陕北气田腐蚀现状分析

时间：2024-07-28

樊红珍

（陕西省石油化工学校，陕西西安 710061）

陕北气田腐蚀现状分析

樊红珍

（陕西省石油化工学校，陕西西安 710061）

陕北气田腐蚀的相关试验和基础数据较少，给工艺方面的防腐工作带来了一些困难，为此分析陕北气田的腐蚀现状十分重要。通过分析发现陕北气田气井腐蚀的起因应该主要是CO2腐蚀和溶解盐腐蚀。

CO2腐蚀；盐腐蚀

1 气井的选择原则及生产状况

1.1 选择目标气井的原则

选择目标气井的原则是：(1)有代表性，能基本代表榆林气井生产现状；(2)分布合理，基本涉及榆林气田每一个区块；(3)条件苛刻，CO2含量和分压较大，矿化度较高；(4)是生产井，且定期加注缓蚀剂；(5)投产时间跨度较大。

1.2 目标气井的生产状况

所选目标气井井深在2700～3000m之间，原始地层压力在23～30 MPa之间，气井投产日期介于1999年～2008年，常规配产在 1.0×104～20.0×104m3·d-1之间，各井均不同程度产出伴生水。

2 目标气井相关资料分析

2.1 目标气井气质分析结果

目标气井近期天然气组成分析结果由第二采气厂工艺研究所提供，对相关数据进行了必要的换算和整理后发现，各井H2S用现场测定方法均未检测出来。CO2含量基本在1.5%～2.3%（v/v）之间，只有榆43-2井口检测CO2含量达到了4.18%（v/v），各井CO2分压介于0.179～0.836MPa之间。

2.2 目标气井水质分析结果

根据第二采气厂工艺研究所提供的部分目标气井产出水情况。为了进一步确定其组成，我们采集了6口井产出水水样，在实验室用常规方法进行了水组成分析(表1)。

表1 目标气井水质分析结果

分析结果表明：

（1）目标气井水质差异很大，榆28-12井的矿化度很小，水质较好，只有311.6mg·L-1，而榆50-6井产出水的矿化度高达 121501.65 mg·L-1，水质极差，属于具有极易腐蚀性的体系；

（2）在气井生产过程中，受地层各种因素变化的影响，产出水的矿化度及组成也在一定范围内波动、变化；

（3）由于Fe2+、Fe3+的普遍存在，说明目标气井存在不同程度的腐蚀。

2.3 目标气井凝析油分析结果

现场采集了部分凝析油在实验室进行分析。参照GB/T 255标准，采用SYP2001-型电炉加热石油馏程测定器测定了样品的恩氏流程；采用 Agilgent 6890－hp 5973色谱－质谱联用仪对样品进行了组成分析结果表明：

（1）目标气井的凝析油主要由 C7～C10的烃类组成，占到了总组成的80%以上；

（2）目标气井凝析油的初馏点都较高（大于54℃），这可能与取样、处理、分析过程中 C4、C5等较轻组分挥发损失有关；

（3）目标气井凝析油的初馏点、干点温度与其组成分析结果具有很好的相关性，说明实验分析数据是可信的。

3 腐蚀现状与分析

3.1 腐蚀现状

由于卡盘梁漏气，需在深层套管处安装永久式封隔器，对部分井进行了起油管作业。从油管腐蚀形貌图可以清楚地看出，油管外表面有不同程度地腐蚀，锈痕比较严重，主要表现为坑蚀及点蚀。

3.2 腐蚀产物分析结果

为了弄清输气钢管内部腐蚀及沉积物的组成情况，采用常规化学分析方法（分光光度法和容量法）对现场送来的 10个腐蚀及结垢样品进行了定性和定量分析，结果列于表2、表3中。

表2 输气钢管内部腐蚀及结垢产物定性分析结果

表3 镇8井输气钢管内部腐蚀及结垢产物定量分析结果

由表3、表4可知，输气钢管内部腐蚀及沉积物大致由Fe2O3、FeCO3、FeO、可溶性无机盐、泥砂等不溶物组成。从各腐蚀产物的组成及含量分析，主要以钢铁材料的厌氧腐蚀（Fe2O3、FeO等）、水解和碳酸盐（Fe2O3、FeCO3、FeO等）等无机盐的电化学腐蚀为主。其具体腐蚀情况与程度因管线内部传送介质的不同而变化，规律性较差。

根据以上分析结果可初步判断，榆林气田气井腐蚀的起因应该主要是CO2腐蚀和溶解盐腐蚀。