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儲氣庫注采管柱腐蝕規(guī)律及保護措施

文檔作者：李碧曦易俊張鵬黃澤貴文檔來源： 1重慶科技學院安全工程學院 2中國石化中原油田分公司生產(chǎn)管理處摘		點擊數(shù)：	更新時間： 2022年11月28日
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第34卷第1[)期(2015．10)(試驗研究>
儲氣庫注采管柱腐蝕規(guī)律及保護措施
李碧曦’ 易俊’ 張鵬’ 黃澤貴
1重慶科技學院安全工程學院 2中國石化中原油田分公司生產(chǎn)管理處
摘要：儲氣庫注采管柱井下腐蝕環(huán)境復雜，致使管柱腐蝕穿孔或者斷裂落井，直接威脅到
儲氣庫安全運營。以某儲氣庫為研究對象，分析注采氣過程中管柱腐蝕機理和影響因素，制定
相應的防治措施， 以延長氣井管柱的使用年限，保障儲氣庫安全、平穩(wěn)運行。分析表明：管柱
腐蝕主要為電化學腐蝕和沖蝕， 電化學腐蝕是由CO 和H o引起，腐蝕部位在1 900 m以上，腐
蝕形態(tài)為均勻腐蝕和小孔腐蝕；沖蝕發(fā)生在采氣期和注氣期，安全閥和滑套最先發(fā)生沖蝕。防
腐措施適合采取控制注采氣量和油管內(nèi)投緩蝕棒的方法，腐蝕監(jiān)測技術適合采取掛片失重法。
關鍵詞：儲氣庫；管柱；電化學腐蝕；沖蝕；壓力；防腐
doi：lO．3969／j．issn．1006—6896．2015．10．009
引言
隨著中國天然氣管網(wǎng)及天然氣工業(yè)的快速發(fā)
展，天然氣的供需存在著嚴重的不均衡性，巨大的
調(diào)峰需求推動了儲氣設施的迅猛發(fā)展。儲氣庫因其
具有庫容大、安全性好、儲轉(zhuǎn)費低等優(yōu)點在天然氣
市場的應急調(diào)峰保障作用中日益凸顯。然而儲氣庫
廣泛地應用于世界各地的同時，也存在著各種安全
風險，其中以注采井安全風險最高。地下儲氣庫在
運行前期將受地層殘留的鉆井液、鹽酸、凝析水、
CO。以及H。s量等物質(zhì)的影響，井下腐蝕環(huán)境較為
復雜n ；在運行過程中，注采管柱將長期受到腐蝕
性氣體的作用，而且井下壓力、溫度隨著井深不同
而變化，加劇了管柱的腐蝕 。這不僅降低氣井管
柱的使用年限，而且直接威脅著儲氣庫安全運行和
周邊人民的生命財產(chǎn)安全。因此，分析儲氣庫注采
氣過程中管柱腐蝕機理和影響因素，制定相應的防
治措施，延長氣井管柱的使用年限，對整個儲氣庫
的安全、平穩(wěn)運行具有重大意義。
1 儲氣庫管柱腐蝕機理
地下儲氣庫大都由廢棄油氣藏改建而來。據(jù)前
期調(diào)研，原氣田生產(chǎn)過程中，曾因腐蝕更換過全部
或部分油管，主要表現(xiàn)為井筒中上部管柱本體的點
蝕、線蝕和接箍處的絲扣腐蝕。儲氣庫注采井因其
同注同采的獨特工況，在生產(chǎn)過程中將反復受到腐
蝕性氣體影響。管柱腐蝕與地層水、壓力、溫度、
流速、管材成分和結(jié)構等有關，主要包括電化學腐
蝕、沖刷腐蝕、環(huán)境斷裂、流動誘導腐蝕四種腐蝕
類型，如表1所示。
表1 氣井管柱腐蝕類型與機理
2 管柱腐蝕影響因素分析
注采管柱腐蝕受到腐蝕環(huán)境和腐蝕介質(zhì)的交互
作用。腐蝕環(huán)境指不同井深處的溫度、壓力、流場
等，通常導致流體相態(tài)變化，從而加劇腐蝕。腐蝕
介質(zhì)包括H s與CO 等酸性氣體、天然氣中所攜帶
的地層水、管道壁上的凝析水，及其中溶解的碳酸
鹽、氯化物及其他礦物鹽、溶解氧等。在某儲氣庫
現(xiàn)場取氣樣分析，發(fā)現(xiàn)除了CO。以外的氣體組分都
不會產(chǎn)生腐蝕。水樣分析表明pH值為6，氯根為
634 mg／L，氯離子含量少。在運行過程中，儲氣庫
注采壓力和溫度變化如表2所示。
基金論文： 國家自然科學基金(91024031)、重慶科技學院科技創(chuàng)新基金研究項目(YKJCX2014045)資助。
油氣田地面工程(http：／／www．yqtdmgc．corn) 一27—
，
}表2 儲氣庫井[ ]和 }底壓力、 品壓 ：變化 范圍 模擬計算出1 400 m位置處溫度為60。C，如圖2所
_ 睜 位鷲 ” 采箋 泣 示，儲氣庫地層溫度為95。C。根據(jù)前期調(diào)研結(jié)
壓力，MPa
溫度，。c
6．O 22．5
12．9～27．0
11．4～34．5
72．8～ 82．6
1O．8～22．5
12．9～27．O
30．6～ 5O．8
72．6～ 75．9
2．1 水對腐蝕的影響
造成儲氣庫油套管和采氣裝備腐蝕的水，主要
來自于天然氣流所攜帶的凝析水。凝析水是天然氣
攜帶的水蒸氣，它是因產(chǎn)層到井口壓力、溫度的改
變，造成天然氣壓力露點的變化而在油套管壁上凝
結(jié)而成，該點以上容易腐蝕。
以某儲氣庫儲5井為例，該井井深2 696．99 m，
喇叭口2 308．58 m，地層壓力20．87 MPa，地層溫
度92．5。C，當氣量為16．8×10 m。／d時，氣井生產(chǎn)
過程中凝析出水的位置在1 720 m處。當?shù)貙訅毫?
和溫度不變時，氣量從5 X 10 m。／d到30×10 m。／d變
化，凝析出水的位置在670一l 900 m處。當?shù)貙訙?
度和氣量不變時，地層壓力在13~27 MPa變化，凝
析出水的位置在760-1 780 m處。因此，管柱腐蝕
的主要位置在1 900 m以上。
2．2 O0：分壓對腐蝕的影響
CO 自身對注采管柱不會產(chǎn)生腐蝕，一但CO
與水共同作用于管柱，將會引起管柱發(fā)生電化學腐
蝕，大大地降低儲氣庫管柱的使用壽命。CO 腐蝕
程度分四級 ，影響CO 腐蝕的因素很多，但目前
國內(nèi)外學者普遍認為CO 分壓起著決定性作用，且
油氣工業(yè)也是根據(jù)CO。分壓來判斷CO。的腐蝕性。
以某儲氣庫儲5井為例， 產(chǎn)出氣的CO 含量為
1．14％，計算采氣時CO 分壓。這樣可模擬出CO 分
壓與腐蝕形態(tài)關系(如圖l所示)，得出管柱在采
氣期容易發(fā)生d,：fL腐蝕。
0．24
0．22
0．20_．
0．18
各o．16
0．14
O．12
0．10
局部腐蝕
O．24
0．22
— 0．20
0_18墨
0．16各
0．14
0．12
? 0．10
12．4 13．0 14．0 l5．0 l5．7 16．4 16．0 l7．0 l8．0 18．8
井口壓力／MPa 井底壓力／MPa
圖1 c0 分壓與腐蝕形態(tài)關系
2．3 溫度對腐蝕的影響
溫度主要通過影響化學反應的進程和腐蝕產(chǎn)物
在腐蝕介質(zhì)中的飽和度來影響腐蝕速率的，且主要
影響腐蝕產(chǎn)物膜的生成。以某儲氣庫儲5井為例，
果，鋼鐵材料的CO 腐蝕可分為四個溫度區(qū)間，該
儲氣庫符合四個溫度區(qū)間中的第一、二區(qū)間。溫度
小于6O。C，儲氣庫管柱在1 400 m以上位置呈均勻
腐蝕；溫度在60 110。C，儲氣庫管柱在1 400～
1 600 m處局部腐蝕會較重。
矗
、、
被
圖2 溫度與c0 腐蝕形態(tài)關系
2．4 沖刷對腐蝕的影響
儲氣庫注采井與普通氣井相比，吞吐量較大，
平均日采氣上百萬立方米，對管柱的沖蝕能力強，
會加劇電化學腐蝕速率。氣井管柱沖蝕流量計算公
式選取Beggs公式 ，為了分析沖蝕流量的臨界
點，即最大沖蝕流速的計算點，根據(jù)PiPesim軟件
進行計算，最大沖蝕流速位置為管柱內(nèi)徑最小的安
全閥處。
2．4．1 注氣沖蝕分析
最大沖蝕流速的計算點選取管柱內(nèi)徑最小的安
全閥處。以某儲氣庫儲8井注氣為例，地層壓力10
MPa，根據(jù)不同的井El注氣壓力計算對應的生產(chǎn)氣
量和沖蝕流速比，如表3所示。由計算結(jié)果可以看
出，當井口壓力為20 MPa時，流速比為0．986 2，
接近沖蝕流速。即隨著井口注氣壓力增大，沖蝕流
速比增大，當流速比越接近1時，沖蝕的可能性越
大。當?shù)貙訅毫?0 MPaH~，最大沖蝕流量為46．6×
10 II1。；當?shù)貙訅毫?7 MPa時，最大沖蝕流量為
52．8×10 m。
表3 某儲氣庫儲8井沖蝕流量
1O．O 8．47×1O O．164 6
12．O 19．83 X 10 0．349 8
14．0 31．85× 10 0．520 7
16．0 44．45× 1O 0．680 8
18．O 57．43 X 1O 0．835 6
20．O 70．22×10 0．986 2
28——
油氣田地面工程(http：／／www．yqtdmgc．corn)
o瑚伽瞄 撇柵啪咖咖枷伽
第34卷第10期(2015．10)(試驗研究)
2．4．2 采氣沖蝕分析
最大沖蝕流速的計算點選取管柱內(nèi)徑最小的安
全閥處。以某儲氣庫儲5井采氣為例，當?shù)貙訅毫?
為20．8 MPa時，根據(jù)不同的井口壓力計算對應的生
產(chǎn)氣量和沖蝕流速比，如表4所示。由計算結(jié)果可
以看}}{，井口壓力為5 MPa時，流速比為O．819 4，
這時流速比最大，接近沖蝕流速。即隨著井口采氣
壓力減小， 沖蝕流速比增大，當流速比越接近1
時，沖蝕的可能性越大。當井口油壓為6 MPa時，
最大沖蝕流量為38．9×10 rn。；井口油壓為8 MPa
時，最大沖蝕流量為45．5 X 10 m。。
表4 某儲氣庫儲5井沖蝕流量計算
井日壓力 a≯ 曩 氣薰 曩 _。 ≯ 流速比
5．0 28．66×10 0．819 4
7．O 25．86 x 10 0．622 5
9．O 24．26×1O 0．518 6
11．O 22．37× 10 0．439 6
12．O 21．O0×10 0．399 0
13．0 l9．21× 10 0．352 2
綜合以上分析可知，該儲氣庫管柱腐蝕主要是
由CO 及其他腐蝕環(huán)境和腐蝕介質(zhì)引起的電化學腐
蝕，腐蝕部位一般在1 900 ITI以上，存在均勻腐蝕
和小孔腐蝕。根據(jù)某儲氣庫注采壓力、溫度的變化
可知， 采氣期井口壓力為5 MPa時，氣量超過
29．0 X 10 m。會出現(xiàn)沖蝕；注氣期井口壓力為20 MPa
時，氣量超過70．22×10 m。會出現(xiàn)沖蝕。
3 防腐措施的改進
油氣井防腐措施主要包括：在鉆井和采氣設計
中選材，注入緩蝕劑、管道內(nèi)涂層等。結(jié)合儲氣庫
獨特的工況，某儲氣庫在設計時已充分考慮了注采
井的套管和油管防腐措施。油層套管全部采用
P110鋼級和氣密封口， 注采井采用永久式封隔
器，實現(xiàn)油套封隔，環(huán)空注入保護液，達到保護上
部套管的目的。工具材質(zhì)為9Cr，具有抗腐蝕性，
油管為088．9 mm ×6．45 mm BG80—3Cr，BGT1扣
(氣密封扣)。但在設計時未考慮到儲氣庫產(chǎn)水量、
地層水礦化度等隨著生產(chǎn)年限改變的現(xiàn)狀及生產(chǎn)產(chǎn)
量變化帶來的沖刷腐蝕 。因此，從保護和減緩腐
蝕的目的出發(fā)，對儲氣庫管柱腐蝕防護措施進行了
改進。
3．1 制定合理的注采方案
儲氣庫注采井與普通氣井相比，吞吐量較大，
平均日采氣上百萬立方米，對管柱的沖蝕能力強，
會加劇電化學腐蝕速度。根據(jù)注采期沖蝕分析可
知：注氣期，井口注氣壓力越大，產(chǎn)量越大，越容
易發(fā)生沖蝕；采氣期，井口采氣壓力越大，產(chǎn)量越
小，越不易發(fā)生沖蝕。因此，在制定生產(chǎn)產(chǎn)量時不
僅要考慮生產(chǎn)需要，還應根據(jù)實際工況控制注采氣
量，減小沖蝕腐蝕對管柱的影響，延長油管使用
壽命。
3．2 緩蝕劑評價
儲氣庫在設計時就考慮了通過油管內(nèi)投入緩蝕
棒，逐步釋放緩蝕劑，減緩腐蝕， 以保護油管內(nèi)
壁。但氣井的產(chǎn)量、壓力和流速等因注采周期的不
同而不斷改變，緩蝕劑的注入量也應該逐步調(diào)整。
因此實時監(jiān)測緩蝕劑注人量十分必要，并應不斷分
析、評價緩蝕劑效果，實時調(diào)整緩蝕劑注入方案。
目前，失重掛片法和在線腐蝕探針監(jiān)測是評價緩蝕
劑效果的主要方法。
3．3 增加在線腐蝕監(jiān)測裝置
管柱腐蝕是一個動態(tài)的過程，室內(nèi)實驗法不能
實時地反映管柱腐蝕狀況。還需要利用在線監(jiān)測技
術來掌握注采井的腐蝕狀況和腐蝕趨勢，掌握應用
緩蝕劑減緩腐蝕的效果，動態(tài)調(diào)整緩蝕劑注入量。
4 結(jié)論
(1)儲氣庫管柱腐蝕主要為電化學腐蝕和
沖蝕。
(2)電化學腐蝕是由CO。和H。O引起，腐蝕部
位在1 900 m以上，腐蝕形態(tài)為均勻腐蝕和小孑L腐蝕。
(3)沖蝕發(fā)生在采氣期和注氣期，安全閥和滑
套最先發(fā)生沖蝕。注氣期，井口注氣壓力增大，產(chǎn)
量增大，容易發(fā)生沖蝕；采氣期，井口采氣壓力減
小，產(chǎn)量增大，容易發(fā)生沖蝕。
(4)防腐改進措施適合采取控制注采氣量和油
管內(nèi)投緩蝕棒的方法，并及時評價緩蝕劑效果。在
線監(jiān)測法易采用掛片失重法。
參考文獻
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[第一作者簡介]李碧曦：重慶科技學院在讀碩士，
目前從事儲氣庫安全技術研究。
18508175976、470961702@qq．com
收稿日期2015—03—31
(欄目主持楊軍)

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