东胜气田锦66井区套管腐蚀评价

    胡泽文 曹颖 胡光

    摘 ?????要：天然气开采过程中往往会产生伴生水，水中溶解的酸性气体及电解质等物质，会使套管因腐蚀而穿孔并引发一系列严重问题。为了研究东胜气田锦66井区采出水对套管的腐蚀情况，以该区J11P4H井为实验对象，选用N80标准钢挂片，以采出水为腐蚀介质，进行了室内动态腐蚀及缓蚀评价。结果表明在15 MPa、60 ℃条件下，J11P4H井套管存在严重腐蚀，腐蚀速率高达0.946 2 mm/a，且为均匀腐蚀;采用缓蚀剂SWPC-6-1进行缓蚀效果评价，当缓蚀剂浓度为1 000 mg/L时，缓蚀效果趋于平稳，腐蚀速率低于0.020 8 mm/a，缓蚀率高达97.73%。现场实验表明：由于温度和压力的关系，上部套管腐蚀较小，下部套管腐蚀情况明显高于上部套管。SWPC-6-1缓蚀剂应用于现场后，N80套管井和P110套管井的采出水Fe3+离子含量都极大降低，说明缓蚀效果明显。

    关 ?键 ?词：气井腐蚀;腐蚀率;缓蚀率

    中图分类号：TE 98 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）01-0044-05

    Abstract： Associated water is always produced in natural gas exploitation process， the acid gases and electrolytes and other substances dissolved in it can cause the casing corrosion， which will result in the perforation and other serious problems. In order to study the casing corrosion caused by produced water in Jin 66 well area of Dongsheng gas field， taking J11P4H well in this area as experimental object， and produced water as the corrosive medium， indoor dynamic corrosion of N80 standard steel hanging piece was evaluated as well as the corrosion inhibition effect of corrosion inhibitor. The results showed that the corrosion rate of the casing in J11P4H well was as high as 0.946 2 mm/a at 15 MPa and 60 ℃， and uniform corrosion characteristic was present to the casing surface. The corrosion inhibition effect of corrosion inhibitor SWPC-6-1 was evaluated at the same conditions. When the concentration of the corrosion inhibitor was 1 000 mg/L， the corrosion inhibition effect was stable. The corrosion rate was lower than 0.020 8 mm/a， and the corrosion inhibition rate was as high as 97.73%. Field experiments showed that， due to the relationship of temperature and pressure， the upper casing corrosion was less， and the lower casing corrosion was significantly more serious than the upper casing. After the SWPC-6-1 corrosion inhibitor was applied to the site， the Fe3+ ion content of the produced water in the N80 cased hole and the P110 cased hole was greatly reduced， indicating that the corrosion inhibition effect was obvious.

    Key words： Gas well corrosion; Corrosion rate; Corrosion inhibition rate

    隨着我国石油与天然气行业的发展，含有CO2、H2S等多种腐蚀介质的气田被相继开发，而因腐蚀产生的问题往往会给气田开发造成巨大的经济损失。据权威部门公布的调查结果显示，腐蚀造成的各类经济损失约占全国经济总产值的5%，而其中25%是能够避免的[1]。油气井中的腐蚀会导致井下管柱穿孔甚至断裂，不仅影响气井的正常生产，增加修井费用，还会缩短气井的开采寿命，甚至还存在着一定的安全隐患。因此，油气井防腐问题是油气田开发和生产过程中亟待解决的重点问题。

    东胜气田，又名杭锦旗气田，位于内蒙古自治区鄂尔多斯盆地北部内，杭锦旗及杭锦旗西区块，总面积高达9 805 km2，是中石化华北分公司储气面积最大的天然气区块。该区块主要储层段天然气CH4含量占总烃的92.9%，C2+含量占总烃的7.1%，相对密度0.624 2，属于湿气气藏，且含有一定量的CO2气体;地层水性质分析结果表明，目标区域下石盒子组气藏地层水属于CaCl2型，总矿化度在10 000～85 000 mg/L之间，pH值6，呈弱酸性。东胜气田锦66井区开采至今都未进行过系统的腐蚀结垢评价，现场药剂注入工艺也是借鉴大牛地气田已有的方案，没有配套的现场施工方案。

    国内外实践经验证明，加注缓蚀剂是针对酸性气井腐蚀既经济可靠、又十分方便的防腐方法[2]，因而广泛应用于油气井的腐蚀控制问题[3-7]。但缓蚀剂的缓蚀性能与生产环境相关联，即使在同一腐蚀环境中，当温压条件发生变化时，缓蚀剂的防腐性能也会发生变化[8，9]。若缓蚀剂加注工艺及防腐方案的不够全面，非但起不到有效的防腐作用，甚至会造成相反的效果[10，11]。油气田应进行具体且全面的缓蚀剂加注及防腐性能研究，比如缓蚀剂类型、加注工艺、加注剂量以及现场的监测等。

    1 ?实验部分

    1.1 ?原料及设备

    高温高压动态腐蚀试验仪（江苏宏博机械制造有限公司）、风冷冷水机（南通杜杨机械科技有限公司）、UV-1100型紫外可见分光光度计、高压气瓶、气源阀、电子天平、游标卡尺、烧杯、量筒等;所用试剂除缓蚀剂由现场提供，其余均为市售AR级;腐蚀介质为采出水，水质分析结果见表1，分析方法及条件参照标准方法[2];腐蚀试件为N80和P110两种常用钢标准挂片，挂片尺寸为50 mm×10 mm×3 mm、总面积13.6 cm2、密度7.85 g/cm3。

    1.2 ?腐蚀性能评价研究

    1.2.1 ?理论依据

    通过对现场取气样分析得知，实验对象井J11P4H（盒2层）中天然气中CO2体积分数为0.12%，因而存在CO2分压。

    室内动态腐蚀速率测定采用旋转挂片法，将N80和P110挂片挂入高温高压动态腐蚀试验仪的高温高压反应釜中，在不同温度压力条件下，以同一线速度旋转一定时间;取出试片，洗净干燥后称重;最后由反应前后试片失重计算动态腐蚀速率[12-14]。

    1.2.2 ?实验步骤及流程

    将挂片用清水洗净，再用石油醚、无水乙醇除油，干燥后测尺寸并称重;将挂片安装在带聚四氟乙烯螺帽的金属螺杆上，再放入装有腐蚀介质的高温高压反应釜中，密封釜盖;通入高纯N2除氧，再通入CO2气体除氮，最后升温至设定温度;关闭出气阀，通CO2至分压值，饱和后再通N2至压力设计值，压力稳定后，开动转子，开始计时，实验周期58 h;实验结束后，关闭仪器冷却，先清水冲洗表面附着物，随后用清洗液（体积比：水/浓盐酸=10/1，同时加少量缓蚀剂，以保护基底）清洗，清除表面腐蚀产物，再用清水冲洗，最后用丙酮或石油醚除油后干燥并称重以及拍照记录腐蚀情况。

    2 ?实验结果与讨论

    2.1 ?腐蚀评价

    在室内模拟腐蚀条件下进行了动态腐蚀评价[2]，分别用N80挂片、P110挂片测试了10 MPa时5～70 ℃时的腐蚀速率和60 ℃时5～25 MPa时的腐蚀速率，探究温度不同温度、压力和钢级对腐蚀速率的影响，实验前后试片见图1，结果见图2、图3。

    通过对实验前后挂片的观察可以看出，实验前挂片表面光洁，颜色光亮，有金属光泽。实验后挂片表面呈灰色，根据腐蚀条件，化学腐蚀多为均匀腐蚀，电化学腐蚀多发生点腐蚀，判定实验条件下的腐蚀以化学腐蚀为主。

    由图2可以看出，压力恒定时，腐蚀速率与温度呈现斜率增大的指数关系，并且变化较大;由图3可以看出，温度恒定时，腐蚀速率与压力呈现斜率减小的指数关系，主要是由于压力的增加导致CO2等酸性气体的溶解度增大，但腐蚀速率总体变化不大。总体上，N80挂片比P110挂片的抗腐蚀性能稍强，温度对腐蚀速率的影响较压力对腐蚀速率的影响要大。

    2.2 ?缓蚀剂评价

    2.2.1 ?缓蚀剂作用机理

    缓蚀剂的作用机理是在钢材表面形成一层疏水性保护薄膜，阻滞腐蚀过程中电荷或物质扩散到钢材表面，换句话说就是影响了腐蚀的动力学过程，达到减缓钢材腐蚀的目的[15]。

    2.2.2 ?缓蚀剂防腐性能评价

    在室内以采出水为腐蚀介质，在15 MPa、60℃条件下，进行了缓蚀剂动态缓蚀性能评价，缓蚀剂为SWPC-6-1，用量分别为250、500、1 000、1 500、2 000 mg/L;实验周期48 h。实验后挂片见图4，实验结果见图5。

    由图5可知，腐蚀速率随缓蚀剂浓度的增大而减小，当缓蚀剂浓度增加到1 000 mg/L时腐蚀速率已经减小至0.024 mm/a，此时的腐蚀速率已经达到了低腐蚀速率（均匀腐蚀小于0.025 mm/a）的标准。缓蚀剂加量在1 000 mg/L以前，缓蚀率随缓蚀剂浓度的增大而增大;当缓蚀剂浓度增加到1 000 mg/L后，缓蚀剂加量对缓释率的影响变得不明显，原因可能为浓度低于1 000 mg/L时，缓蚀剂不能在金属表面形成完全覆盖的保护膜，当浓度高于1 000 mg/L时，缓蚀剂形成的保护膜已经完全覆盖金属表面，缓蚀剂增加对缓蚀效果影响不大。

    2.3 ?腐蚀与缓蚀结果讨论

    根据J11P4H井盒2层腐蚀速率动态实验结果分析可知：筒中的温度、压力以及腐蚀介质的浓度均对腐蚀速率有一定的影响;随着井筒温度和压力的升高，腐蚀速率逐渐升高。

    由实验结果，随着CO2分压的升高，钢的腐蚀速率显著增大。当气体环境中无CO2时，金属腐蚀主要是由介质中本身存在的HCO3-造成;当气体环境中存在CO2时，随着环境压力的增大，CO2分压增加，溶于溶液中的CO2就越多，使得溶液的pH值降低，去极化反应加快，从而导致腐蚀速率显著增大。

    此外，在CO2环境中还会发生电化学腐蚀生成FeCO3薄膜，在温度较低时腐蚀产物膜附着力弱而易发生均匀腐蚀;而吸附态的CO2还会发生催化氢离子反应，在高温高压条件下，H2进入钢材并与碳化物发生化学反应，生成的CH4分子很难从钢材中扩散出來，就会在杂物等缺陷处形成气泡，最后形成裂纹。

    3 ?现场应用情况

    分为了对比评价实验室和现场的腐蚀及缓蚀情况，选取套管为N80的J11井和套管为P110的J11P4H井为代表，测试现场的N80套管和P110套管的腐蚀和缓蚀情况（图6）。

    3.1 ?现场挂片腐蚀情况

    别在两口井内挂N80和P110挂片，通过调节挂入的深度改变腐蚀的温度和压力，分别在500、1 000、2 000 m三个深度悬挂挂片，三个月后取出挂片，测试挂片的腐蚀情况（表2）。

    由结果可以得出，J11井中随着挂片深度的增加，腐蚀速率有一定程度的增大，但其腐蚀速率都极小，仅2 000 m深度的挂片出现极轻度腐蚀，其他深度挂片基本没有腐蚀情况发生。观察挂片外观可以发现，J11井三个深度下挂片均未有明显的腐蚀特征出现，挂片表面仍具有金属光泽，也不存在点蚀情况。

    3.2 ?现场缓蚀剂应用效果

    为了验证缓蚀剂的缓蚀应用效果，分别在加缓蚀剂前和加缓蚀剂后连续取产出水样，用产出水的铁离子浓度衡量套管的腐蚀情况，结果如表3所示。

    4 ?结论及建议

    （1）气井井筒中的温度、压力以及腐蚀介质对腐蚀速率均有一定的影响，而温度的影响较为明显，压力的影响相对较小。

    （2）腐蚀速率随缓蚀剂浓度的增大而减小，当缓蚀剂浓度增加到1 000 mg/L后腐蚀速率基本保持不变，最小可达0.020 8 mm/a;缓蚀率随缓蚀剂浓度的增大而增大，当缓蚀剂浓度增加到1 000 mg/L后缓蚀率趋于平稳，最大可达97.73%。而根据经济性原则，推荐现场缓蚀剂注入浓度为1 000 mg/L。

    （3）采用防腐措施后，效果明显，腐蚀速率低于油气田的腐蚀速率控制指标，表明缓蚀剂SWPC-6-1能够对套管形成良好的保护，满足东胜气田锦66井区的天然气安全生产要求。

    （4）挂片试验发现，实际井筒内挂片存在极轻微腐蚀甚至没有腐蚀情况发生，分析其原因为实际井筒内腐蚀介质由天然气流动带出，出液量少无法达到完全浸泡的效果，且含有油、缓蚀剂等减缓腐蚀情况发生的其他物质，从而导致了室内腐蚀实验结果与现场挂片腐蚀结果的差异。

    （5）铁离子浓度监测结果表明，两口井缓蚀剂加入前后铁离子浓度明显减少，缓蚀剂缓蚀效果显著。

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