摘 要：鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产，天然气中携带H2Ｓ(平均691mg／m3)、CO2(5％)等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律，利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MIDK等仪器组合采取绳索作业方式，对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业，结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H2Ｓ和CO2含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重，产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重，严重腐蚀井段主要集中在油管中下部；在0～2000m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展，2000m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况，从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施，油管腐蚀情况大为减轻，局部最大腐蚀速率由3.67mm／a降至0.11mm／a，确保了产水气井正常、安全生产。
关键词：鄂尔多斯盆地 靖边气田 气井油管 腐蚀检测 腐蚀规律 内涂外喷 防护效果 防腐对策
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
天然气生产过程中，采出天然气中携带的H2Ｓ、CO2等酸性气体以及高矿化度地层水会对气井油管和井口设备产生一定的腐蚀现象[1]。鄂尔多斯盆地靖边气田于l997年建成投产，天然气中携带H2Ｓ、CO2等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质，H2Ｓ含量平均为691mg／m3，CO2为5％。近年来，靖边气田气井修井作业跟踪结果表明，靖边气田起出的油管均
存在一定程度的腐蚀现象。
1 气井油管腐蚀机理分析
气井大修过程中起m油管腐蚀检测及分析结果表明，靖边气田气井油管电化学腐蚀与应力腐蚀同时存在，但主要发生由H2Ｓ—CO2—H2O(C1—)体系引起的电化学腐蚀[2]，见表1。
2 油管腐蚀检测及影响因素分析
通过利用MIT多臂成像井径仪、MTT磁检测仪、MID-K电磁探伤测井仪采取绳索作业方式对靖边气田60余口气井开展了不动管柱气井油管腐蚀检测[3]与分析工作。
2．1 油管腐蚀检测
2．1．1检测技术准确性验证
结合气井更换油管作业，将3口气井起出油管的腐蚀情况与测井解释结果进行对比，结果见表2。
通过气井油管检测情况与起出油管腐蚀情况对比，表明起出油管腐蚀情况与利用MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K测井仪器组合所进行的不压井油管腐蚀检测结果较符合，吻合程度达90％以上。
2．1．2腐蚀检测情况
通过MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K仪器组合对靖边气田60余口气井的油管腐蚀检测，掌握了靖边气田气井油管的腐蚀状况，中高产水及高产水气井的油管腐蚀情况较严重。
2．2 影响因素分析
靖边气田属于中含CO2、低含H2Ｓ气藏，气井均有不同程度的产水，水型以CaCl2为主，pH值为5～7呈弱酸性[4]，腐蚀影响因素较多。靖边气田气井油管腐蚀影响因素分析结果表明，气井油管腐蚀程度与气井产水量有着较为密切的关系。同时，腐蚀程度也与地层水矿化度、C1—、CO2、H2Ｓ等腐蚀因素相关[5]。
2．2．1产水量的影响
根据历年油管腐蚀测试结果，结合气井产水量对应的最大局部腐蚀速率的影响(图1)，可以看出，气井油管腐蚀程度与气井产水量关系密切，气井腐蚀速率随着气井产水量的增加而增长。中度及轻微腐蚀气井主要分布于日产水量小于2m3的气井，严重和极严重腐蚀气井主要分布于日产水量大于2m3的产水气井。
2．2．2产出水矿化度和C1—的影响
根据历年油管腐蚀检测结果，结合气井产水量与气井产出水矿化度和Cl含量对应局部腐蚀速率的关系见图2。
可以看出，油管的腐蚀速率随着矿化度和C1—含量的升高而增长。中度及轻微腐蚀的气井主要分布于C1—含量小于50g／L的气井中，而严重和极严重腐蚀气井主要分布于C1—含量大于50g／L的产水气井。
2．2．3 CO2和H2Ｓ的影响
CO2和H2Ｓ含量对气井管柱腐蚀速率的关系如图3所示。CO2含量大于4％时，油管腐蚀速率随CO2升高而上升。由于H2Ｓ含量比较低，其对管柱腐蚀的影响很小。
3 气井油管腐蚀规律
通过开展气井油管腐蚀检测与分析，得出靖边气田气井油管腐蚀存在以下规律：
1)高产水气井(大于l0m3／d)：油管腐蚀严重，均匀腐蚀和局部腐蚀同时存在，最大局部腐蚀速率达到1.73mm／a，平均腐蚀速率为0.35mm／a。在油管腐蚀分布规程上，腐蚀严重井段集中在气井的中、下部，气井产水量及矿化度含量对该类气井井筒腐蚀影响较大。
2)中高产水气井(介于5～10m3／d)：油管腐蚀也较严重，均匀腐蚀和局部腐蚀同时存在，最大局部腐蚀速率达到0.91mm／a，平均腐蚀速率均为0.25mm／a。油管腐蚀相对严重段集中在气井的中部，气井产出水量及产水矿化度含量对该类气井井筒腐蚀影响较大。
3)中等产水气井(介于2～5 m3／d)：油管腐蚀情况相对较重，最大腐蚀速率约为0.46mm／a，平均腐蚀速率为0.21mm／a。主要腐蚀部位在油管中、下部，酸气含量对该类气井井筒腐蚀起到主导作用，而气井产出水矿化度含量对腐蚀的影响次之。
4)低产水气井(小于2m3／d)：油管腐蚀均较轻微，最大腐蚀速率约为0.26mm／a，平均腐蚀速率为0.15mm／a。油管腐蚀属于均匀腐蚀，酸气含量对该类气井井筒腐蚀影响较大。
结合油管腐蚀因素分析情况以及靖边气田气井腐蚀检测结果，靖边气田气井油管腐蚀总体规律见表3。
结果表明，靖边气田气井油管腐蚀类型、腐蚀程度与气井产水量和产出流体的性质有着密切的关系，产水量大，产水矿化度高的气井油管腐蚀严重[6]。产水气井严重腐蚀井段主要集中在1500m以下；在0～2000m，产水气井油管腐蚀主要由外壁向内壁扩展，表现形式主要为点蚀、坑蚀；在2000m以下，油管主要产生由内壁向外壁的腐蚀，油管表面结垢趋势随深度和温度提高而增强，垢层剥离后显示出蚀坑形貌。根据检测结果分析，靖边气田高产水气井油管检测周期为2～4年，中等产水气井检测周期为5～8年，低产水气井检测周期在8年以上。
4 防腐措施的改进
根据气井油管腐蚀检测结果以及腐蚀规律，结合靖边气田气井酸性组分、产水量、地层水矿化度等随着生产年限的增加而发生变化的现状，靖边气田从气井缓蚀剂评价、气井油管采用涂层防护两个方面对气井油管腐蚀防护措施进行了改进。
4．1 气井缓蚀剂评价
缓蚀剂加注工艺研究的最终目的是在保证安全和高缓蚀效果的同时最大限度地减少缓蚀剂的用量，以节约成本[5]。靖边气田开发初期，应用油溶水分散型和水溶型两种缓蚀剂开展气井井筒防护工作。但随着气田开发时间的逐渐增加，气井产出气、水质较气田初期有了较大的变化，部分气井开始产出高矿化度地层水且产水量逐渐增加，加剧了气井油管的腐蚀。通过室内电化学检测法、失重法及特征离子检测法等评价方法，开展了针对高产水气井的新型缓蚀剂腐蚀防护效果的评价及应用工作，有效减缓了产水气井油管的腐蚀状况[7]。
4．2 气井油管涂层防护
靖边气田气井大修后更换的油管采用了涂层技术进行腐蚀防护。采用涂层防护的油管内壁选用抗蚀性能、机械性能优良的改性环氧酚醛涂料(DPC)进行涂抹，以提高油管内壁的抗腐蚀能力；外壁涂层共计3层，底层选用l3Cr不锈钢以提高基体的耐蚀性，中间层选用铝合金以起到牺牲阳极的作用，面层涂抹封孔剂以提高与腐蚀性介质的隔绝能力[8]。
靖边气田G4井于2003年4月l7日投产，日产水为l5.98m3，CO2含量为5.07％，H2Ｓ含量为89.69mg／m3，C1—含量为162.97g／L，总矿化度为256.62g／L。2004年12月l9日油管腐蚀穿孔，造成油管与环空连通。油管正常生产时间仅为1.5年，折算最大腐蚀速率为3.67mm／a。
2007年，在该井起出油管大修时，将该井全井段油管更换为了“内涂外喷”防腐油管。为了评价防腐效果，在2010年采用MIT+MTT测井仪器组合对该井进行了不压井腐蚀检测，并与应用之前油管腐蚀情况进行对比，结果见图4。
结果表明：应用DPC内涂层+外双金属复合喷涂技术油管后，检测发现油管内壁腐蚀轻微，最大腐蚀量控制在本体的l0％以内，腐蚀速率最大为0.11mm／a。通过前后两种气井管柱腐蚀状况对比，发现该油管防腐效果良好。截至目前，该井油管使用时间已超过5年，生产正常。
5 结论及认识
1)靖边气田气井油管电化学腐蚀与应力腐蚀同时存在，腐蚀机理分析结果表明，气井油管主要发生由H2Ｓ—CO2—H2O(C1—)体系引起的电化学腐蚀。
2)利用MIT+MTT或(MIT+MTT)+MID-K仪器组合的不动管柱井筒腐蚀检测技术所检测的气井油管腐蚀状况与起出油管的实际腐蚀状况较相符，检测结果能够反映气井油管的腐蚀状况。
3)气井油管腐蚀规律结果表明，靖边气田气井油管腐蚀类型、腐蚀程度与气井产水量和产出流体的性质有着密切的关系。气井产水量越大，产水矿化度越高，腐蚀就越严重，产水气井严重腐蚀井段主要集中在1500m以下；在0～2000m，产水气井油管腐蚀主要由外壁向内壁扩展，表现形式主要为点蚀、坑蚀；在2000m以下，油管主要产生由内壁向外壁的腐蚀，油管表面结垢趋势随深度和温度提高而增强。
4)针对高产水气井油管的腐蚀状况，靖边气田通过采取新型缓蚀剂和应用涂层防腐油管两方面防护措施，有效地减缓了气井油管的腐蚀。
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本文作者：尚万宁 乔玉龙 闫昭 仵海龙 韩军平
作者单位：中国石油长庆油田公司第一采气厂
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