儲氣庫注采管柱腐蝕規律及保護措施

李碧曦 易 俊 張 鵬 黃澤貴

1重慶科技學院安全工程學院

2中國石化中原油田分公司生產管理處

儲氣庫注采管柱腐蝕規律及保護措施

李碧曦1易 俊1張 鵬1黃澤貴2

1重慶科技學院安全工程學院

2中國石化中原油田分公司生產管理處

儲氣庫注采管柱井下腐蝕環境復雜，致使管柱腐蝕穿孔或者斷裂落井，直接威脅到儲氣庫安全運營。以某儲氣庫為研究對象，分析注采氣過程中管柱腐蝕機理和影響因素，制定相應的防治措施，以延長氣井管柱的使用年限，保障儲氣庫安全、平穩運行。分析表明：管柱腐蝕主要為電化學腐蝕和沖蝕，電化學腐蝕是由CO2和H2O引起，腐蝕部位在1 900 m以上，腐蝕形態為均勻腐蝕和小孔腐蝕；沖蝕發生在采氣期和注氣期，安全閥和滑套最先發生沖蝕。防腐措施適合采取控制注采氣量和油管內投緩蝕棒的方法，腐蝕監測技術適合采取掛片失重法。

儲氣庫；管柱；電化學腐蝕；沖蝕；壓力；防腐

引言

隨著中國天然氣管網及天然氣工業的快速發展，天然氣的供需存在著嚴重的不均衡性，巨大的調峰需求推動了儲氣設施的迅猛發展。儲氣庫因其具有庫容大、安全性好、儲轉費低等優點在天然氣市場的應急調峰保障作用中日益凸顯。然而儲氣庫廣泛地應用于世界各地的同時，也存在著各種安全風險，其中以注采井安全風險最高。地下儲氣庫在運行前期將受地層殘留的鉆井液、鹽酸、凝析水、CO2以及H2S量等物質的影響，井下腐蝕環境較為復雜[1]；在運行過程中，注采管柱將長期受到腐蝕性氣體的作用，而且井下壓力、溫度隨著井深不同而變化，加劇了管柱的腐蝕[2]。這不僅降低氣井管柱的使用年限，而且直接威脅著儲氣庫安全運行和周邊人民的生命財產安全。因此，分析儲氣庫注采氣過程中管柱腐蝕機理和影響因素，制定相應的防治措施，延長氣井管柱的使用年限，對整個儲氣庫的安全、平穩運行具有重大意義。

1 儲氣庫管柱腐蝕機理

地下儲氣庫大都由廢棄油氣藏改建而來。據前期調研，原氣田生產過程中，曾因腐蝕更換過全部或部分油管，主要表現為井筒中上部管柱本體的點蝕、線蝕和接箍處的絲扣腐蝕。儲氣庫注采井因其同注同采的獨特工況，在生產過程中將反復受到腐蝕性氣體影響。管柱腐蝕與地層水、壓力、溫度、流速、管材成分和結構等有關，主要包括電化學腐蝕、沖刷腐蝕、環境斷裂、流動誘導腐蝕四種腐蝕類型，如表1所示。

表1 氣井管柱腐蝕類型與機理

2 管柱腐蝕影響因素分析

注采管柱腐蝕受到腐蝕環境和腐蝕介質的交互作用。腐蝕環境指不同井深處的溫度、壓力、流場等，通常導致流體相態變化，從而加劇腐蝕。腐蝕介質包括H2S與CO2等酸性氣體、天然氣中所攜帶的地層水、管道壁上的凝析水，及其中溶解的碳酸鹽、氯化物及其他礦物鹽、溶解氧等。在某儲氣庫現場取氣樣分析，發現除了CO2以外的氣體組分都不會產生腐蝕。水樣分析表明pH值為6，氯根為634 mg/L，氯離子含量少。在運行過程中，儲氣庫注采壓力和溫度變化如表2所示。

表2 儲氣庫井口和井底壓力、溫度變化范圍

2.1 水對腐蝕的影響

造成儲氣庫油套管和采氣裝備腐蝕的水，主要來自于天然氣流所攜帶的凝析水。凝析水是天然氣攜帶的水蒸氣，它是因產層到井口壓力、溫度的改變，造成天然氣壓力露點的變化而在油套管壁上凝結而成，該點以上容易腐蝕。

以某儲氣庫儲5井為例，該井井深2 696.99 m，喇叭口2 308.58 m，地層壓力20.87 MPa，地層溫度92.5℃，當氣量為16.8×104m3/d時，氣井生產過程中凝析出水的位置在1 720 m處。當地層壓力和溫度不變時，氣量從5×104m3/d到30×104m3/d變化，凝析出水的位置在670～1 900 m處。當地層溫度和氣量不變時，地層壓力在13～27 MPa變化，凝析出水的位置在760～1 780 m處。因此，管柱腐蝕的主要位置在1 900 m以上。

2.2 CO2分壓對腐蝕的影響

CO2自身對注采管柱不會產生腐蝕，一但CO2與水共同作用于管柱，將會引起管柱發生電化學腐蝕，大大地降低儲氣庫管柱的使用壽命。CO2腐蝕程度分四級[3]，影響CO2腐蝕的因素很多，但目前國內外學者普遍認為CO2分壓起著決定性作用，且油氣工業也是根據CO2分壓來判斷CO2的腐蝕性。以某儲氣庫儲5井為例，產出氣的CO2含量為1.14%，計算采氣時CO2分壓。這樣可模擬出CO2分壓與腐蝕形態關系（如圖1所示），得出管柱在采氣期容易發生小孔腐蝕。

圖1 CO2分壓與腐蝕形態關系

2.3 溫度對腐蝕的影響

溫度主要通過影響化學反應的進程和腐蝕產物在腐蝕介質中的飽和度來影響腐蝕速率的，且主要影響腐蝕產物膜的生成。以某儲氣庫儲5井為例，模擬計算出1 400 m位置處溫度為60℃，如圖2所示，儲氣庫地層溫度為95℃。根據前期調研結果，鋼鐵材料的CO2腐蝕可分為四個溫度區間，該儲氣庫符合四個溫度區間中的第一、二區間。溫度小于60℃，儲氣庫管柱在1 400 m以上位置呈均勻腐蝕；溫度在60～110℃，儲氣庫管柱在1 400～1 600 m處局部腐蝕會較重。

圖2 溫度與CO2腐蝕形態關系

2.4 沖刷對腐蝕的影響

儲氣庫注采井與普通氣井相比，吞吐量較大，平均日采氣上百萬立方米，對管柱的沖蝕能力強，會加劇電化學腐蝕速率。氣井管柱沖蝕流量計算公式選取Beggs公式[4]，為了分析沖蝕流量的臨界點，即最大沖蝕流速的計算點，根據PiPesim軟件進行計算，最大沖蝕流速位置為管柱內徑最小的安全閥處。

2.4.1 注氣沖蝕分析

最大沖蝕流速的計算點選取管柱內徑最小的安全閥處。以某儲氣庫儲8井注氣為例，地層壓力10 MPa，根據不同的井口注氣壓力計算對應的生產氣量和沖蝕流速比，如表3所示。由計算結果可以看出，當井口壓力為20 MPa時，流速比為0.986 2，接近沖蝕流速。即隨著井口注氣壓力增大，沖蝕流速比增大，當流速比越接近1時，沖蝕的可能性越大。當地層壓力為10 MPa時，最大沖蝕流量為46.6× 104m3；當地層壓力為27 MPa時，最大沖蝕流量為52.8×104m3。

表3 某儲氣庫儲8井沖蝕流量

2.4.2 采氣沖蝕分析

最大沖蝕流速的計算點選取管柱內徑最小的安全閥處。以某儲氣庫儲5井采氣為例，當地層壓力為20.8 MPa時，根據不同的井口壓力計算對應的生產氣量和沖蝕流速比，如表4所示。由計算結果可以看出，井口壓力為5 MPa時，流速比為0.819 4，這時流速比最大，接近沖蝕流速。即隨著井口采氣壓力減小，沖蝕流速比增大，當流速比越接近1時，沖蝕的可能性越大。當井口油壓為6 MPa時，最大沖蝕流量為38.9×104m3；井口油壓為8 MPa時，最大沖蝕流量為45.5×104m3。

表4 某儲氣庫儲5井沖蝕流量計算

綜合以上分析可知，該儲氣庫管柱腐蝕主要是由CO2及其他腐蝕環境和腐蝕介質引起的電化學腐蝕，腐蝕部位一般在1 900 m以上，存在均勻腐蝕和小孔腐蝕。根據某儲氣庫注采壓力、溫度的變化可知，采氣期井口壓力為5 MPa時，氣量超過29.0×104m3會出現沖蝕；注氣期井口壓力為20 MPa時，氣量超過70.22×104m3會出現沖蝕。

3 防腐措施的改進

油氣井防腐措施主要包括：在鉆井和采氣設計中選材，注入緩蝕劑、管道內涂層等。結合儲氣庫獨特的工況，某儲氣庫在設計時已充分考慮了注采井的套管和油管防腐措施。油層套管全部采用P110鋼級和氣密封口，注采井采用永久式封隔器，實現油套封隔，環空注入保護液，達到保護上部套管的目的。工具材質為9Cr，具有抗腐蝕性，油管為?88.9 mm×6.45 mm BG80-3Cr，BGT1扣（氣密封扣）。但在設計時未考慮到儲氣庫產水量、地層水礦化度等隨著生產年限改變的現狀及生產產量變化帶來的沖刷腐蝕[5]。因此，從保護和減緩腐蝕的目的出發，對儲氣庫管柱腐蝕防護措施進行了改進。

3.1 制定合理的注采方案

儲氣庫注采井與普通氣井相比，吞吐量較大，平均日采氣上百萬立方米，對管柱的沖蝕能力強，會加劇電化學腐蝕速度。根據注采期沖蝕分析可知：注氣期，井口注氣壓力越大，產量越大，越容易發生沖蝕；采氣期，井口采氣壓力越大，產量越小，越不易發生沖蝕。因此，在制定生產產量時不僅要考慮生產需要，還應根據實際工況控制注采氣量，減小沖蝕腐蝕對管柱的影響，延長油管使用壽命。

3.2 緩蝕劑評價

儲氣庫在設計時就考慮了通過油管內投入緩蝕棒，逐步釋放緩蝕劑，減緩腐蝕，以保護油管內壁。但氣井的產量、壓力和流速等因注采周期的不同而不斷改變，緩蝕劑的注入量也應該逐步調整。因此實時監測緩蝕劑注入量十分必要，并應不斷分析、評價緩蝕劑效果，實時調整緩蝕劑注入方案。目前，失重掛片法和在線腐蝕探針監測是評價緩蝕劑效果的主要方法。

3.3 增加在線腐蝕監測裝置

管柱腐蝕是一個動態的過程，室內實驗法不能實時地反映管柱腐蝕狀況。還需要利用在線監測技術來掌握注采井的腐蝕狀況和腐蝕趨勢，掌握應用緩蝕劑減緩腐蝕的效果，動態調整緩蝕劑注入量。

4 結論

（1）儲氣庫管柱腐蝕主要為電化學腐蝕和沖蝕。

（2）電化學腐蝕是由CO2和H2O引起，腐蝕部位在1 900 m以上，腐蝕形態為均勻腐蝕和小孔腐蝕。

（3）沖蝕發生在采氣期和注氣期，安全閥和滑套最先發生沖蝕。注氣期，井口注氣壓力增大，產量增大，容易發生沖蝕；采氣期，井口采氣壓力減小，產量增大，容易發生沖蝕。

（4）防腐改進措施適合采取控制注采氣量和油管內投緩蝕棒的方法，并及時評價緩蝕劑效果。在線監測法易采用掛片失重法。

[1]劉坤，何娜，張毅，等．相國寺儲氣庫注采氣井的安全風險及對策建議[J]．天然氣工業，2013，33（9）：131-135.

[2]郭時金．蘇橋儲氣庫注采管柱防腐蝕技術研究[D]．東營：中國石油大學（華東），2012：12.

[3]寇杰，梁法春，陳婧，等．油氣管道腐蝕與防護[M]．北京：中國石化出版社，2008．

[4]王嘉淮，羅天雨，呂剛，等．呼圖壁地下儲氣庫氣井沖蝕產量模型及其應用[J]．天然氣工業，2012，32,（2）：57-59.

[5]尚萬寧，喬玉龍，閆昭，等．鄂爾多斯盆地靖邊氣田氣井油管腐蝕規律與防腐對策[J]．天然氣工業，2013，33（2）：115-120.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.009

李碧曦：重慶科技學院在讀碩士，目前從事儲氣庫安全技術研究。

2015-03-31

基金論文：國家自然科學基金（91024031）、重慶科技學院科技創新基金研究項目（YKJCX2014045）資助。

18508175976、470961702@qq.com