孟 瑄，和鵬飛，岳家平，于忠濤，袁洪水，袁則名

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

渤海灣天然氣井存在較為普遍的環(huán)空帶壓現(xiàn)象，嚴(yán)重的會(huì)發(fā)展為油套同壓，或投產(chǎn)初期即發(fā)生油套同壓現(xiàn)象。這種現(xiàn)象會(huì)因?yàn)楫a(chǎn)出物中所含的腐蝕介質(zhì)，對(duì)氣井油套管造成不同程度的腐蝕。嚴(yán)重的腐蝕會(huì)導(dǎo)致氣井產(chǎn)量受損，甚至可能造成生產(chǎn)事故。以往有一些研究對(duì)油氣井油套管腐蝕普遍機(jī)理及應(yīng)對(duì)方法做出了解釋[1-3]，但少有針對(duì)渤海灣和油套同壓氣井的研究。在一些針對(duì)渤海灣油氣井管材腐蝕的研究中[4-7]，提及了渤海灣的地質(zhì)因素特征并做出了分析，但都未涉及腐蝕速率的研究。因此需要對(duì)渤海灣油套同壓氣井的腐蝕影響因素和腐蝕速率展開研究，對(duì)油套管受腐蝕影響的程度做出判斷。

1 油套同壓井運(yùn)行工況

以渤海灣E 油田5 口油套同壓井為例，5 口井均為自噴氣井，油管與環(huán)空為隔開狀態(tài)，沒有過電纜封隔器，有井下安全閥。A3 井2002 年投產(chǎn)，2003 年見套壓，2012 年油套同壓，2006 年見技術(shù)套壓，2008 年見表層套壓；A1S 井投產(chǎn)即有套壓，2012 年油套同壓；A5井投產(chǎn)即有套壓，2013 年油套同壓；B6 井投產(chǎn)即有套壓，2011 年油套同壓；C2 井投產(chǎn)即油套同壓，基本未生產(chǎn)。

2 腐蝕性介質(zhì)檢測(cè)

2.1 二氧化碳檢測(cè)

歷年對(duì)各井口天然氣取樣進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室分析，A3 井CO2含量于2016 年突然升高，后又恢復(fù)平穩(wěn)；A5 井CO2含量持續(xù)升高；B6 井CO2含量于2013、2016 年較高，其他年份較低；C2 井CO2含量自2014 年后持續(xù)升高。

2.2 硫化氫檢測(cè)

整理歷年硫化氫檢測(cè)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)硫化氫含量輕微，對(duì)應(yīng)的分壓也很低，對(duì)腐蝕影響輕微。

2.3 水質(zhì)檢測(cè)

對(duì)A5 井和A3 井水質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)：A5井：pH 為7～7.5，Ca2+為44.09 mg/L～108.22 mg/L，Mg2+為9.73 mg/L～17.02 mg/L，Cl-為709 mg/L～2 233.35 mg/L，為76.85 mg/L～201.73 mg/L，總礦化度為2 203 mg/L～4 944 mg/L；A3 井：pH 為5.5，Ca2+為115 430 mg/L，Mg2+為48 464 mg/L，Cl-為131 076 mg/L為10 374 mg/L，總礦化度為210 189 mg/L。

3 油套管管體檢測(cè)

為尋找生產(chǎn)管柱中的腐蝕點(diǎn)，對(duì)A3 井開展了24臂井徑成像+電磁探傷，測(cè)量井段為20 m～1 905 m。

3.1 二十四臂井徑測(cè)井

有24 個(gè)獨(dú)立的井徑臂，對(duì)應(yīng)每個(gè)臂有一個(gè)獨(dú)立的探頭，將每個(gè)井徑臂的變化情況全部傳輸?shù)降孛?，可測(cè)量反映管柱內(nèi)壁的二十四條井徑，地面處理后可成直觀圖像，可提供套管腐蝕、變形及破損成像資料。24 臂井徑成像測(cè)井資料解釋結(jié)論：（1）油管正常井段：1.0 m～1 800.0 m；（2）油管輕微縮徑井段：1 800.0 m～1 905.0 m，1 866 m 以下縮徑較為明顯。

3.2 電磁探傷測(cè)井

電磁探傷測(cè)井屬于磁測(cè)井系列，是典型的漏磁通測(cè)量法，其理論基礎(chǔ)是電磁感應(yīng)定律。電磁探傷適用于單層或多層金屬管柱損傷檢測(cè)；不受氣體、液體、氣液混合介質(zhì)等多種流體介質(zhì)測(cè)量環(huán)境的限制；可適用于多種直徑管柱的損傷探測(cè)。

電磁探傷測(cè)井資料解釋結(jié)論：（1）1 780.0 m 以下套管壁厚變薄在9.7 mm 左右，（正常壁厚10.363 mm）；（2）油管沒有明顯變化。

4 腐蝕速率影響因素分析

本次評(píng)估涉及的5 口油套同壓井的油套管材質(zhì)主要為N80 與13CrL80，結(jié)合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)兩種鋼的抗腐蝕性能進(jìn)行分析。

4.1 腐蝕速率

在85 ℃和110 ℃時(shí)，13Cr 鋼的耐蝕性比N80 鋼好。170 ℃時(shí)13Cr 鋼的液相腐蝕速率大于N80 鋼。隨著溫度的升高，13Cr 鋼的耐蝕性與N80 鋼相比由好轉(zhuǎn)差，這一轉(zhuǎn)變溫度對(duì)于液相腐蝕過程在165 ℃左右（見圖1、圖2）。

4.2 腐蝕產(chǎn)物膜形貌特征分析

13Cr 鋼的腐蝕產(chǎn)物膜的主要成分是FeCO3和Cr（OH）3，而N80 鋼的腐蝕產(chǎn)物膜主要成分為FeCO3。同時(shí)腐蝕膜中也可能存在微量成分，如鐵或鉻的氧化物等。腐蝕產(chǎn)物膜形貌特性對(duì)比分析（見表1）。

4.3 溫度及二氧化碳分壓對(duì)腐蝕速率的影響

在一定溫度范圍內(nèi)，鐵在CO2溶液中的溶解速度隨溫度升高而增加，但溫度較高時(shí)，當(dāng)鐵表面生成致密的腐蝕產(chǎn)物膜（FeCO3）后，鐵的溶解速度隨溫度升高而降低，前者加劇腐蝕，后者有利于保護(hù)膜的形成，造成復(fù)雜的關(guān)系。碳鋼的CO2腐蝕速率通常在60 ℃左右出現(xiàn)峰值，隨著溫度升高，腐蝕速率加快，腐蝕產(chǎn)物達(dá)到過飽和而加速沉淀，膜的致密性增強(qiáng)。

圖1 鋼材腐蝕速率對(duì)比

圖2 溫度及CO2 分壓對(duì)腐蝕速率的影響

表1 不同溫度下腐蝕產(chǎn)物膜特性

4.4 Ca2+、Mg2+對(duì)腐蝕速率的影響

溶液中的Ca2+、Mg2+會(huì)增加腐蝕速率，并促進(jìn)局部腐蝕。這種腐蝕極易造成井下管柱的破壞，甚至油管、套管的斷裂和穿孔，對(duì)油氣井的正常生產(chǎn)構(gòu)成威脅，減短油氣井壽命。

4.5 Cl-對(duì)腐蝕速率的影響

溶液中的Cl-會(huì)破壞金屬表面所形成的腐蝕鈍化膜，并且較高的Cl-含量會(huì)降低二氧化碳在溶液中的溶解度，導(dǎo)致溶液的pH 值升高。另外，Cl-半徑小且穿透力強(qiáng)，能夠穿透腐蝕產(chǎn)物膜并與金屬基質(zhì)發(fā)生作用，引起金屬基質(zhì)的電化學(xué)腐蝕。因此，Cl-的存在促進(jìn)并加速了金屬的局部腐蝕。

4.6 流速對(duì)腐蝕速率的影響

當(dāng)材料表面沒有腐蝕產(chǎn)物膜時(shí)，流速增大將增大腐蝕速率。當(dāng)材料表面有腐蝕產(chǎn)物膜時(shí)，腐蝕速率只與通過腐蝕產(chǎn)物膜的物質(zhì)傳遞速率有關(guān)。當(dāng)產(chǎn)物膜受到化學(xué)溶蝕或機(jī)械破壞時(shí)，材料的腐蝕速率會(huì)迅速增加。

5 腐蝕速率分析

依據(jù)相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，結(jié)合5 口油套同壓井的運(yùn)行工況，進(jìn)行外推計(jì)算管體腐蝕速率（見表2）。

6 結(jié)論

（1）腐蝕介質(zhì)檢測(cè)數(shù)據(jù)是判定油套管腐蝕的重要依據(jù)，尤其是腐蝕性氣體和水質(zhì)的檢測(cè)，要掌握腐蝕性氣體含量和分壓，以及水質(zhì)中的主要離子含量。

表2 基于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)外推的腐蝕速率

（2）測(cè)井檢測(cè)方法能夠提供較直接的油套管壁厚變薄和縮徑的數(shù)據(jù)，常用的測(cè)井檢測(cè)方法有井徑測(cè)井和電磁探傷。

（3）影響渤海灣油套管腐蝕速率的因素主要有不同材質(zhì)鋼材在腐蝕環(huán)境下形成的腐蝕產(chǎn)物膜、腐蝕性氣體分壓及溫度、Ca2+、Mg2+和Cl-含量以及流速。

（4）根據(jù)實(shí)驗(yàn)外推得到的腐蝕速率，A3、A1S 和C2井的油管為13CrL80 鋼材，腐蝕速率較低，其余非防腐鋼材的油套管腐蝕速率相對(duì)較高。