论文部分内容阅读
摘要：对苏里格气田多个采样点的气质、水质、油质进行实验室分析，通过挂片腐蚀试验研究了N80钢在典型区块产出水中的腐蚀行为。结果表明：苏里格气田整体属低含H2S低含CO2气藏;在低含Cl-的水样中，N80钢的电化学阻抗较高，在高含Cl-水样中，N80钢的自腐蚀电位负移，在苏里格气田上古生界气藏的气井中，N80钢以CO2腐蚀为主，在下古生界气藏的气井中，以H2S腐蚀为主。
关键词：苏里格气田;CO2腐蚀;H2S腐蚀
目前，苏里格气田水气比逐年攀升，采出水矿化度升高、PH不断降低，井筒流体中含有大量腐蚀性物质，构成了气井井下多因素的金属腐蚀环境，在高温高压的条件下，这些物质及其交互作用使得生产井井筒腐蚀与结垢日益严重。引起苏里格气田中井筒腐蚀的主要原因是H2S-CO2-H2O体系中的电化学腐蚀。苏里格气田的采出水水质复杂，含有大量的CO2、H2S、微生物以及高矿化度的阴阳离子，这些因素使油气田污水具有很强的腐蚀性，对井下管柱造成严重的腐蚀。井筒中流体的组分和物理化学性质对气井井筒腐蚀及其腐蚀防护有重要影响。
1.苏里格气田气井水质分析
选取苏里格气田具有代表性的水样，这些水样分别从采气井口、集气站场进站汇管采集，均为经过处理的天然水样。参照SY/T5329-1994《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》进行水质分析。
（1）悬浮物含量
采用滤膜过滤法，即让水通过质量恒定的滤膜（平均孔径为0.45μm），根据过滤水的体积和滤膜的质量变化，计算水中悬浮固体的含量。
（2）总矿化度和钙、镁离子含量
总矿化度为水中总盐含量，通过重量法测得，即将水样滤去漂浮物、沉降性固体物，并去除有机物后蒸干称量。在PH为10的氨水-氯化铵缓冲溶液中，以铬黑为指示剂，用乙二胺四乙酸标准溶液滴定测得水样中钙、镁离子的总量，即总硬度;在PH为12的相同介质中，以钙试剂为指示剂，用EDTA标准溶液滴定测得水样中钙离子的含量。
（3）阳离子总含量
阳离子总含量：Ca2+、Mg2+、Fe3+、Fe2+、Na++K+等阳离子含量之和。
2. 苏里格气田气井气质及凝析油质分析
（1）气质分析利用气质样品中各组分的沸点、极性及吸附系数在色谱柱中的差异，使各组分在色谱柱中分离，形成气相色谱图完成各组分的定量分析，试验仪器为GC-6890气相色谱仪。
（2）凝析油质分析凝析油是指在地下深处一定温度、压力条件下呈气态的烃类，采至地面后由于温变和压力的降低，凝结为液态的轻质油，通常是无色透明或带浅黄色，基本不含胶质、沥青质。采用气质联用仪对凝析油组分进行分析。将气相色谱仪和质谱仪，通过接口连接起来，将复杂混合物分离成单组分后进行分析检测
（3）电化学试验
电化学试验在恒温水浴中进行，测试装置为由多通道电化学测试系统和0.5L的玻璃电解池组成。通过数据处理可以得到Tafel斜率，导入Tafel方程中可得到电极的腐蚀电流密度，从而转化为腐蚀速率。
（4）挂片腐蚀试验
采用油套管材料N80钢为试验材料，按照《油田设备抗硫化物应力腐蚀断裂和应力腐蚀裂纹的金属材料》标准将试验钢制成挂片。将挂片浸入无水乙醇中用脱脂棉擦洗两遍，再移入清洁的无水乙醇中浸泡片刻，置干净滤纸上，冷风吹干，用滤纸包好，置干燥器中24h后待用。对挂片进行前处理、编号，测其面积和质量;将挂片置于监测装置中并下放到指定井筒深度，放置95d后，将挂片取出、进行酸洗等后处理;通过失重法计算挂片的平均腐蚀速率。采用型光学数码显微镜测量腐蚀挂片点蚀深度;采用扫描电镜对腐蚀挂片进行微观形貌观察;采用能谱分析仪对挂片表面腐蚀产物进行微区成分分析;采用X衍射分析仪对腐蚀产物进行结构分析。
3.结果与讨论
（1）水质分析
检测水样均为Cacl2型，PH介于5.9-7.8，悬浮物含量为45-4800mg/l;水样中，Na++K+及Ca2+含量占较大比例，前者比后者高出1-2倍，总铁含量为0.98-140mg/l，且以Fe2+为主;Cl-含量为2900-51000mg/l，远高于其他阴离子含量，酚酞碱度均未检出，甲基橙碱度为40-800mg/l，阴离子总含量为3200-51000mg/l;总矿化度较高且差异较大，为5000-82000mg/l，平均矿化度为21000mg/l。
（2）气质及凝析油质分析
苏里格气井的气质全分析和硫化氢分析结果可知：气井中CO2的平均含量为1.25%，最高含量为7%，CO2含量整体呈现上升趋势;上古生界气藏H2S含量介于0-25mg/m3，平均含量为2.10mg/m3;下古生界氣井H2S平均含量为620mg/m3，最高含量为15000mg/m3，CO2含量为1.2%，略低于气田整体水平。根据天然气行业《气藏分类》标准对CO2、H2S气藏的分类，苏里格气田整体属低含H2S、低含CO2气藏。
（3）挂片腐蚀试验
依照苏里格气田的经验，注水系统管柱的腐蚀速率一般高于生产系统的，因此依照《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中推荐的平均腐蚀速率控制指标。结果表明：不同井深处N80钢的平均腐蚀速率均小于0.076mm/a，这说明绝大部分气井可以满足生产要求。
4.腐蚀因素分析
苏里格气田CO2源于地层蕴藏（上古生界、下古生界），H2S产生于下古气藏及硫酸盐还原菌反应。苏里格气田CO2的平均含量为1.25%，目前气田的平均套压为7.6MPa，计算得到CO2分压为0.24MPa。CO2和H2S的分压比反映了腐蚀的主控因素，当25 5.结论
苏里格气田的腐蚀主控因素为CO2。H2S和Cl-的存在加速了均匀腐蚀和局部腐蚀;下古生界的气藏中，少部分高含H2S气井可能以H2S腐蚀为主。在实际生产过程中，监测到挂片表面的冲蚀凹槽，说明固体颗粒对油套管产生了磨损/腐蚀协同破坏，同时垢下腐蚀和SRB腐蚀产物的去极化作用也不容忽视。
参考文献：
[1]刘杰，李建东，尹志福，等.井下管柱腐蚀分析及缓蚀剂应用[J].腐蚀科学与防护技术，2016，28（1）：95-96
[2]张书平，赵文，张宏福，等.长庆气田气井腐蚀因素及防腐对策[J].天然气工业，2002，22（6）：112-113.
中国石油长庆油田分公司第四采气厂
关键词：苏里格气田;CO2腐蚀;H2S腐蚀
目前，苏里格气田水气比逐年攀升，采出水矿化度升高、PH不断降低，井筒流体中含有大量腐蚀性物质，构成了气井井下多因素的金属腐蚀环境，在高温高压的条件下，这些物质及其交互作用使得生产井井筒腐蚀与结垢日益严重。引起苏里格气田中井筒腐蚀的主要原因是H2S-CO2-H2O体系中的电化学腐蚀。苏里格气田的采出水水质复杂，含有大量的CO2、H2S、微生物以及高矿化度的阴阳离子，这些因素使油气田污水具有很强的腐蚀性，对井下管柱造成严重的腐蚀。井筒中流体的组分和物理化学性质对气井井筒腐蚀及其腐蚀防护有重要影响。
1.苏里格气田气井水质分析
选取苏里格气田具有代表性的水样，这些水样分别从采气井口、集气站场进站汇管采集，均为经过处理的天然水样。参照SY/T5329-1994《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》进行水质分析。
（1）悬浮物含量
采用滤膜过滤法，即让水通过质量恒定的滤膜（平均孔径为0.45μm），根据过滤水的体积和滤膜的质量变化，计算水中悬浮固体的含量。
（2）总矿化度和钙、镁离子含量
总矿化度为水中总盐含量，通过重量法测得，即将水样滤去漂浮物、沉降性固体物，并去除有机物后蒸干称量。在PH为10的氨水-氯化铵缓冲溶液中，以铬黑为指示剂，用乙二胺四乙酸标准溶液滴定测得水样中钙、镁离子的总量，即总硬度;在PH为12的相同介质中，以钙试剂为指示剂，用EDTA标准溶液滴定测得水样中钙离子的含量。
（3）阳离子总含量
阳离子总含量：Ca2+、Mg2+、Fe3+、Fe2+、Na++K+等阳离子含量之和。
2. 苏里格气田气井气质及凝析油质分析
（1）气质分析利用气质样品中各组分的沸点、极性及吸附系数在色谱柱中的差异，使各组分在色谱柱中分离，形成气相色谱图完成各组分的定量分析，试验仪器为GC-6890气相色谱仪。
（2）凝析油质分析凝析油是指在地下深处一定温度、压力条件下呈气态的烃类，采至地面后由于温变和压力的降低，凝结为液态的轻质油，通常是无色透明或带浅黄色，基本不含胶质、沥青质。采用气质联用仪对凝析油组分进行分析。将气相色谱仪和质谱仪，通过接口连接起来，将复杂混合物分离成单组分后进行分析检测
（3）电化学试验
电化学试验在恒温水浴中进行，测试装置为由多通道电化学测试系统和0.5L的玻璃电解池组成。通过数据处理可以得到Tafel斜率，导入Tafel方程中可得到电极的腐蚀电流密度，从而转化为腐蚀速率。
（4）挂片腐蚀试验
采用油套管材料N80钢为试验材料，按照《油田设备抗硫化物应力腐蚀断裂和应力腐蚀裂纹的金属材料》标准将试验钢制成挂片。将挂片浸入无水乙醇中用脱脂棉擦洗两遍，再移入清洁的无水乙醇中浸泡片刻，置干净滤纸上，冷风吹干，用滤纸包好，置干燥器中24h后待用。对挂片进行前处理、编号，测其面积和质量;将挂片置于监测装置中并下放到指定井筒深度，放置95d后，将挂片取出、进行酸洗等后处理;通过失重法计算挂片的平均腐蚀速率。采用型光学数码显微镜测量腐蚀挂片点蚀深度;采用扫描电镜对腐蚀挂片进行微观形貌观察;采用能谱分析仪对挂片表面腐蚀产物进行微区成分分析;采用X衍射分析仪对腐蚀产物进行结构分析。
3.结果与讨论
（1）水质分析
检测水样均为Cacl2型，PH介于5.9-7.8，悬浮物含量为45-4800mg/l;水样中，Na++K+及Ca2+含量占较大比例，前者比后者高出1-2倍，总铁含量为0.98-140mg/l，且以Fe2+为主;Cl-含量为2900-51000mg/l，远高于其他阴离子含量，酚酞碱度均未检出，甲基橙碱度为40-800mg/l，阴离子总含量为3200-51000mg/l;总矿化度较高且差异较大，为5000-82000mg/l，平均矿化度为21000mg/l。
（2）气质及凝析油质分析
苏里格气井的气质全分析和硫化氢分析结果可知：气井中CO2的平均含量为1.25%，最高含量为7%，CO2含量整体呈现上升趋势;上古生界气藏H2S含量介于0-25mg/m3，平均含量为2.10mg/m3;下古生界氣井H2S平均含量为620mg/m3，最高含量为15000mg/m3，CO2含量为1.2%，略低于气田整体水平。根据天然气行业《气藏分类》标准对CO2、H2S气藏的分类，苏里格气田整体属低含H2S、低含CO2气藏。
（3）挂片腐蚀试验
依照苏里格气田的经验，注水系统管柱的腐蚀速率一般高于生产系统的，因此依照《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中推荐的平均腐蚀速率控制指标。结果表明：不同井深处N80钢的平均腐蚀速率均小于0.076mm/a，这说明绝大部分气井可以满足生产要求。
4.腐蚀因素分析
苏里格气田CO2源于地层蕴藏（上古生界、下古生界），H2S产生于下古气藏及硫酸盐还原菌反应。苏里格气田CO2的平均含量为1.25%，目前气田的平均套压为7.6MPa，计算得到CO2分压为0.24MPa。CO2和H2S的分压比反映了腐蚀的主控因素，当25
苏里格气田的腐蚀主控因素为CO2。H2S和Cl-的存在加速了均匀腐蚀和局部腐蚀;下古生界的气藏中，少部分高含H2S气井可能以H2S腐蚀为主。在实际生产过程中，监测到挂片表面的冲蚀凹槽，说明固体颗粒对油套管产生了磨损/腐蚀协同破坏，同时垢下腐蚀和SRB腐蚀产物的去极化作用也不容忽视。
参考文献：
[1]刘杰，李建东，尹志福，等.井下管柱腐蚀分析及缓蚀剂应用[J].腐蚀科学与防护技术，2016，28（1）：95-96
[2]张书平，赵文，张宏福，等.长庆气田气井腐蚀因素及防腐对策[J].天然气工业，2002，22（6）：112-113.
中国石油长庆油田分公司第四采气厂