含气地层采卤井降咸配水管腐蚀严重原因分析

Analysis on the Serious Corrosion of Brine Reducing Water Distribution Pipe
in Brine Extraction Well in Gas Bearing Formation
Zhang Le,Fan Chuanzhong,Xiao Wenke,Yang Jing,Li Weimin,Tu Lidong
(CNSIC Reconnaissance Designing Institute Co.,Ltd.,Changsha,Hunan,410014)
Abstract:T he water distribution pipe of a brine mining well group in a salt mine in salt fields in the northern Shaanxi province corroded seriously in the late production period.Based on the analysis of the geological conditions in this area,combined with the on -site maintenance and production conditions,it is considered that the corrosion of the water distribution pipe is multifactorial,and CO 2plays an important role in the corrosion.The high pressure,high temperature environment,and gas-liquid conditions of water distribution pipes under multiphase flow conditions,high concentrations of Cl -in brine,traces of H 2S,and bite marks left by hydraulic pipe wrenches on the couplings aggravate the corrosion effect.In response to the cause of corrosion,it is proposed to timely remove excess gas in the cavity of well group,regularly turn over the well,select pipes resistant to CO 2+H 2S +Cl -corrosion,use toothless or micro-mark pipe wrenches,and change the pH of the medium,so as to extend the working cycle of water distribution pipes.
Key words:Brine extraction,water distribution pipes,corrosion,natural gas,cavity
摘要:陕北盐田某盐矿采卤井组的配水管在生产后期腐蚀严重。

本文从该区域地质情况,再结合现场检修、生产情况进行分析,认为配水管的腐蚀作用是多因素的,CO 2对腐蚀起到重要的作用,配水管所处的高压、高温环境,以及气液多相流条件下,卤水中高浓度的Cl -、微量的H 2S 和接箍上液压管钳留下的咬痕加剧了腐蚀作用。

针对腐蚀的原因,提出采取井组及时排除腔体内多余气体、选用耐CO 2+H 2S+Cl -腐蚀环境使用的管材、选用无牙痕或微痕管钳、改变介质pH 值等应对措施,延长配水管的工作周期。

关键词:采卤;配水管;腐蚀;天然气;溶腔中图分类号:TS32
文献标识码:A
文章编号:1001-0335(2020)04-0020-04
含气地层采卤井降咸配水管腐蚀严重原因分析
张乐,樊传忠,肖文科,杨晶,李卫民,涂立冬
(中盐勘察设计院有限公司,湖南长沙410014)
第51卷Vol.51
中国井矿盐
CHINA WELL AND ROCK SALT
作者简介:张乐(1987-),男,湖南长沙人,工程师,工程设计部副部长,主要从事盐矿设计与岩土工程勘察工作。

1矿产资源情况1.1
岩盐资源
陕北盐田位于鄂尔多斯盆地中东部,次级构造
单元属于鄂尔多斯盆地古中央隆起带东侧的米脂坳陷东部。

含盐系地层为奥陶系马家沟组(O 1m )地层,主要岩盐矿层赋存于奥陶系下统马家沟组马五段六亚段(O 1m 56)地层中。

1.2
天然气资源
鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系煤系经源
岩(包括煤、暗色泥岩、灰岩),为一套以腐殖型有机质为主的优质气源岩,其主要生、排烃期在晚侏罗世早白垩世。

[1]
鄂尔多斯盆地中东部上古生界天然气中烃类组分的含量大都在95%以上,目前尚未发现非烃组
分含量异常高的样品。

天然气中烃类组成又以高甲烷含量(CH 4>85%)为特征,重烃(C 2+)组分含量一般小于10%。

鄂尔多斯盆地中东部上古生界天然气中非烃组分主要是CO 2和N 2,不含或微含H 2S 。

根据从业者统计显示,上古生界石炭二叠系天然气中CO 2
平均含量1.28%[2],CO 2、H 2S 主要来源于地层中的有机物进行生物氧化时的分解产物。

2
井身结构情况
该岩盐矿山采用定向钻井对接连通井组水溶开采工艺,采用直井注水定向井出卤生产,在出卤井中下入配水管,在配水管中注入淡水降低返出卤水的温度和浓度,防止生产套管因结晶堵塞,配水管下入深度稍短于生产套管,生产套管为Φ177.8×10.36的长圆扣型N80钢级石油套管,长度约
2600m,配水管为Φ60.3×4.83的平式扣型N80钢级石油套管。

3卤井生产情况及面临的问题
根据生产监测数据,卤井注入的淡水偏碱性, pH值一般在10左右,但返出的卤水pH值一般在6~7之间。

本矿区勘查井地温测井显示,在2800m 以内最大井温为74.42℃,矿山采出卤水的温度在60℃左右。

井组正常生产的时候井组注水压力为7MPa左右,配水管的配水压力为6MPa左右。

矿山检修周期一般为一年,生产年限较长的卤井检修周期变短。

3.1卤井返出卤水携带大量天然气
部分老井组采注比异常,根据电磁流量计数据,返卤量高于注水量,井组生产时从储卤罐处返卤管管口观察到流出的卤水含有大量天然气,当井组停止生产后,依然不断有气体通过直井排出。

3.2出卤井配水管腐蚀严重
部分老井组更换新的配水管一般不到一年就出现问题,其中一组井配水管的压力下降至1MPa 左右,随后井组发生堵塞,反注淡水解堵,恢复生产很快再次发生堵塞。

停产检修出卤井发现下部配水管掉落在井内,从提出的配水管观察到配水管接箍外表腐蚀严重,腐蚀形成带有方向性的槽、沟及腐蚀坑,配水管的接箍腐蚀程度没有随深度变化的规律性。

配水管管体基本完好,且刚从井内取出的管体表面为黑褐色,地面放置一段时间后氧化成红褐色。

根据各次检修发现,在采卤井生产的后期返卤井返气量不断增加,配水管腐蚀表现得愈发严重。

配水管腐蚀情况见图1。

图1配水管腐蚀情况图
4配水管腐蚀原因分析
该区域岩盐层分布在下古生界的奥陶系地层,含气地层分布在上古生界的石炭系、二叠系地层,天然气中非烃组分主要是CO2和N2,不含或微含H2S。

根据卤井返出卤水携带天然气释放的时稍带恶臭,气味如臭鸡蛋,推断该区域天然气内含有微量H2S。

CO2、H2S在有水环境中均可对钢铁产生腐蚀作用。

根据该区域地层中天然气主要成分特征、注水采卤过程中PH值的变化及采卤时配水管所处的环境,可以初步认为该处配水管的腐蚀发生在由CO2气体溶解形成的酸性环境中,配水管管体外表在微量的H2S作用下形成了FeS保护膜,液压管钳起下配水管在接箍上形成的伤口和配水管所处的高温、高压、高浓度的Cl-且气液两相流冲刷的环境促进接箍处局部腐蚀的发生。

4.1CO2的腐蚀
CO2气体本身不具备腐蚀性,易溶解于水中且溶解度随压力升高而逐渐增大,在井下高压的环境下CO2溶解于水后生成大量的H2CO3,同时在高温条件下会发水解,释放出氢离子。

氢离子属于极强的催化剂,以夺取其他电子而还原,连续不断的化学反应加速溶解腐蚀配水管外壁的薄弱处。

电化学腐蚀过程可用下式表示:H2O+CO2+Fe=FeCO3+H2。

4.1.1CO2分压对腐蚀的影响
按照有关文献划分,CO2分压小于0.05MPa无腐蚀,分压在0.05~0.2MPa可能出现腐蚀,分压大于0.21MPa表现为明显腐蚀,分压小于0.02MPa,则没有腐蚀[3]。

根据井口压力表的显示及卤水液柱压力的计算,返卤井内的压力从井底到地面是逐渐变小的,根据计算在井底的压力最大可达36MPa,井口处套管内压力一般在0.5MPa以内,当井底套管内CO2分压达到0.21MPa时,只需要气体中CO2百分含量为0.58%即可,该区域天然气CO2平均含量1.28%,所以气体中CO2对配水管将会产生明显腐蚀现象。

4.1.2温度对CO2腐蚀的影响
有部分专家认为当温度低于60℃时,碳酸铁膜不易形成或即使暂时形成也会被逐渐溶解,钢表面主要发生均匀腐蚀[3]。

本矿区勘查井地温测井显示,在2800m深度内最大井温为74.42℃,采出的卤水温度在60℃左右,所以就算该井的配水管被气体中的CO2腐蚀也不易形成碳酸铁(FeCO3)膜,对配水管外壁无法形成有效保护。

4.1.3H2S含量的影响
H2S对CO2腐蚀的影响很复杂,在30°C下少
量(3.3ppM)H2S将使CO2腐蚀成倍加速,而当H2S
含量增加至330ppM,腐蚀速度不但未随H2S含量增加而增加,反而有所下降。

温度升高时,如果H2S含量大于33ppM,腐蚀速度反比纯CO2时更低,同时由于FeS的沉淀也不再出现坑蚀等局部腐蚀[3]。

根据4.1.2论述,生产套管内的温度从井底到井口由74.42℃降至60℃,在该温度范围内钢铁表面不能够形成较好的FeCO3保护膜,气体中少量的H2S也会对配水管外壁的腐蚀产生较大的影响,在管体外壁形成FeS保护膜。

FeCO3颜色为灰或黄色,FeS 为黑褐色,配水管刚提上来的时候外壁是黑褐色,证明配水管管体外壁在少量的H2S的作用下形成了FeS保护膜,对配水管形成有效的保护。

提取出的配水管露天放置,在配水管管体上携带的卤水和雨露的作用下FeS先发生水解反应再发生氧化反应,生成Fe(OH)3而使得配水管外壁颜色变为红褐色。

4.2多相流冲刷腐蚀
井筒内的压力从井底到井口逐渐降低,在2600m的深度范围内,压力从36MPa降低至0.2MPa,随卤水返出的气体在压力变化的作用下,体积在急剧的膨胀。

根据理想气体模型,微观上不考虑分子本身体积和分子间相互作用力,宏观上始终遵循PV/T=恒量的气体。

该处井筒内气体温度变化不大,则气体体积会膨胀到原来体积的180倍,气体体积的膨胀导致卤水流速迅速增加,从井筒底部至井口卤水的流速是逐渐增加的,而且气液混合,对配水管外表冲刷很严重。

气体在井筒内对金属表面的冲刷主要作用于配水管外表面保护膜上,通过冲走已有的保护膜,裸露出新的金属面再次发生腐蚀反应形成新的腐蚀产物,反复对金属表面施加冲刷腐蚀作用。

特别是在配水管接箍处过流断面变小改变原有流态,造成变径附近接箍外表面的加速腐蚀。

图2接箍和管体腐蚀情况
根据图2所示,配水管接箍腐蚀严重,配水管管体相对比较完好,接箍上腐蚀形成的带有方向性的槽、沟和腐蚀坑,一般按流体的流动方向切入金属表面层,竖直方向分布的腐蚀沟槽印证了多相流在配水管接箍处的冲刷极大促进了腐蚀的发生。

4.3液压管钳的咬伤
钻井、修井作业时通常利用液压动力钳来实现配水管的上扣、卸扣作业。

在旋钮的过程中钳牙咬入配水管接箍,在大扭矩的作用下容易在接箍外表滑动,接箍表面的防腐层容易被咬伤,形成约1.5mm深度的细微划痕,从而破坏配水管接箍外表面的保护层。

根据修井现场拍摄的液压动力钳作业时咬伤配水管接箍的照片和部分腐蚀严重的配水管接箍照片对比分析,能够明显的发现,接箍上腐蚀最严重的点呈现有规律的分布,恰好和液压动力钳的咬痕相吻合。

印证了液压管钳对配水管防腐层的破坏,接箍上留下的咬痕在腐蚀过程中将形成局部腐蚀。

图3液压管钳在配水管接箍上的咬痕
图4配水管接箍上有规律分布的腐蚀坑4.4配水管材质
该处配水管选用API系列N80钢级石油套管,在含硫气井抗硫技术应用研究表明,各种钢级的管材都有其抗硫化氢腐蚀的最低临界温度,在临界温度之上,它就具有抗硫化氢的腐蚀性能。

表1ARCO公司推荐的部分钢级套管抗硫化氢腐蚀的
最低临界温度
对于出卤井,井筒底部和顶部的温度差
别较套管钢级
K-55
L-80
C-75
N-80
临界温度(℃)
75
75
100
150
套管钢级
S-95
P-110
Q-125
S-140
临界温度(℃)
150
180
210
250
小,底部为74℃,顶部为60℃左右。

因而配水管应优先选择K-55、L-80等钢级油管,使用N-80纲级油管容易被腐蚀。

5配水管防治腐蚀的措施
5.1配水管材质
由于该处卤水、气体介质和地层温度的原因,该区域卤井套管不适合采用N80钢级套管,应选用能适应CO2+H2S+Cl-腐蚀环境使用的管材,根据相关文献[4],耐CO2+H2S+Cl-腐蚀的油套管代表性牌号如住友公司的SM2035110、SM2035125、SM2535 110、SM2535125等,Tenaris公司的TN2205、TN2507、TN28、TN29等。

5.2降咸配水加碱
增大pH值将降低FeCO3的溶解度,有利于生成FeCO3保护膜,在中性或碱性溶液中钢铁主要发生吸氧腐蚀,从气体中存在大量的甲烷、微量的硫化物和配水管管体外壁的FeS保护膜可知井筒内是属于还原环境,在还原环境下碳钢将更难被腐蚀。

根据矿山现有的生产工艺,井组采出卤水后还需要进行卤水净化、调节pH值。

调节原卤pH值的步骤可以调整至井筒内进行,配水管内注入的淡水加入一定量的碱,调节返出卤水的pH值至偏碱性,降低因为配水管所处的酸性环境对配水管的腐蚀作用。

5.3定时排放溶腔内的气体
长时间的直井注水导致地下溶腔内气体主要聚集在注水井附近,由于溶腔内套管在注水反力的作用下来回摆动,再加上腔体内聚集的气体的作用更容易使得腔体内的生产套管破损掉落,减少生产套管管口的深度,更容易排放出气体,这一现象在已有生产井组得到了印证。

定期从直井集中排放地下溶腔内的气体,降低生产期间返卤井内介质的流速,改善介质的流态,将可以减缓腐蚀的速度。

5.4使用无牙痕或微痕管钳
5.4.1微牙痕管钳
微牙痕管钳是在常规的液压钳钳牙缝隙内增加橡胶填充物,管钳通过非常多细小的钳牙抱住套管,液压钳旋扣时高扭矩对套管表面产生的咬合力被均匀分配到每个钳牙上,减少单个钳牙对套管的作用力,在套管表面留下的咬痕非常细小,不会在套管表层产生划伤和咬伤。

5.4.2无牙痕管钳
无牙痕钳牙全部用弹性橡胶材料做成,细小的牙齿和套管贴合,弹性橡胶材料钳牙可以在套管大范围接触表面上减少应力集中,利用摩擦原理在大范围接触面上来获得足够的扭矩。

相比常规牙板可以一次加紧套管很大表面积,减少了每一个细齿上的载荷,从而保护套管表层[5]。

另外在搬运油管和上紧接箍等作业过程中,应尽量避免发生剧烈碰撞和大锤敲击。

5.5无损探伤
井口装置和井场的高、中压设备的铸件,如大小三通、阀体和法兰等,在出厂前必须采用X射线透视,进行无损探伤并按照适用于这些设备的“质量检验操作规程”和“质量验收标准”执行。

确保套管和连接件没有薄弱点,能够经受住复杂环境下腐蚀的考验。

6总结
该区域岩盐矿层埋深大,配水管处在高温、高压的环境中,地层内气体通过井筒返出,气体中CO2、H2S等组分溶于卤水和卤水中的可溶盐一起腐蚀着配水管,且井筒内气体在压力急剧变化的状态下体积膨胀对配水管形成较强的冲刷,特别是在配水管接箍处,加上液压管钳在接箍处留下的伤口,使得配水管接箍处无法形成稳定的保护膜,腐蚀始终处在高速发展的状态。

针对腐蚀产生的原因,采取及时排除腔体内多余的气体、选用耐CO2+H2S+ Cl-腐蚀环境使用的管材、选用无牙痕或微痕管钳、改变介质pH值等应对措施在一定程度上能够减缓腐蚀的发展,延长井组的检修周期,为盐矿山获得更好的经济和安全效益。

参考文献
[1]李贤庆,胡国艺,李剑等.鄂尔多斯盆地中东部上古生界天然气地球化学特征[J].北京:石油天然气学报,2008 (4):1.
[2]李贤庆,侯读杰,胡国艺等.鄂尔多斯盆地中部气田地层流体特征与天然气成藏[M].北京:地质出版社,2005.86~116.
[3]徐进.高温高压高产腐蚀气井完井管柱及井口装置损坏机理研究[D].西南石油学院,2005.86~116.(6):1~4. [4]孙宁,秦文贵,张镇等.钻井手册(第二版)[M].北京:石油工业出版社,2013.141~142.
[5]周欣.微牙痕液压管钳牙板设计及性能分析研究[D].西安石油大学,2016.1~2.
(收稿日期:2020-04-07)
(编辑/林梅影)。