S48 區塊區域性井筒腐蝕評價

王 璐，肖 峰，趙 賓，吳學強，曾凡成，王華杰

（中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018）

蘇里格氣田S48 區塊開發近13 年，隨著氣田開發時間的延長，區塊單井平均日產氣量由0.5×104m3降至約0.2×104m3，區塊平均日產水量由50 m3上升至約80 m3，采出水礦化度由約12 000 mg/L 上升至25 000 mg/L。通過近年查層補孔、橋塞打撈、節流器打撈等修井作業發現，油管腐蝕穿孔數量逐漸增多，甚至出現了油管斷脫情況。通過MIT、MTT 腐蝕檢測發現，少量套管底部也出現了不同程度的壁厚減薄。S48 區塊隨著采出水的增大，氣量的降低，油套管出現了嚴重的腐蝕情況。從CO2、H2S、溫度、壓力、pH、細菌、礦化度、流速等腐蝕因素研究分析，通過對典型井的井下管柱腐蝕速率，腐蝕機理、腐蝕分布、水樣、垢樣、腐蝕失效管樣進行檢測研究，結合鄰井資料，試氣資料，產出流體分析等數據，摸清該區塊內井筒腐蝕規律和分布情況，可以為下一步防腐措施選擇提供指導性依據。

1 氣井井筒腐蝕理論分析

在石油和天然氣工業中，通常存在有二氧化碳（CO2）和硫化氫（H2S），水是其作用于腐蝕的催化劑。其最常見的腐蝕形式是鋼鐵材料與含水環境接觸從而發生誘蝕反應。在石油和天然氣生產行業，腐蝕的主要形式包括CO2腐蝕，電蝕，應力開裂腐蝕和微生物誘導腐蝕等[1]。

CO2腐蝕是油氣田最常見的腐蝕類型，是由于CO2氣體溶于水生成碳酸而引起電化學反應導致井筒管材發生腐蝕[2]。其腐蝕總反應為：Fe+CO2+H2O→FeCO3↓+H2↑，隨著水中溶解的CO2濃度增加，H+和HCO3-濃度增加，pH 值降低，從而使腐蝕加劇。且CO2引起的腐蝕速率與溫度、壓力等因素密切相關，一般情況下，溫度升高，碳酸的電離度增大，H+濃度會隨之增大；CO2分壓增大，H+濃度也會隨之增大，腐蝕加劇。

電蝕主要是兩種金屬在一種腐蝕性電解液中耦合時所產生的損害。出現這種情況時，反應中惰性（不太能抵抗這種腐蝕）差的金屬變為陽極（正極），它此時腐蝕的速度要比金屬平時腐蝕的速度快得多；而惰性好的金屬變成陰極（負極），它此時腐蝕的速度要比金屬平時腐蝕的速度慢得多。由于金屬由晶體構成，許多這樣的電池被建立，引起晶間腐蝕。

管道在自身重力和特定的腐蝕環境下產生的低應力脆性破裂現象稱為應力開裂腐蝕，它不僅能影響到管道內腐蝕，也能影響到管道外腐蝕。這種腐蝕的破壞形式是脆性斷裂，而且往往沒有預兆，對油氣管道具有很大的危害性和破壞性。

油氣田中造成微生物腐蝕的主要細菌有硫酸鹽還原菌（SRB）、腐生菌（TGB）、鐵細菌（FB）。這三類細菌廣泛存在于油氣井采出液等環境中，對油氣田中的井筒、管線等造成嚴重的腐蝕，其中SRB 的影響是最為嚴重的。

2 S48 區塊井筒實驗分析

2.1 地層產出水水質分析

針對S48 區塊現場3 口氣井進行實測數據采集和水樣采集，在實驗室內進行水樣pH 值、電導率、TDS的測定以及陰離子（Cl-、HCO3-、CO32-、SO42-等）和陽離子（Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+、Fe3+等）的測定分析。水質檢測分析結果（見表1）。

表1 蘇里格氣田S48 區塊3 口氣井水質分析表

分析認為：（1）檢測水樣為氯化鈣（CaCl2）型，pH小于6，呈弱酸性；（2）水樣中的Cl-濃度相比其他離子濃度含量很高，會加劇氣井的腐蝕；（3）所取水樣的總礦化度高，為20 000～30 000 mg/L，Na+、K+、Cl-濃度遠遠高于其他離子濃度；（4）根據博雅爾斯基理論，CaCl2型水按鈉氯系數（Na+與Cl-的質量濃度比）對地層水進行分析，當鈉氯系數小于0.75 時，氣田水處于封存條件下，不存在與外來水系交互[3]。由水樣分析結果可知，采出水的鈉氯系數平均值為0.404 2，說明這些采出水所處地層位為一個封閉的地球化學環境，不存在與外來水系交互，地層水與天然氣伴生形成。

2.2 腐蝕掛片實驗

腐蝕掛片法基本測量原理是失重。把已知質量的金屬試片放入腐蝕介質中，經過已知的時間周期取出清洗后稱重，根據試樣質量變化測量出平均腐蝕速率。

此次采用了油套管材料P110 鋼、J55 鋼、N80 鋼為實驗材料、將實驗鋼制成掛片下入S15-64H2、S15-82、S16-71 等9 口氣井，得出檢測腐蝕掛片在不同深度不同鋼級的情況下的平均腐蝕速率（見表2），并與石油行業標準腐蝕速率（0.076 mm/a）進行對比分析[4]。同時將不同材質掛片下入S19-63H2 井進行實驗，不同材質平均腐蝕與點蝕測量結果對比（見圖1）。

表2 腐蝕掛片在不同井深不同鋼級下的平均腐蝕速率（mm/a）

圖1 S19-63H2 井不同材質平均腐蝕與點蝕測量結果對比圖

以石油天然氣行業為標準，將不同層位的平均腐蝕速率和最大腐蝕速率考慮進計算中，按井深（實際考慮到了溫度和壓力）和不同井深的實驗次數進行均一化，并給不同深度賦予不同權重，進行加權計算再將實驗材質進行加和，對不同井不同材質不同深度掛片數據反映的腐蝕程度進行排序。可初步預測：（1）腐蝕最嚴重的區域為1 500 m 的氣井中段；（2）S48 區塊腐蝕速率為0.003 2～0.862 7 mm/a，主要為中重度腐蝕；（3）氣井油套管的點蝕速率遠遠大于平均腐蝕速率；（4）不同井深處三種材質相比，N80 鋼的平均腐蝕速率相對較慢，由此可知目前大部分氣井可以滿足日常的生產要求。

2.3 數據灰色關聯分析

對于兩個系統之間的因素，其隨時間或不同對象而變化的關聯性大小的量度稱為關聯度。在系統發展過程中，若兩個因素變化的趨勢具有一致性，即同步變化程度較高，即可謂二者關聯程度較高；反之較低[5]。不同因素之間發展趨勢的相似或相異程度稱為“灰色關聯度”，灰色關聯度分為絕對灰關聯度和相對灰關聯度，絕對灰關聯度是沒有經過權重的關聯度，相對灰關聯度是賦予因素一定權重之后的關聯度，兩者的平均值稱為綜合關聯度。灰色關聯分析法則是根據灰色關聯度來衡量不同影響因素間關聯程度的一種方法。若某個腐蝕影響因素的灰關聯度數值越大，表明該因素的影響力越大，反之越小。利用灰關聯度分析法對上述實驗數據進行分析（見表3），確定多個腐蝕影響因素對腐蝕的影響程度。該分析法優點是對樣本量的多少和樣本有無規律都同樣適用，而且計算量小，不會出現量化結果與定性分析結果不符的情況。

由表3 中綜合灰關聯度分析可知，腐蝕顯著影響因素由強到弱依次：日配產＞CO2＞結垢性＞緩蝕劑＞pH。S48 區塊氣井的腐蝕受到日產氣量影響和CO2影響較大，產出水的結垢性增大會降低平均腐蝕速率，氣體流速增大可抵消結垢對腐蝕抑制的作用，不同材質的耐腐蝕性差異也較大，N80 鋼級具有相對較好的抗腐蝕及點蝕性能[6]。

表3 不同材質不同腐蝕程度灰關聯度對比分析表

2.4 MIT、MTT 腐蝕檢測結果分析

對其中腐蝕最嚴重的氣井S17-65 進行MIT+MTT腐蝕檢測，分析MIT+MTT 曲線并進一步與腐蝕掛片腐蝕監測結果總體對比分析。分析MIT+MTT 曲線可知：（1）該井在油管中段腐蝕較嚴重，最大穿透深度接近75%，主要集中在氣井中段1 269.42～1 359.1 m 的范圍內，屬于嚴重腐蝕；（2）腐蝕類型以斑點狀腐蝕為主，片狀腐蝕和線狀腐蝕次之（見圖2）。

圖2 S17-65 井油管腐蝕點成像圖

開展MIT、MTT 與腐蝕掛片腐蝕監測結果總體對比分析。對比分析可知：

（1）油套管腐蝕檢測與腐蝕掛片腐蝕監測數據相符度很高；（2）S17-65 在1 500 m 左右腐蝕較高，根據該深度估算可知，溫度為60 ℃左右，此溫度也是二氧化碳腐蝕最嚴重的區域[7]；（3）當到達井底時，腐蝕速率降低，是由于此時井筒內溫度較高，則形成致密腐蝕產物抑制腐蝕進行[8]。

2.5 失效管段腐蝕分析

對S19-63 井油管段開展失效腐蝕分析，管段規格為Φ38.1 mm×3.18 mm，材質為CT70 鋼。樣品全長約7.5 m，下端距離井底約1 000 m，管外壁嚴重腐蝕，腐蝕部位約4 m。對該失效管段進行宏觀檢查、物相分析、金相分析、力學性能測試及電鏡掃描、能譜分析[9]。

用超聲波測厚儀對送檢未腐蝕管段壁厚進行測量每次測量點為8 個，均勻分布于360°環向管壁上。用游標卡尺測量蝕坑深度，環向管子壁厚平均值為3.19～3.20 mm。蝕坑最大深度約1.3 mm。送檢管段材料化學成分分析表明，元素組成符合CT70 連續油管技術標準要求。鋼抗拉強度、屈服強度、縱向伸長率均符合技術標準要求。在送檢管段上取樣，用掃描電鏡對連續油管外表面進行形貌分析，其微觀形貌（見圖3），管壁有不同深度的蝕坑；對管壁腐蝕產物進行電鏡掃描分析，其微觀形貌（見圖4）。對管壁腐蝕產物進行能譜分析，連續油管外壁腐蝕產物主要成分是鐵的氧化物和硫化物，其中絕大部分是鐵的氧化物（見表4）。

圖3 管外壁腐蝕微觀形貌

圖4 管外壁腐蝕產物微觀形貌

表4 失效管段X-射線衍射分析結果

失效管段各項性能符合標準要求：服役管柱失效樣管化學分析、硬度實驗、金相分析符合標準要求。推測失效原因為斷口處管體外壁與含有CO2等腐蝕介質的井內液體接觸，造成管體外壁腐蝕減薄嚴重，管體在復合載荷的作用下，在壁厚嚴重減薄處（3.18 mm→1.40 mm）率先失效，裂紋沿管體環向擴展，最終導致管柱斷裂[10]。

3 結論

（1）由S48 區塊氣井水樣為氯化鈣（CaCl2）型，pH 小于6，呈弱酸性，且所處地層為封閉的地球化學環境，不存在與外來水系交互，地層水與天然氣伴生形成。

（2）S48 區塊氣井腐蝕的影響因素由強到弱依次為日配產＞CO2＞結垢性（區塊）＞緩蝕劑＞pH；且油套管腐蝕檢測與腐蝕掛片監測數據相符度很高：油管在井筒中段腐蝕嚴重，而井底溫度較高形成致密腐蝕產物抑制腐蝕進行。

（3）S48 區塊氣井管柱腐蝕主要是含鹽采出水、酸性溶解氣（主要是CO2）和采出水中成垢離子在不同狀態下（主要是溫度）的成垢量不一樣共同作用導致的，氣體流速會對腐蝕程度產生影響。

（4）常規油管材質只要和腐蝕介質（地層水）接觸，就會發生腐蝕，只是有腐蝕速率快慢之分，部分井當產生較致密腐蝕結垢產物后，平均腐蝕速率大大下降，但如果產物膜有缺陷并長期接觸腐蝕介質，就會產生局部腐蝕，而通常井下管柱、套管發生均勻腐蝕失效的情況很少見，均是局部腐蝕尤其是點蝕發生后，導致管柱在點蝕區域的快速腐蝕，短時間內發生失效。

（5）氣井采出水中輕烴和結垢的保護作用，油管的平均腐蝕和點蝕速率均不是隨時間變化的一個線性函數，是一個隨多因素變化的復雜函數，故日常投加的環空保護液（緩蝕劑）對點蝕抑制性能突出。