采气工程技术调研(下册56-207页)

1、二、国内外气田防腐技术近期状况关于油气田腐蚀国内外近期发表了许多文章，国外1997年SPE石油工程学会出版了“SPE REPRINT SERIE S No. 46CORROSIN”专题腐蚀文集，文中收集七个方面代表论文22篇，反映近期油气田腐蚀及防护技术状况。七个方面包括（1）油气田腐蚀状况及其防腐经验；（2）阴极防腐；（3）涂层防腐；（4）缓蚀剂及注入；（5）腐蚀监测；（6）材料和防腐合金；（7）微生物腐蚀。国内川渝气田对酸性气体开采的腐蚀与防腐已形成配套技术，生产应用效果较好，主要包括（1）各种腐蚀条件下的井口装置和油套管选择技术和玻璃钢油套管应用技术；（2）适应气、液相要求的单相和多相流

2、体缓蚀剂及其加注技术；（3）腐蚀监测技术；（4）各种类型气田腐蚀预测技术。保证了占川渝气田总储量50%，占总产量75%的酸性天然气的开采。本文调研近10年内国内期刊发表的文章，按照高含硫气田防腐，含CO2天然气开采防腐，缓蚀剂和注入工艺及防腐监测，抗硫和CO2腐蚀的管材，气田多种因素造成腐蚀的防腐实例五个方面，收集十九篇文章，反应目前气田腐蚀和防腐技术状况，以作内部应用借鉴。文中多为引用原文，以保证其技术完整性和系统性，仅作些汇集整理工作，原文出处和作者见参考文献。借此，向查阅到原文作者表示感谢。1、高含硫气田开发技术1.1 加拿大天然气工业防腐技术概况加拿大是一个酸性油气资源非常丰富的国家。

3、该国的阿尔伯达盆地是世界著名的含油气盆地之一。加拿大西部，落基山东麓，从卡尔加里市以南加拿大美国边境线开始，北上通过阿尔伯达省直到英属哥伦比亚的彼太陶特河附近，是该国盛产油气的地区。所产天然气中，不同程度地含有H2S。在该区1969年发现的Bearberry气田，天然气地质储量达1100亿m3, H2S含量高达84%，并有元素硫和有相当数量的烃类；1986年又发现了Caroline气田，含H2S达35%。加拿大有多年从事酸性天然气开发的经验，长期进行含硫气田防腐和从天然气中生产硫磺的实践，积累了相当丰富的成熟经验。1.1.1 含硫气井井下油套管保护加拿大开发含硫气田是按照NACE MR 017

4、5标准选材的。该标准1994年修订版已出版。标准中规定了抗硫化物应力开裂的碳钢、低合金钢、不锈钢和高合金钢的牌号，热处理条件和加工方法等。多年来按该标准选材，未发生过硫化物应力开裂事故。加拿大含硫气井的保护可以概括为：井下管系大多采用碳钢和低合金钢，油管柱坐在封隔器上部，此封隔器使套管环空间充满了含缓蚀剂的液体（如柴油等），开使套管内壁和油管外壁与H2S不直接接角，使油套环形空间得到了充分保护；油管内定期注入液态缓蚀剂（不是棒状固体缓蚀剂）。当缓蚀剂从油管内注入后，关井24h再开井生产。缓蚀剂的加注周期据不同气质而定。由于缓蚀剂缓蚀效果好（缓蚀率达90%以上），气井没有发生什么腐蚀，因而基本上

5、不需要或极少需要用油管测径规去监测油管生产管柱。在Mazeppa天然气净化厂中，该厂的天然气来自含H2S为35%和CO2为10%的Crossfielo气田，气井按上述办法进行防腐保护，地面管线加注缓蚀剂并配套有腐蚀监测装置，使该气田长期安全生产，未发生过大的事故。值得一提的是加拿大含硫气田的气井套管的阴极保护技术。据Enertek公司介绍，加拿大95%含硫气井的套管都采取了阴极保护（牺牲阳极法，）该公司已掌握了一整套该项技术。在对套管进行阴极保护前，需下入仪器测定井下不同井段的电位数据，并用计算机进行综合分析。对套管进行阴极保护后，其保护效果鉴定有两种办法：一是在地面用仪器测定电位数值，并用电

6、脑进行综合分析进而作出判断。地面使用的监测仪器有两种：一是ELOGI-Less Portable EQUIB（便携式）；另一种是CPPHigh larce TRJC，后者使用效果比前者好。据该公司称，对50口井只用5套装置（牺牲阳极法）就可进行气井套管的区域性保护。含硫气田腐蚀的因素较多，因而防腐措施也就多种多样。归纳起来有两大类：一是选用抗硫材料以防止氢脆和硫化物应力腐蚀开裂；二是选择有效的缓蚀剂与涂层，以保护膜的形式隔离开腐蚀环境与材料的接触，以防止电化学失重腐蚀，对氢脆和硫化物应力腐蚀开裂也有一定的减缓作用。荷兰Star公司生产的玻璃钢管材系列产品，玻璃钢油管由环氧树脂和玻璃纤维加工而成

7、，该产品于1991年8月投放市场，到1994年在加拿大含硫气井中已使用了3年，效果较好，它具有抗H2S、 CO2和含Cl-水质等优点，最高耐温93。其油管尺寸有5种：承压等级有78种；套管尺寸有3种：承压等级有2种。油套管丝扣联接按API标准加工。一般来说，加拿大含硫气井的生产管柱基本上采用封隔器加缓蚀剂的方法对气井的套管环形空间进行充分保护。首先在完井设计过程中，采用电脑对气井的有关参数和腐蚀介质进行分析，优选出最经济、最有效的碳钢与低合金钢材料，然后对生产井下工具的制造商提出技术要求。Cardium公司生产的LPM永久性封隔器可以解决酸化作业和气井开发过程中井下套管环形空间的密封问题。另外

8、，加拿大Baker公司也生产含硫气田用的永久式封隔器。井口采用API标准1500规格CTW型井口装置或NACE标准的双主阀井口装置。在含蜡井和产出矿化度高的地层水井中也广泛使用内涂层油管。涂层在油管的公扣上涂敷了2扣，在油管接箍的母扣上涂敷了5扣。1.1.2 集气管线与站场的腐蚀防护和监测装置加拿大对长距离输送配性气管线进行防腐保护通常是采用碳钢+腐蚀裕量+缓蚀剂的办法。缓蚀剂首先要根据气田的条件经过实验室的筛选，再把最佳缓蚀剂拿到气田作现场试验，合格后才能正式在生产上投入使用。据Travis公司介绍，集气管线上使用的缓蚀剂有Vapor,Phase,Inhibitor等3种；而用于监测缓蚀剂的

9、仪器品种则较多，他们采用美国和挪威（corr.Ocean工程公司）的产品。Brazeau天然气净化厂1985建成了一套706×104m3/d天然气处理能力的脱硫装置，1989年建成另一套1409×104m3/d天然气处理能力的脱硫装置。两套装置处理的天然气都来源于一个H2S含量为25%、CO2为0.25%1%的含硫气田。该厂的生产过程和供原料气的气井井口的输气压力为15.3Mpa,气产量为60×104m3/d左右。井内封隔器以上的油套管环形空间充满了含有缓蚀剂的柴油防腐剂，对气井进行保护。井口有一缓蚀剂注入泵，连续不断地喷注缓蚀剂进入碳素钢集气管线（管线没有内涂层

10、保护）。泵的动力源来自天然气。缓蚀剂的气味类似于吡啶类化合物的臭味，颜色呈棕红色。缓蚀剂使管线乃至净化厂的设施都得到防腐保护。净化厂管道进口处有缓蚀剂取样口。每隔一个星期分析一次管道内残余缓蚀剂含量。该井的套管底法兰螺丝上连接了套管阴极保护的导体。井口装置只安装了两个主阀，生产油管上连接了一个紧急自动切断阀。该井的主要设施都安置在几个房子里。在离井口十多米处有分离器、加热炉、牺牲阳极的阴极保护装置、天然气发电机、仪表控制间（与净化厂总控制室SCADA系统联网）气田水地下储罐和排空烟囱。井场无人值守，各生产参数和仪器、仪表动转情况全在净化厂总控制室电脑屏幕上显示，并由总控制室通过SCADA系统发

11、出指令对井场各参数进行调整。加拿大含硫气田广泛使用Caproco公司生产的腐蚀监测系统。该公司从1971年起为欧洲、中东、远东、非洲、南美洲等提供上述产品和服务。腐蚀率监测仪器有13种类型：失重试片、应力取样片、电阻传感器、极化电阻传感器、测氢传感器、电流传感器、细菌传感器、取样针、比例取样针、腐蚀/侵蚀传感器、PH值传感器、氧含量监测探头、参考电极等。这些一次仪表（可称为直接接触H2S、 CO2等酸气的探头）与Caproco公司自己生产的二次仪表（可把测量结果转换成腐蚀率数据的总控制箱）以及市面上买得到的电脑联网，可以很直观地在电脑屏幕上显示出一系列有关腐蚀率测定的各种数据。由总控制箱与电脑

12、组成的二次仪表价格为25000美元左右，此二次仪表可以测定16种与各种探头（包括测定电的数据的探头）测量有关的各类数值，并在电脑上显示和把数据打印出来。探头（试片、探针、传感器等）的安放与取出可以在管线不停产的情况下进行，即采用类似于测井防喷盒的形式进行作业，关闭装置为密封性好的球阀，操作极为简便灵活。探头取出到防喷盒后，即可关闭球阀，盒旁有一高压考克，以排除盒内的酸气，然后卸下接头取出探测试片或探针等。测定电的数据的二次仪表与防喷盒内仪表（探头）之间的连接线，在这个防喷盒上的密封压力为42112Mpa。据该公司介绍，这套腐蚀监测装置已为世界各国总计351家公司所购置和使用。这些各种各样的监测

13、探头，加上总控制箱和电脑等二次仪表共价值67万美元（包括到现场的培训费用）。加拿大对用于站场的中低压管道和压力容器等都进行了内涂层防腐，外壁则采用防锈漆保护。PAC公司和Clemco公司专门从事地面集气站设备、管道及配件的内涂层防腐工作。他们采用的是石英砂机械除锈办法，在空旷的厂区工地上，有两种型号的喷砂压力车，操作人员身穿工作服并戴防毒防尘面具，用高压喷枪对管段、管接头进行喷砂处理。接头和管段多用法兰连接。上述两家公司在非标件的喷涂工艺上，发明了很多获专利的喷涂工具，包括单向、多向及能旋转360°的喷嘴和喷枪等。喷砂的喷嘴有两种：一种是直筒式喷头（用于外壁除锈）；另一种是可以伸入管

14、内的专用喷头。涂料的喷枪较为多样。其中一种简易型的夹板式、可伸进管道内去、带喷头的喷涂装置，具有行之有效的灵活性，滑动自如，使喷嘴保持在中心位置，需用40.6MPa压力的压缩气体作为动力把涂料雾化。容器内壁的涂料喷涂也是由人工完成的。涂层厚度1618m，误差34m。该公司用一种简易的电接头声光报警装置来检查涂层有无局部漏点。此装置的一端用夹具电源夹在金属的裸露部分，另一端有一个类似于钢丝轮盘一样的接触面，装置使用直流电源，伸入管道或容器后慢慢移动，如有孔洞（未涂上涂层的漏点），装置就会发出声光报警。加拿大的长距离管道的外壁防腐技术是很先进的。Garneau 公司的Ultrafoam管道绝缘系统

15、广泛用于钢管的外部防护和绝缘。其管道外壁防腐三层：底层为环氧底漆，中间层为聚合粘合剂，外层为聚乙烯外涂层。该公司可生产适用于-4575温度范围的管道防护层（包括五层的超级泡沫防护套），可对直径1501500mm的管道进行外壁防腐，现场焊接1.2m直径的管线只需3min，探伤时间只需1min。其探伤工具与车装电脑数据分析系统联网，可以很快显示结果并打印出数据，焊后的保护按常规的补涂或聚乙烯保护套的办法实施，涂敷过程的所有步骤被持续按CSA.Z.299.3标准规定监测。最关键的生产参数，例如线速度、涂料条件、备件温度、备件长度和号码，在当时由计算机监测并形成永久记录。涂料管的样品在实验室内按CSA

16、.Z.245.21标准规定测试。典型的生产试验包括：电解剥离、聚乙烯的延伸率和抗拉强度、表面粘附力和冲击阻力等。该公司的管道外防腐自动连续生产作业线，主要包括进料系统、预热箱、喷砂室、吸尘器、胶状沥青涂敷器、聚乙烯涂料膜、管件冷却室、切割分离和出料支架等装置组成。为了解管道内外壁的腐蚀状况，以便及时采取必要的措施，加拿大Tuboscope公司使用管道智能腐蚀探测器能准确地测定不同直径管道的腐蚀部位及腐蚀状况（蚀坑等各项参数）等 。该探测器主要由导向轮、电接触刷、1012个刮板组成的探测头、电子跟踪装置、信息储存筒和电源筒等组成。其腐蚀探测的原理大致可概括为：信息储存筒内由许多电子元件组成N极和

17、S极，当探测器经过被腐蚀的管道时，由于有腐蚀坑的存在，由N、S极两极构成的磁 力线受到干扰，这时探测器内有信息储存筒就会自动记录下各种参数。从管道内取出探测器后，把信息储存筒的电子系统放入一个专门的电脑中，就会自动准确地显示出全部腐蚀检测参数并打印出数据。此外，管道内衬技术在北美已有十多年的使用历史。IGL公司的管道高密度聚乙烯塑料内衬的一次性长度可达1800m，内衬管道的直径范围为50700mm，温度适用范围-4060。这种内衬对已受到腐蚀的管局道来说，具有很好的适用性。另外，该公司还有各种已带有法兰的内衬里的管道，在法兰联接处有一套独特的并能把法兰、垫片、内衬塑料三者巧妙地连成一体的热挤压

18、联结装置。1.1.3 关于特高含硫气田的开发加拿大较大的酸性气田现有21个，硫的总储量7689t。1985年在卡尔加里市北面发现的潘瑟河气田，H2S含量达69%75%，CO2含量达8.8%14%,井底压力为26.4MPa，井底温度为79.4。1969年在阿尔伯达省发现的伯尔伯里气田，气层埋深33003800m, H2S含量为84%90%，CO2含量为4%5%，元素硫含量为7289g/m3，水含量为0.06m3/m3（气） 。产层压力3738MPa，井底温度116120。1986年发现的卡罗林气田，可采储量为560亿m3，天然气中含H2S为35.3%。这些特高含硫气田从钻井到开采，从井下到地面都

19、采取了一整套的防腐措施，概括如下：（1）在钻井过程中，钻井液的pH值控制在1011，一旦偏离，即进行调整。在打到危险层前要对钻具管体作电磁探伤，对接头作外观检查和磁粉探伤。（2）完井时，井口装置要满足下列几项要求：一是所有零部件必须能抗硫腐蚀；二是能适合下双层油管的需要，井可进行热油（内含缓蚀剂）循环，以解决硫磺和水化物堵塞以及防腐问题；三是在可能情况下，要安装井下（约30m）安全切断阀；地面出油管要安装紧急切断阀门，遇紧急情况时，可以在井下和地面同时关井。（3）对于井内管柱和器材的腐蚀防范措施是：采取材质选择，化学药物（缓蚀剂）抑制和腐蚀监（测）视。在循环油（溶剂）内加缓蚀剂就可以使井内大部

20、分管材采用碳钢和低合金钢得以满足抗硫要求。但是有的地方缓蚀剂不能循环或防腐蚀监视难于进行，以及在一些关键部位，则采用抗腐蚀合金（CRAS），这种材料可抗井内生产流体的腐蚀。（4）在循环油中加入预先试验过的缓蚀剂，如Coran、Magma828等，可以防止所有循环油接触部位管材的腐蚀，同时循环油能成功地溶解并增加携带能量，使裸露的钢材表面不结硫。对缓蚀剂浓度予以监测，以保持在一个合适的浓度水平上。（5）特高含硫气井都存在硫磺堵塞问题。在井内油管及地面设备内表面析出硫的原因是地层中含有元素硫。解决硫堵的方法是向井下注入硫溶剂。最有效的硫溶剂是二甲基二硫化物（DMDS）。另外，为防止地面集气管道中发

21、生水合物堵塞，在井场可设置气体加热器，使气体温度保持在水合物形成温度以上。（6）设置地面腐蚀监视系统。除上述介绍的腐蚀监测装置外，还把金属离子（Fe、Mn、Ti）和残余缓蚀剂分析作为辅助的腐蚀监视，以确定其腐蚀程度。井口和其它关键设备用超声波和射线照片检查以及人工视力检查，生产管柱用油管井径规检查。（7）安全问题十分重要。应设置安全监视和防护装置 （如H2S监视器和报警器、安全救护车、防毒面具等）；加强操作人员的安全培训和严格执行操作规程；在不同方向（按风向）设置两条火炬管道或紧急放空管道并有遥控点火器。（8）进行溶剂再生和脱硫与硫磺回收。对再生塔分离出的中和产物进行处理，再生溶剂（循环油）经

22、加热炉再次提温加热后被重新泵入井内，从而建立起井下循环生产工艺。地面气处理装置在加拿大是一项成熟的技术。采用Delta公司研制和生产的MCRC装置，硫磺回收率可达99%以上。1.1.4 高含硫加罗林气田开发工程位于加拿大西部最大的开采高含硫天然气及其副产品的壳牌加拿大公司，耗资9.5亿加元的加罗林开发工程，天然气处理厂第一套装置已于1992年底前投产，第二套装置于1993年一季度投运。加罗林工程位于卡尔加里西北120km。该公司于1986年钻成加罗林发现井，而后又成功地打完15口深度为35403780m探边井，长期计划要打2030口生产井。产气层是中泥盆纪比弗希尔湖组的斯旺希尔层。可采储量56

23、0亿m3，天然气含硫35.3%。天然气处理厂设计处理能力为840万m3/d，可生产戊烷以上产品2450t/d、硫磺4100t/d，液化气（液化石油气烃即乙烷、丙烷和丁烷）3920t/d和商品天然气252万m3/d。液态硫磺在净化厂脱气后，经一条200mm、长40km液态硫埋地管线输到新建的硫磺成形厂。此输气管道是目前世界上最长的。净化厂的硫回收和尾气处理装置将达到99.8%的收率，符合新的省级指标。采出水和处理厂的污水以及化学药剂将循环利用，达到地表水零排放的要求。1.1.5 总结（1）加拿大确实有勘探开发高含硫化氢气田和利用酸气生产硫磺的经验，技术水平较高。但这些技术分别掌握在一批油气公司和

24、服务公司手里，并不完全集中在哪一家公司。（2）加拿大具有许多较先进的开发含硫气田的技术，如地面设施腐蚀监测技术、压力容器氢诱发裂纹及防护措施（包括内涂层涂料、内壁喷焊合金、复合钢板等）、井下套管阴极保护技术等。（3）加拿大含硫气田开发中不仅重视井下油套管加注缓蚀剂的问题，而且从井口起还非常重视对地面设施（包括管线、站场设备、净化厂设备等）用缓蚀剂进行保护。（4）加拿大目前已很少采用沥青作为外涂层防腐绝缘材料，而多采用高分子聚合物粘胶带作为外涂层。原料的配制、成带、包扎管线均由微机控制，地面建设工程施工机具方面基本上是机械化，尤其是外包扎防腐绝缘胶带的捆扎工具更为灵活方便。（5）加拿大解决高含硫

25、气田开采技术，不是依靠单项技术，而是多项技术组合集成，配套应用，发挥防腐协同作用，取得很好效果。注：本文为四川石油局赴加考查察天然气防腐技术的考察调研报告，内容系统完整，登在天然气工业1995年第1期，本文作编辑性修改。1.2 阿布扎比开采深层含硫气藏的现场经验本文回顾了阿布扎比国家石油公司（ADNOC）深层含硫气藏的完井和开采经验。此外，还扼要介绍了这些井在生产中遇到的一些作业问题，减少失败可能性的一些做法，以及设计和开采类似油藏应当考虑的一些建议。1.2.1 概述Thamalna“C”气藏的气体集输系统包括与4条干线相连的19口井。这些干线输送采出的天然气和伴生的凝析油到中央处理装置。天然

26、气含硫，具有腐蚀性，高含H2S和CO2，伴有水和氯化物。有两口井1982年7月投产，其余的17口Thamalna“C”气井于1984年4月投产。这些井大体上呈U字行排列，气井4条干线相连，通过4条集输管线连接到生产设施上（参图4-12的Thamalna“C”天然气集输系统）。图4-12 Thanmalna “C”天然气集输系统在石油工业中，腐蚀是一个重要而又花钱的问题，在生产设备的设计中需要加以特别考虑，在含水情况下，含H2S和CO2会使腐蚀更为严重，防腐更加困难。由于采用高强度的管材和连续的化学缓蚀系统，已经成功地进行了井下完进中设备的设计和防护。在地面设备和集输系统中遇到了一些问题，诸如井

27、口失灵、气井上抬、管线变形、压力控制阀磨蚀和腐蚀等问题。1.2.2 气藏描述Thamalna“C”层陆上气田天然气产自下白垩纪地层石灰岩，单井平均产气量为30×106ft3（标准）/d。现有井的H2S和CO2的含量范围分别为0.7%8.0%（摩尔体积）和4.0%8.0%（摩尔体积）。图4-13和图4-14分别为H2S和CO2含量的分布。图4-13 Thamalna“C”H2S分布图4-14 Thamalna“C”CO2分布“C”层顶部构造 是一个简单的穹隆，东翼较陡，有两个鼻子向南和东南方向延伸。该层总厚度向翼部减薄，但朝东北方向减薄较快。Thamalna“C”层在顶部地区呈现一个最

28、佳孔隙度的趋势，并向翼部的所有方向变差，而朝东北方向变差更快，地层孔隙度在10%25%范围内变化。表4-10汇总了分离出的天然气的组成变化范围。1.2.3 完井一般来说，Thamalna“C”气井从地面到海平面以下约8500ft深度，下入95/8in套管，然后是一7in尾管下入到海平面以下约9000ft的总深度。图4-15所示为典型的完井设计。在标准等级L-80油管柱上，装有一个坐放短节，以便适应7in球型地面控制地下安全阀（SC-SSSV）。此阀安装在地面以下300ft处。在地面控制地下安全阀的上下方各下入一个10ft长的合金制的流动联接器，以提供防紊流保护。有一个连续的井下开启的化学剂注入

29、环形空间输送系统，它利用套管和油管之间的环形空间作为注入的通道。在油管和套管之间的环形空间中充满含有10%缓蚀剂的柴油。注入的化学剂从套管环形空间直接进入偏心工作筒（S.P.M）然后流过可用钢丝绳收回和锁紧在工作筒中的化学剂注入阀。化学剂注入量和注入压力在地面用化学剂泵及有关的控制设备调节。图4-15 典型的完井设计恒速注入的缓蚀剂量是每口产气井总产气量的函数，平均每106ft3（标准）的天然气需要1品脱的缓蚀剂。偏心筒要下得尽可能的深。偏心筒以下的各个部件，由于它们得不到任何缓蚀剂，所以要用耐腐蚀材料（CRA）制造。油管柱上还装有另外一个偏心工作筒，供安装调压阀和压井阀（D/K）。调压阀和压

30、井阀可用钢丝绳起出。它们用于提供套管与油管之间的循环通过。7in的永久型封隔器一般用电缆使其座在射段以上约150ft处。表4-10 Thamalna“C”层分离出的天然气的组成组 成组成变化范围（摩尔%）组 成组成变化范围（摩尔%）H2S0.737.94nC40.770.37CO24.107.60iC50.280.17N20.150.12nC50.330.21C188.0780.77C60.350.26C22.821.48C7+0.440.13C31.560.35密度（空气=1）为0.6780.718IC40.400.20Thamalna“C”层有3口井具有不同的井下完井方式，装有不锈钢双油完

31、井，但不具有连续的井下化学缓蚀系统。这些井需分批进行化学处理，每3个月一次，将油管充满化学剂混合物，然后开井，以低速率生产，使化学剂在油管表面、井口装置和出油管线上形成保护膜。额定最大工作压力为5000lb/in2（表压）的井口使用了AISI（美国钢铁学会）410型不锈钢（铁素体-马氏体，12%铬钢）。其中一侧翼阀和套管阀门气动操作，第二主闸则是液压操作。使用一套Y型的整体采油树，以避免流向的突然改变，从而减少磨蚀。一条400ft长的压井管线与每一井口的套管阀相连，在紧急的情况下可用来压井，必要时，该阀可由控制室遥控打开。自从Thamalna“C”的一些气井投产以来，井下没有出现过任何问题。1

32、.2.4 井下腐蚀监测在天然气带水生产的过程中会发生大范围的腐蚀以及与之有关的材料问题。在井下温度与压力的条件下，与水结合在一起，这类腐蚀能使大多数金属处于十分恶劣的环境中。这些条件对必须选择适宜材料或防腐系统是一个严峻的挑战。由于使用了连续的化学缓蚀方法，在阿尔扎比国家石油公司的含硫气井中成功地控制了油管柱和井底设备的腐蚀。一种称为油管几何形状探测器（TGS）的精密设计的油管监测工具，下入了一口选定的已生产了5年的井中。它使用了16个指状测径规测量油管内径可能发生的任何变化，并把16个独立的读数传到地面，给出连续的测量值。资料经过处理后，给出一个油管工作条件的详细记录。记录表明，油管通常工况

33、良好。必要时，近期内还将再次进行测量。1.2.5 井口失效在19口Thamalna“C”层气井上都安装了额定最大工作压力为5000lb/in2（表压）的AIS410型不锈钢井口组件。第二个主闸是液压型的，有一个翼阀以及套管阀则是气动操纵的。这些采油树是由两个不同的厂家供应的。410型不锈钢是马氏体型材料，广泛用于含硫油气井。这是由于它的铬含量（12%）和碳的状态所决定的。此种钢非常符合API 3型的性能要求，具有可淬硬特性，同时，它在总的失重腐蚀方面与低合金钢材料相比，有明显增大。Thamalna“C”气井投产以来，在两家供应的井口装置曾多次失效。18号井的采油树在完井期间修理过二次。在8号井

34、上进行过修理，更换了损坏的主次密封件，并换下了错误设计的油管悬挂器锁紧螺钉，5号井受腐蚀的采油树在压井后作了更换。6号井的下部总闸门部分渗漏，上部液压总闸门在处于开启位置时卡住 了。该井在压井后，换下了不合格的采油树。另一家供应商提供的井口装置没有遇到过重大的问题。5号井受腐蚀的采油树的部件送至一家专业实验室作了分析，并得出了以下特点：（1）材料是按规范要求的AISI410型不锈钢。（2）材料因失重腐蚀而受到严重损害。电子扫描显微镜在蚀痕的显微结构中发现了外来物：氯化物、硫和钙。蚀痕中检验出的氯化物，可能是由于在气井酸化作业后井内生产介质中含有不同浓度的氯化物和或残余盐酸（HCl）造成的。这些

35、物质聚集在滞留处，造成腐蚀：蚀痕中硫含量相对较高，可能是由于 产出的H2S所致。钙可能是源于钻井液的化学作用，在生产的初期阶段就有腐蚀问题。也可能是由于采油树的质量控制差和材料规格达不到要求。已经断定，AISI410型不锈钢材料在高氯化物、高二氧化碳和高温的典型条件下，或在有H2S的情况下，能由于失重于不合格和或局部腐蚀（蚀痕或裂隙）而使应用条件受到限制。为了进行试验，在18号井上安装了一套铬镍合金（Inconel625）的焊接金属包层采油树。此外，对一套不合格的AISI410型不锈钢采油树作了部分包层，作为一套备用设备保存。1.2.6 井口上抬在1987年2月观测到一些Thamalna“C”

36、天然气生产井井口装置上抬。发现有3口井在生产期间向上，并在关井期间向下移动。上抬的变化范围从20mm到60mm（最大）。在开井生产24d内，达到最大的抬升值，而且不论是对开井或关井都不是立即作出反应。对所有的Thamalna“C”层气井采油树的移动幅度每天都作严格的监测和记录（参阅图4-16）。气井开井生产或关井定期转换。发现3口井位于深层未固结地表砂的区域内，185/8in 套管外的水泥与地表层之间未胶结在一起，井口装置向上移动的原因是缺失把185/8in套管与地面固定在一起的水泥胶结环，和（或）在135/8in套管以及95/8in 套管之间的环形空间中缺失水泥的条件下，开关井之间温度的周期

37、变化引起了套管的膨胀。图4-16 井口装置的垂向位移在气井和产时有一种向上的力作用的井口装置上，由于合力的作用使井口装置上移。在关井时，井口装置又回到它原先的位置。调查表明，井口装置上抬并不是由于套管失效或完井失效，而是套管膨胀造成的力低于套管的屈服强度。此外，地面管线的应力分析表明，井口装置最大垂向上升幅度250mm，能够被出油管线吸收，不会造成超载，因此井口装置的向上移动不会造成危险。在3口有问题的井中，在185/8in和26in环形空间和在135/8 in 套管环形空间注了抗压强度高的水泥。上部注水泥作业取得的结果是令人满意的。1.2.7 地面管线的防腐和材料选择游离水在有H2S和CO2

38、存在的情况下会形成腐蚀性化合物，造成蚀痕、硫化氢应力脆裂或氢诱导多级裂纹。受腐蚀的严重程度并不一定与游离水量成正比，更多的是与下列因素的作用有关：（1）气流中凝析水的化学组分和腐蚀性；（2）气流在内表面可能冲蚀的地点数，诸如在接合处的极度紊流点、短半径弯曲点、直径改变点、控制阀或其他的流动撞击点；（3）气流中携带的固体颗粒数；（4）与含硫湿气接触的金属的组成；（5）不能用化学剂或其他类型的缓蚀涂层防护的地点数。所有这些因素均取决于是否含水这一单一因素，而并不取决于水量，这需要有特殊的设计考虑，以便把可能有的腐蚀减到最低程度并加以控制。管道干线直径分别为8in和12in 时，壁厚分别为0.203

39、in和0.312in，用API5L×60电阻抗焊接。所有的出气管线和干线按防止氢诱导裂纹（HIC）的规范要求制造。集输管线管材中的硫含量为0.002%，低于考虑到抗氢诱导裂纹强度推荐的最大含量（0.003%）。所有管线都埋地，用熔结环氧树脂涂层（FBE）作外部防腐保护，并以连续的外加电流阴极保护作为补充。坚持连续地向井下注入缓蚀剂（经环形空间输送）进行内防腐。每隔45天进行一次清管作业以驱替液体并从管线中清除固体颗粒堆积。管线沿路裸露部分用超声波法定期检查管壁厚度变化。且应有计划地放置腐蚀挂片和探针，对腐蚀进行监测。1986年，约在作业两年半后，进行了第一次智能清管调查（用管内自动监

40、测记录仪），以确定系统的完整性。调查结果表明，在干线中存在两项异常。经检验这些异常，发现管内局部腐蚀，蚀痕最大为0.09in，更换了这段管线。考虑到采出气所具有的腐蚀性和干线金属管壁的厚度，决定1989年调查这些管线，以确定腐蚀的范围并评价防腐系统。1988年早期，在Thamama“C”出气管线、干线和生产设施的某些部位进行了超声检测。此项工作的目的是测量管壁厚度寻找腐蚀迹象，并对诱导裂纹（HIC）进行检验。所检测的管线覆盖范围相对于总范围所占的比例很小。然而，通过选择有明显潜在问题的地方，诸如出气管线的弯曲处（侵蚀处）、清管器限制管线运转处（停滞水可能导致产生蚀痕） 及干线上可进入处等，就把

41、绝大部分可能发生腐蚀的地方包括在内了。检测表明，干线材料的质量是好的，没有发现腐蚀痕或氢诱导裂纹。检测工作将在1989年一季度再次进行。1.2.8 二号干线的多重裂纹最近，在定期检查中，在二号干线12in段的表面靠近清管接受器的一个弯曲处，检测出一处多重裂纹。裂纹发生在管子外表面，大部分裂纹相互交错，肉眼可见。而且微裂纹数量很大，有两条相对较大的裂纹。裂纹深度为6mm，分布范围为50mm×60mm。管壁厚度为22mm。没有发现氢诱导裂纹。初步印象是这些裂纹属于原有的制造缺陷。对这一弯曲处所作的超声波检测发现，其中含杂质较多并有微孔，紧靠弯曲处两边的管线处于良好状态，没有杂质。1.2.

42、9 压力控制阀失效19口天然气生产井都在井场装有压力控制阀，压力控制阀的作用是降低井口的流动压力以便适应干线的额定低压。这些控制阀设计为分别在700lb/in2和200 lb/in2（表压）的压差条件下操作和控制4×10610×106ft3（标准）/d的产量。因而这些阀是在高压差条件下工作的，有时所施加的压力超过2000 lb/in2。在这些阀上发现了不同程度的损坏。特别是在阀座上游通道区内阀体壁受冲蚀，损坏主要归因于阀的不良设计和高的冲蚀性流速。也观察到了不像因腐蚀蚀痕那样严重的其他类型的损坏。压力控制阀体受冲蚀的结果是减少了这些阀体的使用寿命。这造成了非常严重的安全问题

43、。要进行定期检查和修复这些有缺陷的控制阀，更换阀塞和阀痤。为了克服所遇到的冲蚀问题，定购了新的控制阀。新的压力控制阀的设计很接近于实际的工作条件，座塞和挡环都采用了较硬的材料，为了改进工作状况，把压力控制阀上游的井口装置的油嘴调节到能通过预计的最大持续产量，压力控制阀将履行其控制功能。1.2.10 结论从Thamama“C”天然气生产井过去5年多来所取得的投产和操作经验中能得出以下结论：（1）腐蚀和材料选择是天然气生产设备每项工程设计中的一个非常重要的组成部分。对于深气井所遇到的恶劣环境条件来讲，这些问题就变得更为重要。完井和天然气集输系统的合格设计要求精确地确定操作参数。（2）由于采用连续的

44、井下化学缓蚀处理，成功地进行了井下完井设备的保护。（3）AISI 410型不锈钢材料，在氯化物和CO2含量高及高温条件下，特别是在有硫化氢存在的条件下，能承受过量的失重和（或）局部腐蚀。（4）大力推荐用超声检测仪器进行定期的腐蚀监测，用带检测仪的清管器检查管线的完好情况。1.3 美国BEC气田深井高温含硫气井防腐综合技术1.3.1 基本情况1气田位置BEC（大Escambia河湾）气田位于阿拉巴马州Escambia县内，在佛罗里达州Pensacola县以北40km处，在佛罗里达州/阿拉巴马州边界西北，占地约5000acre（20.23km2）。第一口发现井是Mallard国际勘探证券公司，于1

45、971年12月打的2-1号井。生产层段在深约15500ft处的上侏罗统地层中。图3-16说明其典型的井筒完井与地质层段。图3-16 井筒完井和地质层段2生产参数BEC气田26口生产井，全部开井日平均总产气量为115×106ft3（标准），此总量由8000bbl凝析油、3000bbl水和900t硫组成，平均生产状况为H2S为21%、CO2为40%、CH4为23%和其他烃类15%，井底压力3500lb/in2、温度280，产水率在2350bbl/d之间，水中的氯化物浓度自1000190000ppm。1.3.2 井底分批处理1分批处理和灌注针对气田启用投产，初期的井底防腐处理包括用55ga

46、l（lbb1油）油溶/水溶性成膜有机缓蚀剂，以50bbl凝析油混合，每月两次间歇分批处理。处理主要是用泵把防腐混合液整体向下注入油管。这个约50bbl的处理量置换了约1/2的平均油管容积。处理后关井2h。该缓蚀剂是通常在生产井和管线的分批处理中所采用的类型。初期的井底缓蚀剂处理主要是分批和灌注，是一种在别的生产范围内行之有效的技术。但是，井底内径规测量值显示出不合格的高腐蚀率（5080mil/a），在油管柱的底部则更为严重。1976年，把缓蚀剂处理量增至110gal（2bbl油），关井时间延长到4h。不管这些变更和努力，油管的使用寿命还是大约4年甚至更短些，特别是高含水生产井情况更差。2挤入地

47、层在以后的2年中，对替用的缓蚀剂都进行了分批处理和挤注应用的实验室和现场试验。旋61号井已于1979年用一种防垢缓蚀综合药剂进行挤入处理，结果使储层渗透率降低，停止了这种处理的进一步使用。3油管置换处理由于改用不成功的挤压处理和井下腐蚀率继续不合格，就把防腐处理改为110gal缓蚀剂和足量体积的凝析油，对整个油管进行置换处理以把缓蚀剂段塞驱替至射孔孔眼。油管内径规指示，此法对减轻井下腐蚀很有成效。此防腐蚀计划继续了约2年，直至由于在处理后难以使井恢复生产，引起了一些复杂情况才停止的。4硝化油管置换处理1974年时原来的井底压力为78001b/in2，但1981年降到了5100lb/in2。为了

48、既减轻液柱压力又能达到置换整个油管的目的，开始了一项缓蚀凝析液的硝化计划。此硝化处理计划原样不变地一直执行到1989年。处理后遇到了问题，因井要么完全堵死或者需几天才能恢复正常生产。至1989年井底压力平稳地降到了35001b/in2，至此必须重新进行氮气置换计算，以便反映当前的井底状态。为确保硝化液柱的作用压力加上10001b/in2的平均安全差压，不会超过现有的井底压力，对油管体积、凝析液体积和氮气需求量进行了计算。这意味着把硝化后的凝析液压力降至井回流所要求的差压内。此回流发生在当缓蚀凝析液刚好充满油管，还没有被压回进地层时。观察了相对于接触浓度和作用范围的缓蚀剂体积。以前使用的110g

49、al的缓蚀剂体积产生的接触浓度约为50000ppm。缓蚀剂性能实验室试验和现在的应用指标指出，55gal用量就会产生大于25000ppm的浓度，可对井下油管提供足够腐蚀保护作用。从110gal改到55gal这一似乎是适宜的处理指标，仍然是个近似值。当采用井下分批处理时，处理频率是个重要参数。通常采取的方法是考虑气田的故障历史和侵蚀速度。BEC气田控制井下故障的措施，是对低含水气井实行全油管置换或硝化油管置换。故障历史指出，目前2次/月的处理频率是必须的。这说明要始终如一地满足处理目标，在操作上是有困难的。另外，临界侵蚀速度的计算支持每月处理两次的理论，因为大多数井都接近或超过了计算的临界侵蚀速

50、度极限。然而，这些限度是用API RPl4E研究报告算出的，它的估算较为保守。API的一个技术委员会正在进行工作考察，RPl4E研究报告的计算可为将来的处理频率优化提供基本依据。重新制定的计划消除了处理后使井恢复生产的问题，图3-17说明以前处理计划期间的典型生产效果。图3-18表示在处理计划期间，井下处理后的生产下降程度不如以前那样严重。图3-17 处理计划修订 图3-18 处理计划修订前的6-1号井回转器井 后的6-1号井回转器井5对以往井下故障的分析在靠近Flomation油田的一口气井进行了放射性示踪试验。Fang和Speed两人研究出了一个分批处理一作用下降的经验模型，以预测前缘下降

51、速率、断塞排出速率和所需关井时间。因该模型主要是按无硫干气井上的数据推导出的，示踪试验的目的是要为生产相当数量的凝析油和水的含硫气井验证该模型的有效性。试验结果表明Flomation井上能采用分批处理一作用下降技术，因该井比BEC井有明显较低的井底压力和较低的天然气密度。该模型对BEC井的预测结果是，在目前3500psi井底压力下需68h的关井时间。当过去使用分批处理作用下降技术时，其井底压力接近5800psi。这明显说明在4h关井时间内缓蚀剂的段塞尚未抵达井底，以致造成井底故障。选出了BEC气田的几口井试用以8h关井时间分批处理作用下降技术作为试验实例。当井恢复生产时，地面立即重现液体断塞。

52、因BEC气田的生产参数表现出Fang和Speed模型边缘状态的进一步扩大，决定不再继续进行这种处理方法，除非进行另外的示踪试验以确定缓蚀剂已经抵达井底。1.3.3 井底连续注入系统1缓蚀剂和相态特性研究当井下故障正在发生，且处理方法正进行变更时，会表现出井下连续缓蚀方法要比分批处理方法更为有效，特别对高氯化物、高含水气井更为突出，井下连续缓蚀方法允许实施有3个原因：（1）高温和高压表示井下相态特性会造成高于烃类和水的露点状态，即气态；（2）安装替用的注入管柱，特别是按高压下需注入流体的体积来看，会提高基建费用；（3）井下高温会影响缓蚀剂的稳定性。1981年开始了一项研究，以确定井下连续缓蚀时，

53、相态特性和缓蚀剂需要量之间的关系。研究的目的要确定井底状态下的实际相态特性即295和5100psi状态下的烃类露点。另外，需求出要把烃类露点提高到现在的井下状态，要加进脱水量（bbl/106ft3/（标准）气）图3-19说明在研究时考虑的缓蚀剂混合物量0、3、6时的相态特性，研究测定，要达到烃类露点需要除去5bbl水/106ft3（标准）的气，但是为了可靠，以后处理设计采用10bbl/106ft3（标准）。提高露点的理论是，如果生产气流中的烃类只按气态方式存在，溶剂（即缓蚀剂组件的载体部分）会闪蒸出来，活动的生膜组分就不能涂覆在整个生产油管的底部。还有一种危险是，在缓蚀剂尚未抵达井下化学注入阀

54、之前，因溶剂的挥发作用会在套管/油管环空内引起它析出。图3-19 BEC气田井下的相态特性2缓蚀剂溶剂的选用在首次相态特性研究期间，考察了用注入烃类溶剂代替水的试验效果。优点：（1）因水和烃类的露点差异，比之用新鲜水需求的凝析液较少即可以达到需求的相态特性。（2）缓蚀剂/凝析液混合物在套管/油管环空内会更稳定。不需要分散剂就能使缓蚀剂组件保持溶液状态达30多天，最长的环空停留极限时间。（3）如采用凝析液，不会把水渗进井或出油管内，从而降低夹带的水量。（4）当采用凝析液时，油管或出油管的内壁会倾向于被烃类，而不是被水润湿，从腐蚀的观点来看，这是一种所希望的条件。（5）如不添加氧清除剂来加以控制，

55、水源水会把氧渗入系统中。采用烃类溶剂即使不能完全消除氧气问题，也可以减轻它。添加氧清除剂也能降低缓蚀混合液的pH值。（6）部分由于水分散性缓蚀剂的表面活性剂组份造成的采出流体中的乳状液问题，因可分布扩散于凝析液中的缓蚀剂一般不需要表面活性剂而得以减轻。缺点：（1）使用凝析油的主要缺点是安全问题，也就是其易燃性问题。因泄露和点火源在储运和处理过程中会引发事故。（2）使用凝析油会因补偿“在循环”，需对会计制度进行大的修订。为确保准确支付矿区使用费，需要经常进行油井测试。由于不连续的注入和环空要经常倒空，这样做在操作上是困难的。从操作立场看，使用凝析油的缺点超过其优点，所以在以后的井下连续注入系统采

56、用水作为缓蚀剂的稀释剂。3井下连续注入系统的装备井下连续注入系统的装备，如图3-20。图320 井下连续注入系统装备示意图主要特点如下：（1）就地钻一口新鲜水井，配一台电泵，其输送能力至少为72bbl/d；（2）一座水源水储罐，配备一台浸没式加热器液位控制器、真空断路器、高压爆裂板和观察玻璃管；（3）一座除氧剂储罐及其注入系统，对水源水罐连续添加；（4）一座缓蚀剂储罐，其装备与水源水罐相似，但有充填与输出管线；（5）此外还有过滤器、化学药剂和水的流量计、高压紧急关闭阀和注入泵。4缓蚀剂设计开始选用一种约75烃相、25的水相的有分离特性的缓蚀剂。凝析液产品中的设计注入浓度为250ppm，总采出和

57、注入水中则为1000ppm。从采出和注入水中分析出的缓蚀剂残留量，指出低于优化缓蚀剂和防腐所要求的浓度。采用了一种以5烃相和95水相组成的缓蚀剂。因该井连续注入防腐蚀计划设计是用于高含水气井上，相信用一种强水溶性缓蚀剂油管亲水且能达到较佳的缓蚀效果。还有因出油管是在层流状态，所以希望有水的强分散性为下部1/4的管线提供防腐。在处理1989年重新设计井下硝化分批处理的同时，按3500psi井底压力重新计算了相态特性。结果是要达到烃的露点，大约只需要一半的水体积。修改了水和缓蚀剂的注入率以反映缓蚀剂的分配特性。缓蚀剂在凝析液中的目标浓度是50ppm，在总的和采出水中的则为200ppm。需要把在水中的浓度从1000ppm提高到2000ppm。原来想象要进入凝析液的绝大部分缓蚀剂，却实际溶入水中了。对此侵蚀性环境采取了一个保守的起点，把目标浓度设计为2000ppm。还制定了一些计划以适应三相优化缓蚀计划，根据缓蚀剂残留量和其他腐蚀监测结果，计划中水的目标浓度降至1500ppm，然后再降至1000ppm。5井下连续注入系统监测计划计划中对所有井的注入水、采出水和采出凝析液中的缓蚀剂残留量每月分析两次。绘制了分析出的实际浓度