分享：长北气田某气井油管腐蚀速率增大原因

刘 磊1,何亚宁1,张孝栋1,杨 乐2,王定峰1,杨 萍1 

(1.中国石油长庆油田长北作业分公司,西安 710018; 2.中国石油天然气股份有限公司陕西销售分公司,西安 710018)

摘 要:长北气田油管整体腐蚀速率缓慢,但某气井在多臂井径检测中发现,该油管局部腐蚀速 率增大,远远大于整个气田的油管腐蚀速率和该井前期的腐蚀速率。进行了水质、气质组分分析、 多臂井径检测和腐蚀挂片等试验,分别对腐蚀挂片的宏观形貌及腐蚀产物进行了分析,并结合油管 的腐蚀程度和腐蚀情况,对该井油管腐蚀速率突然加快的原因及腐蚀机理进行了分析。结果表明: 该井油管腐蚀主要原因是 CO2 导致的电化学腐蚀,整体腐蚀速率不高。油管局部腐蚀速率加快的 原因是后期地层产水量增加,矿化度升高,促进了局部点蚀成型后的“深挖”效应,使得腐蚀速率呈 非线性增加;水中 Cl - 浓度较高,进一步提高了腐蚀速率。 

关键词:气井油管;腐蚀机理;挂片试验;腐蚀速率 中图分类号:TG171 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2021)01-0050-08

油管腐蚀一直是影响气田生产的一个重要问题, 严重的会导致油管穿孔、断裂等问题[1]。长北气田位 于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,隶属于榆林气田, 气田已开发生产多年,通过对区域内14口目标气井 多臂井径检测发现,13口气井整体腐蚀速率缓慢,与 榆林气田气井整体腐蚀速率一致,但其中1口气井在 后期 MIT(多臂井径成像仪)检测中发现,油管局部腐 蚀速率增大,远远大于该井前期 MIT 检测时的腐蚀 速率和其他6口井身结构、油管材料和投产时间一致 的气井油管腐蚀速率。该气井于1999年投产,已连 续生产20a(年),位于长北气田中部,油管材料为N80钢,直径为73mm,下入井深2795m。 为了研究与分析该井油管局部腐蚀速率增大的 原因及腐蚀机理,笔者对该井进行了气质组分分析、 液性分析、多臂井径检测、挂片试验腐蚀产物分析、 挂片宏观和微观形貌观察等一系列研究。

1 油管内流体性质分析

1.1 气质分析 

为充分了解该井油管内流体情况,采用气相色 谱仪对井(井号为 CBX)内采集气样的主要组分进 行分析[2],结果见表1。 可见气体是以CH4(甲烷)为主的低分子烷烃,其 总含量为97.5129%(体积分数,下同);C6+(己烷和 更重组分)含量为0.5118%,密度为0.7378g·L -1, 临 界 压 力 为 4.646MPa;组 分 中 含 有 少 量 (1.7007%)的 CO2 气体,作为常见的腐蚀性气体, 易溶于水形成 CO3 2- 或 HCO3 - ,引起油管碳钢基 体的电化学腐蚀;该气体中没有 H2S(硫化氢)气体 的存在,故可以排除 H2S引起的腐蚀。 CO2 电化学腐蚀基本反应式为 CO2↑ +H2O → H2CO3 → H ++HCO3 - → 2H ++CO 2 3 - (1) 阳极反应式为 Fe→ Fe 2++2e - → Fe 2++2HCO3 - → Fe(HCO3)2 (2) 阴极反应式为 2H ++2e - → H2↑ (3) 阳极生成的 Fe(HCO3)2 对金属有一定的保护 作用,但在高温下不稳定,会转化成与金属表面结合 力较差的 FeCO3 而失去保护作用,从而引起金属腐 蚀。Fe(HCO3)2 的分解反应为 Fe(HCO3)2 → FeCO3 +CO2↑ +H2O (4)

1.2 水质分析

根据对该井产出液的监测情况,采集水样,并采 用离子色谱仪测定油管产出水的阴、阳离子含量,结 果见表2。 判断该井产出水的水型是 CaCl2,呈 弱 酸 性, pH 为6.3,根据表 2 主要离子浓度计算电导率为 15930μS·cm -1,水样中虽然不含 Ba 2+ 和 Sr 2+ ,但 是矿化度较高,腐蚀速率随矿化度的升高而增大,主 要原因是 Cl - 浓度升高使金属表面的点蚀加剧。由 于 Cl - 半径较小,有较强的穿透能力,易吸附在金属 表面破坏腐蚀产物膜,形成点蚀坑。大阴极小阳极 的点腐蚀有自催化特性,孔越小,阴、阳面积比越大, 穿孔越快。而且,溶液中带电离子的浓度增加,溶液 导电性增大,腐蚀反应的阴极去极化作用增强,微电 池的电化学腐蚀更易发生。 长北气田单井日均产水量较低,主要以凝析水 为主,单气相组分中的 CO2 平均含量在1.8%(物质 的量分数),油管在高压、高温的环境中会增加其在 凝析水中的溶解度,生成 HCO3 - ,水膜式的电解质 均匀覆盖在管柱材料表面形成电化学腐蚀,并且该 腐蚀随 HCO3 - 浓度变化表现为阴极加速析氢腐蚀 或腐蚀产物堆积抑制腐蚀。 

2 多臂井径检测与分析

2.1 多臂井径检测

多臂井径检测可直观反映油管的腐蚀程度[3], 通过检测数据显示腐蚀情况。MIT 检测对腐蚀和 损伤级别的划分标准为:穿孔是指腐蚀深度超过标 准壁厚的90%;环状腐蚀指径向腐蚀长度大于管柱 周长的50%,轴向腐蚀长度小于管柱内径的2倍, 管柱在同一深度或基本在同一深度时24根臂值均 有变化;线状腐蚀指径向腐蚀长度小于管柱周长的 30%,轴向腐蚀长度大于管柱内径的4倍,在一个连 续深度段,不同深度的单根或者几根臂值均有变化; 片状腐蚀指径向腐蚀长度大于管柱周长的30%,轴 向腐蚀长度大于管柱内径的2倍,在一个连续深度 段,多根臂值存在变化;斑点状腐蚀指径向腐蚀长度 大于管柱周长的30%,轴向腐蚀长度小于管柱内径 的4倍,在同一深度单根或者几根臂值存在变化;在 管柱本体部位,管柱壁厚减小0.51mm 以上定为腐蚀,在接箍部位,管柱壁厚减小0.76mm 以上定为 腐蚀。 该井在 2007 年、2011 年、2017 年分别 进 行 了 3次 MIT 检测,测量井段均为12.00~2749.00m, 共检测到油管284根。根据前2次 MIT 检测结果 可知,油管腐蚀量虽然整体有所增加,但变化不大, 腐蚀为点状、片状和线状,其中2011年腐蚀类型情 况见图1a)。根据2017年 MIT 检测结果可知,腐 蚀以点状腐蚀与线状腐蚀为主,点状腐蚀的油管数 量明显上升,见图1b)。从2011年到2017年,该井 油管腐蚀量明显增加,单根管柱最大腐蚀主体量在 20%~40%的油管数从92根上升至122根,腐蚀量 在40%~80%的油管数从2根上升到了38根,见 图1c)~d)。 

根据2017年 MIT 检测曲线图可知,该井未见 明显穿孔,但422.40~2266.30m 段内腐蚀明显,其 中较为 严 重 的 内 腐 蚀 段 有 915.11~1050.40 m、 1117.91~1127.57m、1470.85~1484.99 m、 1687.73~1697.40m、1803.48~1813.11m,其中 1031.20~1050.40 m 段 MIT 检测曲线和内径成 像图见图2和图3,图2中从左到右第一道表示油 管深度;第二道表示测速曲线、张力曲线、井斜曲线; 第三道表示1~24井径仪臂测量的24条曲线;第四 道表示平均臂值曲线、最小臂值曲线、最大臂值曲 线;图3中蓝色至红色渐变代表井径值从缩小50% 到扩大50%的变化。 

2.2 单根油管腐蚀速率 

根据2011年与2017年的 MIT 检测结果,通过 对腐蚀量在壁厚40%以上的20根油管的计算,得 到6a间单根油管的腐蚀速率,除2根油管腐蚀速 率为 0.048 mm·a -1 和 0.060 mm·a -1 之 外,其 他 18根油管的腐蚀速率均高于0.200 mm·a -1,平均 腐蚀速率为0.232mm·a -1,远远高于榆林气田油管 的平均腐蚀速率(0.0328mm·a -1)。 

3 挂片腐蚀试验 

3.1 试验原理

挂片法作为一种传统的离线腐蚀检测方法,是 腐蚀领域常用的评价方法[3],能有效评估材料在苛 刻腐蚀工况中的耐腐蚀性,反映油管腐蚀的真实情 况,且不受试验周期限制。该检测方法的原理是选 取与被检测材料相同的金属挂片,进行对比和平行 试验,经过设定的腐蚀试验周期后,利用腐蚀速率公 式计算挂片腐蚀速率,同时采用扫描电镜(SEM)、X 射线衍射仪(XRD)等材料表征技术对腐蚀产物进 行分析,从而综合评估在现场工况下油管材料的耐 腐蚀性。 腐蚀速率公式为 v= 8.76×10 4 × (m -m1) S×t×ρ (1) 式中 m :v 为均匀腐蚀速率;m 为试验前的挂片质量; 1 为试验后的挂片质量;S 为挂片的总面积;ρ 为 挂片材料的密度;t为试验时间。

3.2 试验材料及试验方法

将 N80钢和 P110钢两种材料 的 腐 蚀 挂 片 下 放至油管内壁目标深度995m 和1498m(MIT检 测中腐蚀严重的两个部位),试验周期为5520h。 试验结束 后,取 出 油 管 内 的 挂 片,隔 氧 封 装,带 回 试验室处理,然 后 对 挂 片 的 宏 观 形 貌 和 腐 蚀 速 率 进行分析。 N80钢和油管材料一致,P110钢也被广泛应用 于石油生产行业[4],两者的化学成分、显微组织及力 学性能测试结果见表3和表4。

3.3 挂片宏观腐蚀形貌 

在油 管 内 壁 目 标 深 度 995 m 处 分 别 下 入 了1组编号8306~8310的 N80钢挂片和1组编号 9106~9110的 P110钢挂片,在深度为 1498m 的 位置分别下入了1组编号8301~8305的 N80钢挂 片和1组编号9101~9105的 P110钢挂片,挂片宏 观腐蚀形貌见图4。 可见4 组 挂 片 表 面 均 产 生 了 黑 色 的 腐 蚀 产 物,整 体 腐 蚀 情 况 较 轻,但 局 部 有 小 面 积 坑 蚀 现象。

表5为挂片腐蚀监测数据,可见995m 处挂片 的平均腐蚀速率为0.023mm·a -1,高于1498m 处 挂片的平均腐蚀速率0.012mm·a -1,但是所有挂片 整体均匀腐蚀速率均小于榆林气田平均腐蚀速率和 MIT 检测得到的腐蚀严重的单根油管平均腐蚀速 率,原因是挂片表面覆盖了坚固且致密的腐蚀产物 膜,对均匀腐蚀产生了一定的抑制作用[5]。 3.4 腐蚀机理分析 为了分析 N80钢、P110钢两种材料在凝析水 中的腐蚀行为,以及金属材料在不同温度、压力条件 下的耐蚀机理,通过 SEM 对腐蚀产物进行微观分 析,SEM 形貌见图5~8。 由图5可见,995m 处P110钢挂片表面被多层 晶粒大小不等的腐蚀产物膜覆盖,外层晶粒较小,且 经过酸洗后,大片区域腐蚀产物已经被溶解或脱落, 露出底层由较大晶粒组成的腐蚀产物膜,但因晶粒 间稀疏,导致大面积基体金属露出。由图 6 可见, 995m 处 N80钢挂片表面致密的腐蚀产物膜是由 大量的小晶粒堆积组成,晶粒间有缝隙且整个腐蚀 产物表面离散分布了大量宽度为4~6μm 的小孔, 原因是凝析水中 Cl - 穿透腐蚀产物膜形成了局部腐 蚀[6]。由图7~8可 见 ,1498m 处 的 挂 片 也 由 腐 蚀产物膜覆盖,但腐蚀产物膜表面没有小孔,腐蚀产物 膜致密、均匀。 油管在相同的温度和压力条件下,两组材料挂 片在不同深度处,P110 钢的腐蚀速率均大于 N80 钢的,可 能 与 两 种 材 料 的 化 学 成 分 差 异 有 关。从 表3和表4中 N80钢、P110钢两种材料的化学成 分来看,N80钢的钼、镍、铬等元素的含量都比 P110 钢的要高一些,这3种元素可提高钢材的耐腐蚀性。 整体来看,1498 m 处的两种材料的表面腐蚀 产物膜更致密、更均匀,995m 处的两种材料表面分 别出现溶解脱落和孔蚀的现象,露出大面积基体,与 宏观腐蚀形貌及失重试验结果一致。结合图 9 温 度、压力随井深的变化曲线可知,随井深的增加,井 内温度、压力均有所增加,说明高温、高压条件更有 利于腐蚀产物晶粒的密集沉积,对金属基体的保护 性好[7],能有效隔离液体对金属基体的腐蚀。 

3.5 腐蚀产物组成分析

对挂片腐蚀产物的组成进行 XRD 分析[8],结 果见图10。可知除铁外,其他能量峰均为 FeCO3, 说明在油管深度为 995 m 和 1498m 处 两种材料 被腐蚀后生成的均为纯净的 FeCO3 相,1498m 处 温度、压力相对较高,此区域沉积在金属表面的腐蚀 产物膜更致密;结合气相色谱分析结果只检出 CO2 气体而未检出 H2S气体,综合分析确定出试验监测 气井油管腐蚀主要是气相中 CO2 气体溶解在少量 凝析水中引起的金属电化学腐蚀,与油管内流体特征分析结果相同。

3.6 腐蚀坑深度3D测量 

通过对局部腐蚀坑深度的3D 测量发现,最大 腐蚀深度为70μm,见图11。根据深度最深的点蚀 数据计 算 局 部 腐 蚀 速 率,结 果 为 0.07 mm·a -1。 MIT 检 测 的 单 根 管 柱 的 局 部 平 均 蚀 坑 深 度 达 3mm,结合局部点蚀成型后的“深挖”效应,说明现 场气井油管在实际工况条件下,局部腐蚀深度呈非 线性增加,即随着后期地层产水量增加,矿化度升 高,会增大腐蚀速率。该检测结果与 MIT 检测结果 一致。

4 结论及建议

(1)该气井的腐蚀类型为 CO2 引起的电化学 腐蚀,整体腐蚀速率不高,主要表现有点状、片状和 线状腐蚀,腐蚀产物以 FeCO3 相为主。 (2)油管局部腐蚀速率增大的原因是前期点蚀 成型后,随地层产水量增加矿化度升高,水中 Cl - 会穿透腐蚀产物膜,加速腐蚀,导致局部腐蚀深度呈非 线性增加。 (3)深度为 1498 m 处的油管腐蚀速率低于 995m 处的,说明高温、高压条件更有利于腐蚀产物 的密集沉积,形成致密腐蚀产物膜,对腐蚀有抑制作 用,使得腐蚀速率下降。 (4)建议每年对该井油管腐蚀情况进行跟踪检 测,及时了解该井油管的损伤情况;参考榆林气田其 他同类腐蚀气井缓蚀剂加注方案,制定合适的缓蚀 剂加注浓度和频次,降低油管腐蚀速率。 

来源：材料与测试网