CO2对深层气井试井钢丝的腐蚀及其预防

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163453)

·失效分析与预防·

CO2对深层气井试井钢丝的腐蚀及其预防

吴华磊

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163453)

针对目前大庆油田深层气井测试中CO2对录井钢丝腐蚀的影响，探索减小腐蚀效果和延长钢丝寿命的方式；论述了CO2腐蚀影响因素，通过生产实际观察与浸泡、拉伸等实验，掌握了不同环境下CO2腐蚀钢丝的速率等情况；总结了一套深层气井测试中行之有效的预防方法,为钢丝选型、测试环境改造等预防措施提供了依据。

试井；深层气井；CO2腐蚀；钢丝

0 引 言

大庆油田深层气藏主要分布在松辽盆地北部徐家围子断陷，断陷近南北向展布，面积4 300 km2。已投入试采昌德、升平、兴城、汪家屯深层四个气田及汪深1、卫深5两个含气区，仅在升平、昌德两个气田提交了探明地质储量239.86×108 m3，含气面积105 km2。1996年投产的升深2井，投产时CO2含量2.565%，1999年5月作业时发现油管腐蚀严重，断裂三处，到2002年CO2含量上升到5.458%，节流前分压达到1.1 MPa，2004年因套管腐蚀，漏气导致升深2井报废，见图1。芳深7因套管腐蚀也进行了一次大修，汪903气井因CO2含量高而缓建。大庆深层气井的腐蚀主要是CO2引起的，2004～2005年，采气分公司在兴城气田和升平气田开采的23口气井中检测了16口气井开井压力和CO2含量，正常开井压力在20～38 MPa，CO2含量在4%左右[1]。目前气井测试采用的工艺是用钢丝悬吊压力仪器置于油层中部，钢丝长时间停留井内，薄弱环节多，曾经发生过多起因腐蚀导致的钢丝断裂造成仪器掉落事故，本文将从CO2腐蚀机理、预防方法等方面，认识测试中CO2腐蚀，并在实践中形成钢丝使用、管理工作方法，保证气井测试低成本、高安全。

1 CO2腐蚀影响因素及实验分析

1.1 CO2腐蚀机理简介

在油气生产系统的温度下，干CO2本身不具有腐蚀性，但当其溶于水时，它就具有腐蚀性。CO2一旦溶于水便形成碳酸，释放出氢离子，氢离子极易夺取电子还原，促进阳极铁离子溶解而导致腐蚀[2]。这个电化学腐蚀过程常用下面简单的反应式来表示：

阳极反应：Fe-2e→Fe2+

图1 升深2井2004年报废起出油管照片

2H++2e→H2

阳极产物：Fe+ H2CO3→FeCO3+ H2

实际上，电化学反应的整个过程比在这里所概述的要复杂得多。

1.2 CO2腐蚀伤害的类型

CO2腐蚀包括全面腐蚀(均匀腐蚀)和局部腐蚀。形成全面腐蚀时，钢铁材料全部或大部分面积上均匀的受到破坏；形成局部腐蚀时，钢铁材料表面某些局部发生严重腐蚀，而其它部分没有腐蚀或只发生轻微腐蚀[3]。通过我们长时间、大量的实际观察，发现CO2对试井钢丝的腐蚀主要是局部腐蚀。局部腐蚀可能在整个操作温度范围内出现，随着温度和CO2分压的增加，对点蚀的敏感性增加，点蚀出现的时间缩短。根据合金的组成，产生点蚀的最大敏感度是与一个温度范围有关。无硫气井的检查已经表明，局部腐蚀常常在一定深度选择性发生，通常在80～90℃的范围内，点蚀容易发生。

1.3 影响腐蚀的主要参数

CO2腐蚀程度受很多因素影响，主要包括：水的润湿性、CO2分压、温度、pH值、碳酸盐垢、蜡的作用等，其中深层气井的测试过程中水的润湿性、CO2的分压以及井内温度对钢丝腐蚀的影响最大。

1) 含水率的影响。无论是液相还是气相，CO2腐蚀的发生都离不开水对钢铁表面的润湿作用。产生腐蚀必须有水的存在，而且必须润湿钢丝的表面。因此，水在介质中含量是影响CO2腐蚀的一个重要因素。

2) CO2分压的影响。在影响CO2腐蚀的众多因素中，国内外学者普遍认为CO2分压起着决定性作用。且目前油气工业也是根据分压来判断CO2的腐蚀性。分压低于0.048 3 MPa时，易发生均匀腐蚀。在0.048 3～0.207 MPa时可能发生不同程度的小孔腐蚀，当分压大于0.207 MPa时则易发生严重的局部腐蚀。表1给出了采气分公司在兴城气田和升平气田开采的16口气井开发参数[1]，可以看出，我们所测试的这些深层气井均为CO2的严重腐蚀环境。

表1 2004～2005年深层气井开井压力与CO2分压(统计样本量16口)

如前所述，CO2腐蚀过程是伴随着氢的去极化过程而进行的。而且这一过程是由溶液本身的水合离子来完成的，当CO2分压高时，由于溶解的碳酸浓度高，从碳酸中分解氢离子浓度必然高，因而腐蚀被加速，见图2。

图2 不同CO2分压下的钢丝腐蚀速率

3) 温度的影响。钢丝表面在腐蚀初期可视为裸露的，随后将被碳酸盐腐蚀产物膜所覆盖，所以腐蚀速度与腐蚀产物膜的结构和稳定性有着密切的关系。温度是通过影响化学反应速度和腐蚀产物成膜机制来影响腐蚀速率的，且在很大程度上表现在温度对腐蚀产物膜生成的影响上。根据温度对CO2腐蚀的影响，钢丝材料的CO2腐蚀可分为4种情况，三个温度区间： 温度﹤60℃的低温区, CO2腐蚀成膜困难,即使暂时形成FeCO3腐蚀产物膜也会逐渐溶解，因此，试样表面或没有FeCO3膜或有疏松，附着力低的FeCO3膜，金属表面光滑，呈均匀腐蚀。温度在60～110℃之间时，Fe表面生成具有一定保护性的腐蚀产物膜FeCO3膜，局部腐蚀突出，这是由于FeCO3形成条件得以满足，但由于结晶动力学因素影响，形成厚而疏松的FeCO3粗大结晶所致。温度在110℃附近，均匀腐蚀速度高，局部腐蚀严重。腐蚀产物为厚且疏松的FeCO3粗大结晶。在150℃以上，Fe的腐蚀溶解和FeCO3膜生成速度都很快，基体表面很快形成一层晶粒细小，致密且与基体附着力强的FeCO3保护膜，对基体金属起到一定保护作用，腐蚀速率较低。这也是为什么含CO2的气井的腐蚀常常选择性的地发生在井的某一深度(温度适合)的原因，见图3。

图3 不同温度下的腐蚀速率

可以看出，腐蚀速率在80℃以前随温度的升高而增大，80℃附近达到最高峰，超过80℃，腐蚀速率有所降低，在120℃又出现极大值。我们所测试的深层气井的温度范围通常在70～140℃之间，可以看出这种情况下CO2的腐蚀速度很高，且多为严重的局部腐蚀。

另外，井内气体的流速也间接的影响了的CO2腐蚀速度，高流速的气体增大了腐蚀介质达到金属表面的传递速度,易破坏腐蚀产物膜或妨碍腐蚀产物膜的形成，导致严重的局部腐蚀。

2 钢丝抗拉检验与在试井中防腐方法

钢丝的化学成分主要是铁和碳，根据钢丝的性能和标准要求来制定它的其他化学成分，还可以添加了少量的铜、氮、钴、钛、铬、镍、钼、锰等元素，这些元素决定了钢丝的强度和韧性。现阶段我们使用的试井钢丝是由大连方元特种电缆制造有限公司提供的LS-2.4-A型钢丝和咸阳钢管钢绳有限公司提供的0512LC186型2.4 mm钢丝，抵抗拉力≥724 kg左右。试井钢丝具体能使用多长时间我们并没有一个统一的标准，通常我们更换钢丝是在恢复试井一井次，或者梯度试井10井次后。表2是对5盘使用过的钢丝所进行的拉力试验的结果。

表2 拉力试验结果表

通过对实验结果的观察，发现使用过的钢丝拉力并没有多少损失，但是钢丝颜色明显变黑，且表面粗糙，钢丝变脆，失去弹性，易折断。钢丝的腐蚀并不是均匀的，而是在特定温度段的部分腐蚀最严重，实验中我们注意到不应仅根据钢丝的一段来断定钢丝的腐蚀情况。

针对CO2腐蚀的几个主要因素，我们采取了以下2项预防措施：

1)改变材料，在钢丝化学成分中添加元素铬

含Cr的不锈钢对CO2具有较好的耐蚀性能，腐蚀速率随钢中铬组分的增加而减小。在实验室选择10种金属材质在高压釜中进行耐腐蚀试验(80℃，CO2压力2.0 MPa)。试验结果为：对于普通碳钢和低合金钢，腐蚀速率较高，而各种不锈钢的腐蚀速率很低，其中1Cr13和0Cr13表面发生了很轻微的点蚀现象。1Cr17Ti、1Cr18Ni9Ti、22Cr5Mo3N的腐蚀速率低于轻度腐蚀的标准，而且表面光亮，没有点蚀现象，基本不腐蚀。因此对于CO2浓度不高，没有可以产生点蚀因素的气井，考虑使用1Cr13或0Cr13，对于CO2浓度高，温度高、Cl-浓度高的气井，使用1Cr17Ti、1Cr18Ni9Ti、22Cr5Mo3N。

2)改善环境，在测试前井内注入缓蚀剂

缓蚀剂添加到腐蚀环境中，会在金属与腐蚀介质的界面上产生阻滞腐蚀进行的作用。缓蚀剂一般是极化的盐或电离的盐，具有很强的表明活性。在处于水相的金属表面会形成表面电荷，缓蚀剂会吸附在金属表面，形成一层稳定的防护膜，它不仅能够提供一种物理上的缓冲，同时限制了阳极、阴极反应，从而控制了电化学腐蚀的发生。目前缓蚀剂加注工艺主要有两种：泵入式和点滴加药工艺，见图4。

采取了以上的方法，近三年已累计安全测试300余口含CO2的气井，未发生钢丝断裂仪器掉落事故，特别是，还曾经对CO2含量达23.76%的龙深3平4井连续安全测试134 d，现场实践表明采取的防控CO2腐蚀措施是行之有效的。

图4 缓蚀剂泵注及点滴加药加注工艺

4 结 论

1)CO2对测试钢丝的腐蚀是一个客观的存在、不可避免，我们认清了深层气井井下环境因素的影响，并且采取相应的预防措施使腐蚀速率得到延缓，从而延长钢丝的使用寿命，保证了深层气井测试安全生产。

2)深层气井的测试过程中，水的润湿性、CO2的分压以及井内温度对钢丝腐蚀的影响最大，预防措施：一是采取改变钢丝材料，在钢丝化学成分中添加元素铬，提高抗腐蚀性。二是短时间改善井下环境，根据气井实际情况选择缓蚀剂，钢丝下井前注入到井内，减小环境对钢丝的腐蚀性。

[1] 储可利.大庆深层气田采气工艺存在问题及攻关思路[C]//大庆油田采气分公司.大庆油田采气分公司科技论文集，北京:石油工业出版社,2005:98-99.

[2] M.B.克曼尼，L.M.史密斯.油气生产中的CO2腐蚀控制[M].北京:石油工业出版社，2002:15-23.

[3] 杨川东.采气工程[M].北京:石油工业出版社，2012:61-63.

CO2CorrosionofSteelWireinDeepGasWellandItsPrevention

WUHualei

(LoggingandTestingServicesCompany,DaqingOilfieldCo.Ltd.,Daqing,Heilongjiang163453,China)

In the deep gas wells in Daqing oilfield test, the effect of CO2on logging wire corrosion was studied. It was explored to reduce corrosion effect and prolong the life of the wire.CO2corrosion influence factors were discussed, based on the production practice observation, immersion and tensile experiments etc. The corrosion rate of CO2in different environment was obtained. A set of deep gas well testing effective prevention methods were summarized, and it was provided a foundation for the selection of wire test environment, transformation of preventive measures to ensure the safety of gas well testing.

well testing; deep gas well; CO2corrosion; steel wire

吴华磊，男，1968年出生，工程师，1989年毕业于哈尔滨船舶工程学院，目前主要从事生产测井管理工作。E-mail:whlv02009@163.com

TB304

A

2096-0077(2017)05-0051-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.05.013

2017-02-21编辑马小芳)