2S腐蝕是氫去極化腐蝕，吸附在鋼鐵表面上的HS－促使陰極放氫加速，同時HS－及H2S能阻止氫原子結(jié)合成氫分子，因此，促使氫原子聚集在鋼材表面，加速氫滲入鋼材內(nèi)部的速度。文獻報道，HS－能使氫向鋼內(nèi)擴散速度增加10～20倍，從而引起鋼材的氫鼓泡、氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕破裂。

2） CO2的影響

在無水的環(huán)境中，CO2是不會發(fā)生腐蝕的，而在有水的環(huán)境中，CO2極易溶于水形成碳酸，使水的pH值下降，介質(zhì)的腐蝕性增加，鋼材發(fā)生電化學(xué)腐蝕，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3膜，F(xiàn)eCO3結(jié)合力和保護力差[7]。CO2腐蝕破壞的主要形式為孔腐蝕和膿瘡腐蝕，且腐蝕穿孔的速度很快。四川氣田曾發(fā)生過無H2S，CO2含量為1.43 %的氣井油管使用2年即穿孔的事例，其最大腐蝕速率達3 mm/a。

3） Cl－的影響

帶負(fù)電荷的Cl－，基于電價平衡，總是吸附在鋼鐵的表面，阻礙保護性的硫化鐵膜在鋼鐵表面的形成，并且Cl－還能通過金屬表面硫化鐵保護膜的細孔或缺陷滲入膜內(nèi)，使保護膜發(fā)生顯微開裂，導(dǎo)致孔蝕。Cl－一旦與金屬表面接觸，會加速鐵離子溶解，生成易水解的FeCl3，從而加速腐蝕。有資料表明，Cl－的存在可加速腐蝕2～5倍[1]，特別是會促進金屬的局部腐蝕（孔蝕、坑蝕）。Cl－來自氣田水中礦化物和酸化作業(yè)中的殘酸，殘酸未排盡，對井下管柱的影響也是非常大的。如TD62井2003年酸化后井下殘液較多（40 m3未排盡），造成井下油管腐蝕斷落；YA012-1井殘酸濃度小于2%后進入生產(chǎn)系統(tǒng)，因氣流中硫化氫含量達到5%，地面流程在酸后生產(chǎn)初期的腐蝕速度高達2.8 mm/a。

4） H2S、CO2共存時的影響

在H2S和CO2腐蝕介質(zhì)同時存在的情況下，H2S與CO2相對含量對腐蝕具有復(fù)雜的影響。有研究表明，當(dāng)H2S和CO2以不同比例存在于環(huán)境時，對腐蝕的影響程度不同（圖4）。當(dāng)H2S含量高于H2S和CO2總含量的70%時，H2S和CO2互相促進腐蝕；當(dāng)H2S含量低于30%時，則出現(xiàn)互相抑制腐蝕；H2S、CO2含量接近時，互相促進腐蝕更顯著[1]。根據(jù)大天池氣田流體含量，井下腐蝕是H2S和CO2共同作用的結(jié)果，其中長興組、飛仙關(guān)組氣井的CO2和H2S分壓比小于20，以硫化氫腐蝕為主；石炭系氣井CO2和H2S分壓比大于20，H2S和CO2共同作用導(dǎo)致油管腐蝕。

圖4 H2S和CO2分壓對腐蝕的影響示意圖

5） 垢下腐蝕

腐蝕產(chǎn)物與氣井生產(chǎn)過程中帶出的沙粒、鉆井修井過程中的入井物板結(jié)在一起形成垢物，垢物附著油管內(nèi)外壁將產(chǎn)生垢下腐蝕，隨著時間推移，垢下腐蝕加劇，導(dǎo)致井下油管腐蝕穿孔、斷落。如TD96井，修井起出油管觀察，內(nèi)外壁未見明顯腐蝕，油管內(nèi)壁存在垢塊，去除垢塊后發(fā)現(xiàn)油管腐蝕坑深1 mm左右（圖5）。

2.2.2 沖蝕作用

當(dāng)氣井產(chǎn)量高時，氣流會對油管造成沖蝕，若氣流中攜帶有固體顆粒，會加劇沖蝕程度[8]。大天池氣井產(chǎn)量均小于沖蝕流量，但部分氣井產(chǎn)量高、產(chǎn)層出砂，油管內(nèi)壁仍存在損傷。如TD65井修井發(fā)現(xiàn)4 000 m以下油管外壁腐蝕較輕且為均勻腐蝕，但油管內(nèi)徑由62 mm減薄至70 mm，因該井產(chǎn)氣最高達到57×104m3/d，并以50×104m3/d的規(guī)模開采超過4年，造成油管內(nèi)壁沖蝕嚴(yán)重。

相國寺儲氣庫注采井采用內(nèi)徑100 mm的油管，理論計算沖蝕流量在（82～201）×104m3/d，目前實際產(chǎn)量均控制在（50～140）×104m3/d，采氣量是沖蝕流量的80%，理論上不會發(fā)生沖蝕，結(jié)合大天池氣田井下油管損傷情況，儲氣庫油管存在沖蝕的風(fēng)險。

2.2.3 擠壓作用

油層套管抗內(nèi)壓能力不足，套管變形，擠壓油管，造成油管損傷[9-12]，如TD65井，油層套管抗內(nèi)壓17.68 MPa，目前套壓只有5.0～7.0 MPa，分析認(rèn)為套管已變形，油管在上提過程中被套管擠壓、拉扁、拉斷（圖6）。

3 結(jié)論與建議

1）常做油管損傷分析，根據(jù)氣藏條件，選取合適的油套管材質(zhì)和管柱結(jié)構(gòu)，提高管柱的抗損傷能力。

圖6 TD65井油管損傷展示照片圖

2）氣井在完井試油或酸化作業(yè)后應(yīng)盡量排完入井液，同時在生產(chǎn)中盡量防止井底積液，從生產(chǎn)工藝上控制井下腐蝕。

3）定期檢測油管，掌握其腐蝕狀況和腐蝕趨勢，及時調(diào)整防護方案或更換油管，確保氣井正常生產(chǎn)。

4）合理配產(chǎn)，盡量降低沖蝕的影響。

5）根據(jù)大天池氣田井下油管損傷情況，相國寺儲氣庫的氣井應(yīng)考慮沖蝕的影響。同時，儲氣庫注采井也應(yīng)定期進行油管內(nèi)腐蝕檢測，盡量延長油管使用周期。

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