摘　要：鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產(chǎn)，天然氣中攜帶H₂Ｓ(平均691mg／m³)、CO₂(5％)等酸性氣體及高礦化度地層水等腐蝕性介質(zhì)。為了掌握靖邊氣田氣井油管腐蝕規(guī)律，利用多臂井徑檢測儀MIT、磁檢測儀MTT、電磁探傷測井儀MIDK等儀器組合采取繩索作業(yè)方式，對60余口氣井油管開展了不動管柱腐蝕檢測作業(yè)，結(jié)合氣井產(chǎn)水量、產(chǎn)水礦化度、氯離子、H₂Ｓ和CO₂含量等因素進行綜合分析。結(jié)果表明：產(chǎn)水氣井較其他氣井的油管腐蝕更為嚴重，產(chǎn)水量越大、產(chǎn)水礦化度越高腐蝕就越嚴重，嚴重腐蝕井段主要集中在油管中下部；在0～2000m油管腐蝕方式由外壁向內(nèi)壁擴展，2000m以下油管腐蝕主要由內(nèi)壁向外壁擴展。針對靖邊氣田高產(chǎn)水氣井油管的腐蝕狀況，從使用新型緩蝕劑和“內(nèi)涂外噴”涂層防腐油管兩方面改進了防護措施，油管腐蝕情況大為減輕，局部最大腐蝕速率由3.67mm／a降至0.11mm／a，確保了產(chǎn)水氣井正常、安全生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地  靖邊氣田  氣井油管  腐蝕檢測  腐蝕規(guī)律  內(nèi)涂外噴  防護效果  防腐對策

Corrosion law of oil tubings and prevention countermeasures in gas wells of the Jingbian Gas Field，

Ordos Basin

Abstract：Corrosive media like H₂Ｓ(691mg／m³ on average)，CO₂(5％)，etc．，and high salt water have been carried with the natural gas produced from the Jingbian Gas Field，Ordos Basin，which was put into production in l997．To master the corrosion law of oil tubings in the gas wells in this field，corrosion inspection has been done of oil tubings without pulling string in more than 60 gas wells，in which wireline operation work was completed by a combination of an multi-arm caliper logging tool，an magnetic testing(MTT)tool，an MID-K electromagnetic flaw detection tool，etc．On this basis，an integrated analysis was performed in combination with many factors such as chloride ion，H₂Ｓand CO₂ content in the produced gas，water mineralization degree，and water quantity in a gas well，and so forth．The results show that the corrosion phenomenon in oil tubings of gas wells with water production is much severer than that of other gas wells；the higher the water production and water mineralization degree，the severer the corrosion will be；the severest corrosion occurs mainly in the middle and lower parts of production tubings；and the corrosion extends from the out side to inside wall of oil tubings at the strata up above 2000m，conversely from inside to outside wall at the strata deeDer than 2000m．Accordingly，corrosion prevention and control countermeasures have been taken by adopting a new type of corrosion inhibitor and a new material of inner coating and out spray，and the maximum localized corrosion rate was reduced from 3.67mm to 0.11 mill per-year．In this way，normal safe production has been maintained in such gas wells with water production．

Key words：Ordos Basin，Jingbian Gas Field，tubings in gas well，corrosion inspection，corrosion law，inner coating and out sprav。protection result，corrosion prevention countermeasure

天然氣生產(chǎn)過程中，采出天然氣中攜帶的H₂Ｓ、CO₂等酸性氣體以及高礦化度地層水會對氣井油管和井口設(shè)備產(chǎn)生一定的腐蝕現(xiàn)象^[1]。鄂爾多斯盆地靖邊氣田于l997年建成投產(chǎn)，天然氣中攜帶H₂Ｓ、CO₂等酸性氣體及高礦化度地層水等腐蝕性介質(zhì)，H₂Ｓ含量平均為691mg／m³，CO₂為5％。近年來，靖邊氣田氣井修井作業(yè)跟蹤結(jié)果表明，靖邊氣田起出的油管均

存在一定程度的腐蝕現(xiàn)象。

1　氣井油管腐蝕機理分析

氣井大修過程中起m油管腐蝕檢測及分析結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管電化學(xué)腐蝕與應(yīng)力腐蝕同時存在，但主要發(fā)生由H₂Ｓ—CO₂—H₂O(C1^—)體系引起的電化學(xué)腐蝕^[2]，見表1。

2　油管腐蝕檢測及影響因素分析

通過利用MIT多臂成像井徑儀、MTT磁檢測儀、MID-K電磁探傷測井儀采取繩索作業(yè)方式對靖邊氣田60余口氣井開展了不動管柱氣井油管腐蝕檢測^[3]與分析工作。

2．1　油管腐蝕檢測

2．1．1檢測技術(shù)準確性驗證

結(jié)合氣井更換油管作業(yè)，將3口氣井起出油管的腐蝕情況與測井解釋結(jié)果進行對比，結(jié)果見表2。

通過氣井油管檢測情況與起出油管腐蝕情況對比，表明起出油管腐蝕情況與利用MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K測井儀器組合所進行的不壓井油管腐蝕檢測結(jié)果較符合，吻合程度達90％以上。

2．1．2腐蝕檢測情況

通過MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K儀器組合對靖邊氣田60余口氣井的油管腐蝕檢測，掌握了靖邊氣田氣井油管的腐蝕狀況，中高產(chǎn)水及高產(chǎn)水氣井的油管腐蝕情況較嚴重。

2．2　影響因素分析

靖邊氣田屬于中含CO₂、低含H₂Ｓ氣藏，氣井均有不同程度的產(chǎn)水，水型以CaCl₂為主，pH值為5～7呈弱酸性^[4]，腐蝕影響因素較多。靖邊氣田氣井油管腐蝕影響因素分析結(jié)果表明，氣井油管腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量有著較為密切的關(guān)系。同時，腐蝕程度也與地層水礦化度、C1^—、CO₂、H₂Ｓ等腐蝕因素相關(guān)^[5]。

2．2．1產(chǎn)水量的影響

根據(jù)歷年油管腐蝕測試結(jié)果，結(jié)合氣井產(chǎn)水量對應(yīng)的最大局部腐蝕速率的影響(圖1)，可以看出，氣井油管腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量關(guān)系密切，氣井腐蝕速率隨著氣井產(chǎn)水量的增加而增長。中度及輕微腐蝕氣井主要分布于日產(chǎn)水量小于2m³的氣井，嚴重和極嚴重腐蝕氣井主要分布于日產(chǎn)水量大于2m³的產(chǎn)水氣井。

2．2．2產(chǎn)出水礦化度和C1^—的影響

根據(jù)歷年油管腐蝕檢測結(jié)果，結(jié)合氣井產(chǎn)水量與氣井產(chǎn)出水礦化度和Cl含量對應(yīng)局部腐蝕速率的關(guān)系見圖2。

可以看出，油管的腐蝕速率隨著礦化度和C1^—含量的升高而增長。中度及輕微腐蝕的氣井主要分布于C1^—含量小于50g／L的氣井中，而嚴重和極嚴重腐蝕氣井主要分布于C1^—含量大于50g／L的產(chǎn)水氣井。

2．2．3 CO₂和H₂Ｓ的影響

CO₂和H₂Ｓ含量對氣井管柱腐蝕速率的關(guān)系如圖3所示。CO₂含量大于4％時，油管腐蝕速率隨CO₂升高而上升。由于H₂Ｓ含量比較低，其對管柱腐蝕的影響很小。

3　氣井油管腐蝕規(guī)律

通過開展氣井油管腐蝕檢測與分析，得出靖邊氣田氣井油管腐蝕存在以下規(guī)律：

1)高產(chǎn)水氣井(大于l0m³／d)：油管腐蝕嚴重，均勻腐蝕和局部腐蝕同時存在，最大局部腐蝕速率達到1.73mm／a，平均腐蝕速率為0.35mm／a。在油管腐蝕分布規(guī)程上，腐蝕嚴重井段集中在氣井的中、下部，氣井產(chǎn)水量及礦化度含量對該類氣井井筒腐蝕影響較大。

2)中高產(chǎn)水氣井(介于5～10m³／d)：油管腐蝕也較嚴重，均勻腐蝕和局部腐蝕同時存在，最大局部腐蝕速率達到0.91mm／a，平均腐蝕速率均為0.25mm／a。油管腐蝕相對嚴重段集中在氣井的中部，氣井產(chǎn)出水量及產(chǎn)水礦化度含量對該類氣井井筒腐蝕影響較大。

3)中等產(chǎn)水氣井(介于2～5 m3／d)：油管腐蝕情況相對較重，最大腐蝕速率約為0.46mm／a，平均腐蝕速率為0.21mm／a。主要腐蝕部位在油管中、下部，酸氣含量對該類氣井井筒腐蝕起到主導(dǎo)作用，而氣井產(chǎn)出水礦化度含量對腐蝕的影響次之。

4)低產(chǎn)水氣井(小于2m3／d)：油管腐蝕均較輕微，最大腐蝕速率約為0.26mm／a，平均腐蝕速率為0.15mm／a。油管腐蝕屬于均勻腐蝕，酸氣含量對該類氣井井筒腐蝕影響較大。

結(jié)合油管腐蝕因素分析情況以及靖邊氣田氣井腐蝕檢測結(jié)果，靖邊氣田氣井油管腐蝕總體規(guī)律見表3。

結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管腐蝕類型、腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量和產(chǎn)出流體的性質(zhì)有著密切的關(guān)系，產(chǎn)水量大，產(chǎn)水礦化度高的氣井油管腐蝕嚴重^[6]。產(chǎn)水氣井嚴重腐蝕井段主要集中在1500m以下；在0～2000m，產(chǎn)水氣井油管腐蝕主要由外壁向內(nèi)壁擴展，表現(xiàn)形式主要為點蝕、坑蝕；在2000m以下，油管主要產(chǎn)生由內(nèi)壁向外壁的腐蝕，油管表面結(jié)垢趨勢隨深度和溫度提高而增強，垢層剝離后顯示出蝕坑形貌。根據(jù)檢測結(jié)果分析，靖邊氣田高產(chǎn)水氣井油管檢測周期為2～4年，中等產(chǎn)水氣井檢測周期為5～8年，低產(chǎn)水氣井檢測周期在8年以上。

4　防腐措施的改進

根據(jù)氣井油管腐蝕檢測結(jié)果以及腐蝕規(guī)律，結(jié)合靖邊氣田氣井酸性組分、產(chǎn)水量、地層水礦化度等隨著生產(chǎn)年限的增加而發(fā)生變化的現(xiàn)狀，靖邊氣田從氣井緩蝕劑評價、氣井油管采用涂層防護兩個方面對氣井油管腐蝕防護措施進行了改進。

4．1　氣井緩蝕劑評價

緩蝕劑加注工藝研究的最終目的是在保證安全和高緩蝕效果的同時最大限度地減少緩蝕劑的用量，以節(jié)約成本^[5]。靖邊氣田開發(fā)初期，應(yīng)用油溶水分散型和水溶型兩種緩蝕劑開展氣井井筒防護工作。但隨著氣田開發(fā)時間的逐漸增加，氣井產(chǎn)出氣、水質(zhì)較氣田初期有了較大的變化，部分氣井開始產(chǎn)出高礦化度地層水且產(chǎn)水量逐漸增加，加劇了氣井油管的腐蝕。通過室內(nèi)電化學(xué)檢測法、失重法及特征離子檢測法等評價方法，開展了針對高產(chǎn)水氣井的新型緩蝕劑腐蝕防護效果的評價及應(yīng)用工作，有效減緩了產(chǎn)水氣井油管的腐蝕狀況^[7]。

4．2　氣井油管涂層防護

靖邊氣田氣井大修后更換的油管采用了涂層技術(shù)進行腐蝕防護。采用涂層防護的油管內(nèi)壁選用抗蝕性能、機械性能優(yōu)良的改性環(huán)氧酚醛涂料(DPC)進行涂抹，以提高油管內(nèi)壁的抗腐蝕能力；外壁涂層共計3層，底層選用l3Cr不銹鋼以提高基體的耐蝕性，中間層選用鋁合金以起到犧牲陽極的作用，面層涂抹封孔劑以提高與腐蝕性介質(zhì)的隔絕能力^[8]。

靖邊氣田G4井于2003年4月l7日投產(chǎn)，日產(chǎn)水為l5.98m³，CO₂含量為5.07％，H₂Ｓ含量為89.69mg／m³，C1^—含量為162.97g／L，總礦化度為256.62g／L。2004年12月l9日油管腐蝕穿孔，造成油管與環(huán)空連通。油管正常生產(chǎn)時間僅為1.5年，折算最大腐蝕速率為3.67mm／a。

2007年，在該井起出油管大修時，將該井全井段油管更換為了“內(nèi)涂外噴”防腐油管。為了評價防腐效果，在2010年采用MIT+MTT測井儀器組合對該井進行了不壓井腐蝕檢測，并與應(yīng)用之前油管腐蝕情況進行對比，結(jié)果見圖4。

結(jié)果表明：應(yīng)用DPC內(nèi)涂層+外雙金屬復(fù)合噴涂技術(shù)油管后，檢測發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)壁腐蝕輕微，最大腐蝕量控制在本體的l0％以內(nèi)，腐蝕速率最大為0.11mm／a。通過前后兩種氣井管柱腐蝕狀況對比，發(fā)現(xiàn)該油管防腐效果良好。截至目前，該井油管使用時間已超過5年，生產(chǎn)正常。

5　結(jié)論及認識

1)靖邊氣田氣井油管電化學(xué)腐蝕與應(yīng)力腐蝕同時存在，腐蝕機理分析結(jié)果表明，氣井油管主要發(fā)生由H₂Ｓ—CO₂—H₂O(C1^—)體系引起的電化學(xué)腐蝕。

2)利用MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K儀器組合的不動管柱井筒腐蝕檢測技術(shù)所檢測的氣井油管腐蝕狀況與起出油管的實際腐蝕狀況較相符，檢測結(jié)果能夠反映氣井油管的腐蝕狀況。

3)氣井油管腐蝕規(guī)律結(jié)果表明，靖邊氣田氣井油管腐蝕類型、腐蝕程度與氣井產(chǎn)水量和產(chǎn)出流體的性質(zhì)有著密切的關(guān)系。氣井產(chǎn)水量越大，產(chǎn)水礦化度越高，腐蝕就越嚴重，產(chǎn)水氣井嚴重腐蝕井段主要集中在1500m以下；在0～2000m，產(chǎn)水氣井油管腐蝕主要由外壁向內(nèi)壁擴展，表現(xiàn)形式主要為點蝕、坑蝕；在2000m以下，油管主要產(chǎn)生由內(nèi)壁向外壁的腐蝕，油管表面結(jié)垢趨勢隨深度和溫度提高而增強。

4)針對高產(chǎn)水氣井油管的腐蝕狀況，靖邊氣田通過采取新型緩蝕劑和應(yīng)用涂層防腐油管兩方面防護措施，有效地減緩了氣井油管的腐蝕。

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本文作者：尚萬寧  喬玉龍  閆昭  仵海龍  韓軍平

作者單位：中國石油長慶油田公司第一采氣廠