大天池氣田井下油管損傷分析

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(jì)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(duì)大天池氣田井下油管腐蝕檢測(cè)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(cè)情況，分析井下油管損傷主要原因，并提出相應(yīng)的防護(hù)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(jìn)行分析判斷，比如儀器入井直接檢測(cè)或監(jiān)測(cè)，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(píng)價(jià)

大天池氣田1993年投入開發(fā)，2002年開始進(jìn)行更換油管作業(yè)，并對(duì)井下腐蝕狀況進(jìn)行分析和評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)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(shí)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(cè)

大天池氣田是川東地區(qū)20世紀(jì)90年代重點(diǎn)開發(fā)氣田，大部分氣井在油管投運(yùn)開始實(shí)施了緩蝕劑保護(hù)。從歷年井下腐蝕檢測(cè)結(jié)果看，入井緩蝕劑對(duì)井下油管具有較好的保護(hù)作用，如投入生產(chǎn)即開始實(shí)施緩蝕劑保護(hù)的天東1氣井，井下油管腐蝕速度要比生產(chǎn)一段時(shí)間后再實(shí)施緩蝕劑保護(hù)的天東2井?。ㄌ鞏|2井井下油管腐蝕速度是天東1井的1.67倍）。同時(shí)，對(duì)部分檢測(cè)井利用修井機(jī)會(huì)取出油管進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)油管實(shí)際腐蝕狀況與檢測(cè)結(jié)果是吻合的，即腐蝕檢測(cè)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(cè)

大天池氣田在部分井站安裝了地面腐蝕監(jiān)測(cè)系統(tǒng)。借鑒與井下腐蝕條件相近的分離器進(jìn)口管線的腐蝕監(jiān)測(cè)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(jìn)口管線、排污管線采集了腐蝕監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)（表3）。

表2 井下管串腐蝕檢測(cè)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(cè)系統(tǒng)近期監(jiān)測(cè)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(jìn)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(jìn)口管線腐蝕速度0.095 2 mm/a，24臂井徑儀檢測(cè)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(jìn)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(duì)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(jìn)行材料的機(jī)械性能測(cè)定，結(jié)果見表5。從檢測(cè)結(jié)果可以看出，油管的化學(xué)成分、機(jī)械性能與國(guó)產(chǎn)BG90鋼級(jí)油管相吻合。

取油管管體進(jìn)行高倍顯微組織分析及硬度檢測(cè)，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(cè)結(jié)果可以看出，材料本身的化學(xué)成分、硬度、機(jī)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(jī)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(zhǎng)興組、茅口組等3個(gè)氣藏投入開發(fā)，石炭系為主力氣藏；該區(qū)塊長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組腐蝕介質(zhì)中H2S含量最高達(dá)到6.02%，CO2含量最高達(dá)到6.66%（表6），其他層位腐蝕介質(zhì)中H2S、CO2含量相對(duì)較低。油管投運(yùn)初期曾實(shí)施緩蝕劑保護(hù)，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(jì)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(duì)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(qiáng)去極化劑，極易在陰極奪取電子，促進(jìn)陽(yáng)極鐵溶解反應(yīng)而導(dǎo)致鋼鐵的電化學(xué)腐蝕。陽(yáng)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(shí)，對(duì)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(shí)，將使H2S對(duì)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(diǎn)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(cè)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(shí)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(xiàn)報(bào)道，HS－能使氫向鋼內(nèi)擴(kuò)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(huì)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(hù)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(dá)3 mm/a。

3） Cl－的影響

帶負(fù)電荷的Cl－，基于電價(jià)平衡，總是吸附在鋼鐵的表面，阻礙保護(hù)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(hù)膜的細(xì)孔或缺陷滲入膜內(nèi)，使保護(hù)膜發(fā)生顯微開裂，導(dǎo)致孔蝕。Cl－一旦與金屬表面接觸，會(huì)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(huì)促進(jìn)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(duì)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(jìn)入生產(chǎn)系統(tǒng)，因氣流中硫化氫含量達(dá)到5%，地面流程在酸后生產(chǎn)初期的腐蝕速度高達(dá)2.8 mm/a。

4） H2S、CO2共存時(shí)的影響

在H2S和CO2腐蝕介質(zhì)同時(shí)存在的情況下，H2S與CO2相對(duì)含量對(duì)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(shí)，對(duì)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(shí)，H2S和CO2互相促進(jìn)腐蝕；當(dāng)H2S含量低于30%時(shí)，則出現(xiàn)互相抑制腐蝕；H2S、CO2含量接近時(shí)，互相促進(jìn)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(zhǎng)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(duì)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(shí)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(shí)，氣流會(huì)對(duì)油管造成沖蝕，若氣流中攜帶有固體顆粒，會(huì)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(dá)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(guó)寺儲(chǔ)氣庫(kù)注采井采用內(nèi)徑100 mm的油管，理論計(jì)算沖蝕流量在（82～201）×104m3/d，目前實(shí)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(huì)發(fā)生沖蝕，結(jié)合大天池氣田井下油管損傷情況，儲(chǔ)氣庫(kù)油管存在沖蝕的風(fēng)險(xiǎn)。

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(shí)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(cè)油管，掌握其腐蝕狀況和腐蝕趨勢(shì)，及時(shí)調(diào)整防護(hù)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(guó)寺儲(chǔ)氣庫(kù)的氣井應(yīng)考慮沖蝕的影響。同時(shí)，儲(chǔ)氣庫(kù)注采井也應(yīng)定期進(jìn)行油管內(nèi)腐蝕檢測(cè)，盡量延長(zhǎng)油管使用周期。

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