渭北区块煤层气井抽油杆腐蚀影响因素_庞斌.pdf

第 47 卷 第 4 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.4 2019 年 8 月 COAL GEOLOGY 2. College of Mechanical and Electronic Engineering in China University of PetroleumHuadong, Qingdao 266580, China Abstract In order to make clear the corrosion rule of sucker rod for coalbed methane wells in the eastern block of Ordos basin, the paper summarizes the corrosion types and corrosion intensities of the sucker rod, based on the test of produced gas, produced water, corrosion products and weight loss of sucker rod. The paper analyzes the effect of different drainage stages, coal seam and mineralization degree of water on the corrosion. The results of the research indicate that corrosion is mainly caused by CO2 and H2S originated from No.5 coal seam and No.11 coal seam. The corrosion intensity is low in the early stage of dewatering, and it is caused by amount of dissolved CO2 gas. In the stage of co-production of water and gas, and in the stage of single phase gas produc- tion, the corrosion results from the synergistic reaction of CO2 and H2S and the intensity is enhanced, while the mineralization degree of water has an positive effect. Because of the complex corrosion influence factors and the constant change of strength, it is a simple and effective anticorrosive to coat or use anticorrosive coating on the surface of sucker rod. Keywords coalbed methane; sucker rod; corrosion; drainage stage; coal seam; the eastern block of Ordos basin 不同于常规油井产出原油含水，煤层气井采出 液为纯水，水作为各种离子的导电介质，其腐蚀性 远强于油，而国内有关煤层气井腐蚀的研究很少， 且大多以油管为研究对象，对腐蚀机理进行了浅 析[1]；对于抽油杆则主要分析腐蚀对抽油杆疲劳寿 命的影响[2-3]。 本文以渭北区块 H 矿区煤层气井抽油 杆为研究对象，分析了该矿区煤层气井不同开发层 系和不同排采阶段的抽油杆腐蚀类型和强度的变 ChaoXing 第 4 期 庞斌等 渭北区块煤层气井抽油杆腐蚀影响因素 83 化，为该区煤层气井井下管柱防腐措施提供指导。 1 研究区地质及开采概况 渭北区块 H 矿区目前生产井 500 余口， 主力开采 煤层为山西组 3 号煤、5 号煤和太原组 11 号煤，煤层 埋深在 3201 380 m，开发层系组合有单采 5 号煤、 单采 11 号煤、 3 号和 5 号煤合采、 3 号和 11 号煤合采、 5 号和 11 号合采以及 3 号、5 号、11 号煤合采 6 种。 生产时间超过 3a 的井数占比 90.6，生产时间超过 5 a 井数占比 82.9，普遍处于气水同出的产气阶段， 产水量普遍低于 2 m3/d。抽油杆以 5/8″in 和 3/4″in 的 D 级杆柱为主，材质为 20CrMoA 合金钢。 该矿区自 2012 年开始抽油杆腐蚀的现象明显 增多，至今发现腐蚀井数已达 372 口，占比 70以 上，形势严峻。该矿区以丛式井组模式开发，同一 井组有 46 口井，具有相同的开发层系，同一时间 投产，因此，选择具有代表性的井做分析。 2 取样化验分析 2.1 气样的气体组分分析 对该矿区 119 口腐蚀井的产出气现场取样，实验 室对气样进行煤层气组分含量分析，结果表明，煤层 气主要成分为甲烷、 乙烷、 二氧化碳和氮气。 其中 CH4 体积分数 90.0799.58，C2H6体积分数 0.01 0.44，CO2体积分数 0.034.10，N2体积分数 0.029.23表 1。含 H2S 井 92 口，占比 77.32， H2S 含量为 0.0221.70 mg/m3，普遍在 3 mg/m3以下。 表 1 部分井气体组分分析结果 Table 1 Gas component analysis results 气体组分体积分数/ 井号 CH4 C2H6 N2 CO2 H2S 含量/ mgm-3 H12 90.07 0.11 9.23 0.57 0.17 Y03 95.69 0.10 0.10 4.10 H05 96.61 0.05 3.21 0.13 0.49 H93 97.40 0.09 0.47 2.04 21.70 H10 98.03 0.44 0.82 0.70 0.24 H45 99.58 0.01 0.23 0.18 2.2 采出水样分析 对该矿区 213 口腐蚀井水质化验结果得到，阳 离子以 Mg2、 Ca2离子为主， 阴离子以 Cl–、 HCO3–、 和 CO32–离子为主，部分井含有少量 SO42–离子；pH 值为 4.699.86，平均 8.38，且 97.8的井采出液均 为碱性；矿化度为 1 147.6377 387.22 mg/L，平均 为 5 220.24 mg/L。总体具有 pH 值高、碱度大、矿 化度高的特点表 2。 表 2 部分井采出水样分析结果 Table 2 Water sample component analysis results 井号 水的颜色 pH 值Cl–质量浓度/mgL–1 HCO3–质量浓度/mgL–1CO32–质量浓度mgL–1 水矿化度/mgL–1 W06 无色透明 8.21 97.64 672.44 70.82 1 215.3 H09 淡黄色浊液 6.89 16 242.12 480.23 0 77 387.22 H05 灰黑色浊液 9.05 824.42 428.97 77.43 2 467.22 Y04 深灰色浊液 8.52 3 239.14 159.87 53.42 10 026 2.3 腐蚀产物组分分析 对该矿区 144 口腐蚀井的抽油杆表面腐蚀物现 场取样，取样位置为连接柱塞的 2 根抽油杆，实验 室对腐蚀物进行全岩矿物 X 射线衍射分析发现，其 矿物组分为铁的硫化物FeS、FeS2、铁的碳酸盐 FeCO3、铁的氧化物FeOOH，其他成分为白云 石CaMg CO32、石灰石CaCO3及石英SiO2的矿 物表 3。 表 3 腐蚀产物组分分析结果 Table 3 Corrosion product component analysis results 矿物组分质量分数/ 井号 FeCO3 FeS FeS2 FeOOH CaMg CO32 CaCO3 SiO2 H02 64.27 21.94 13.78 H19 23.22 45.38 31.4 H03 79.84 20.16 H16 78.22 21.78 H12 31.86 7.45 60.7 H103 8.27 89.27 2.46 ChaoXing 84 煤田地质与勘探 第 47 卷 其中铁的氧化物即 FeOOH是由 FeCO3结晶在 空气中失水干燥形成[4-5]，反应方程式如下 4FeCO3nH2OO2 4FeOOH4CO24n–2H2O 结合气样组分分析结果判断，该区块抽油杆腐 蚀是由酸性气体 CO2和 H2S 引起的，其腐蚀产物分 别为 FeCO3、FeS 和 FeS2。 3 腐蚀类型与强度 对抽油杆表面腐蚀产物化验得到 3 种成分 FeCO3、FeS、FeS2，依据化验结果中各腐蚀产物的 成分及占比，将该区块划分为 4 种腐蚀类型，并统 计了目前的井数占比表 4。 表 4 腐蚀类型划分 Table 4 Corrosion types 腐蚀类型 腐蚀产物 井数占比/ CO2 FeCO3 48.6 H2S FeS、FeS2 9.4 CO2/H2S 以 FeCO3为主，其次 FeS、FeS2 25.3 H2S/CO2 以 FeS、FeS2为主，其次 FeCO3 16.7 以金属在腐蚀环境中的腐蚀速率来表示腐蚀环 境的腐蚀强度。对于抽油杆腐蚀以点蚀和蚀坑对管 杆危害最大，因此，以金属腐蚀速率的深度指标来 表示腐蚀强度，其计算公式如下 L 8.76/ m νρ S t    1 式中 νL为腐蚀强度指标，mm/a；Δm 为腐蚀前后质 量的变化，g；S 为金属的表面积，m2；t 为腐蚀时 间，h；ρ 为被腐蚀金属的密度，g/cm3。 参照石油天然气行业标准 SY/T 0087.22012 钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准 将腐蚀 强度分为轻、中、重和严重 4 个指标，如表 5 所示。 表 5 金属腐蚀性评价指标 Table 5 Metal corrosion uation index 腐蚀强度 最大点腐蚀强度/mma-1 轻 0.6102.438 严重 2.438 为对比不同腐蚀井的腐蚀速率，将修井作业过 程中取出的腐蚀抽油杆样品在室内测定抽油杆质 量，计算腐蚀速率，由此间接得到渭北区块抽油杆 的腐蚀强度。通过该方法共测得该区 109 口腐蚀井 腐蚀强度数据，其中 28.4为轻度腐蚀，34.9为中 度腐蚀，34.9重度腐蚀，1.8为严重腐蚀，总体 以中、重度腐蚀为主表 6。 表 6 部分井腐蚀类型和强度汇总表 Table 6 Corrosion type and intensity 井号 生产层位腐蚀强度/mma-1 腐蚀类型 W04 3511煤0.623 CO2 H105 311煤 0.947 CO2 H03 3511煤0.401 H2S H13 511煤 1.501 CO2/H2S H08 11煤 1.352 H2S/CO2 4 腐蚀影响因素 由于开发层系、排采阶段不同，地层产出物不 同，腐蚀原因也不同[6-7]，而矿化度是腐蚀强度的重 要影响因素[8-11]。 4.1 不同开发层系腐蚀特征 通过分析已测得腐蚀强度和腐蚀类型的腐蚀 井， 得到在不同开发层系的条件下该区块腐蚀规律， 统计结果如图 1 所示。 图 1 不同开发层系腐蚀强度与类型图 Fig.1 Corrosion type and intensity of different coal seam ChaoXing 第 4 期 庞斌等 渭北区块煤层气井抽油杆腐蚀影响因素 85 从图 1 中可以看出腐蚀来源主要为 5 号煤和 11 号煤，且均存在 CO2和 H2S 腐蚀，3 号煤存在轻度 腐蚀，腐蚀强度在 0.123 mm/a 以下；5 号煤和 11 号 煤属于中重度腐蚀， 且 11号煤腐蚀强度大于 5号煤。 其中 5 号煤平均腐蚀强度为 0.481 mm/a，11 号煤平 均腐蚀速率为 0.608 mm/a。 4.2 不同排采阶段腐蚀特征 由于腐蚀类型划分以腐蚀产物成分占比为依 据，而腐蚀来源于酸性气体，即与产气情况息息相 关，因此，将产水阶段、憋套压阶段和产气阶段这 3个排采阶段的抽油杆表面结垢物的成分进行分析， 如图 2 所示。 从图 2 可以看出，产水阶段表面结垢物以水垢为 主，少量井含有腐蚀物，此阶段腐蚀强度低或不存在 腐蚀； 憋套压阶段随着气体解吸， 酸性气体溶于水中， 腐蚀物逐渐增多， 腐蚀增强； 产气阶段气体大量产出， 腐蚀现象明显增多，腐蚀最为严重。通过不同开发层 系腐蚀特征分析，得到该矿区煤层气井腐蚀主要来源 于 5 号和 11 号煤，对比 5 号煤和 11 号煤不同排采阶 段腐蚀物成分比例和腐蚀强度，结果见图 3 和图 4。 图 2 不同排采阶段腐蚀产物成分对比图单位 Fig.2 Corrosion products of different drainage stages 图 3 各煤层不同排采阶段腐蚀物成分对比 Fig.3 Comparison of corrosive components in different drainage stages of different coal seams 图 4 各煤层不同排采阶段腐蚀强度对比 Fig.4 Comparison of corrosion types in different drainage stages of different coal seam ChaoXing 86 煤田地质与勘探 第 47 卷 对比图 3 和图 4 可以看出，5 号煤和 11 号煤 在整个排采阶段均存在 CO2腐蚀，而 11 号煤 CO2 和 H2S 腐蚀物含量明显高于 5 号煤，因此判断 11 号煤是 CO2和 H2S 主要来源。对比不同排采阶段 的腐蚀强度可以看出，5 号煤和 11 号煤随着煤层 气体产出腐蚀强度逐渐增强，由轻度逐渐转变为 中、重度腐蚀。 4.3 矿化度对腐蚀的影响 产出液中存在各种离子，而各种离子对抽油杆 的腐蚀机理不同[12-14]，如 Mg2、Ca2离子会增加介 质导电性，易结垢，促进局部腐蚀；CO32-离子容易 在管道内壁结垢，形成垢下腐蚀；氯离子会在成膜 产物缺陷处形成富集集中，造成点蚀；SO42-离子会 在硫酸盐还原菌的作用下生成 H2S 造成井下管杆的 腐蚀[15]。产出液矿化度越高，会增加腐蚀介质导电 性，提高离子传质速率，加速腐蚀速率。 从图 5 看出，研究区大部分煤层气井采出水矿 化度为 2 0006 000 mg/L， 矿化度达 10 000 mg/L 以 上的井占比 9.87。因此，统计腐蚀井腐蚀速率与 矿化度数据，得到矿化度与腐蚀强度的关系。即水 矿化度越高，腐蚀强度越高，而氯离子质量浓度与 水矿化度呈明显正相关。煤层气井在返排压裂液之 后，经过较长时间的排采，氯离子含量不会有明显 变化[16]，而矿化度越高，氯离子的浓度也就越高， 高氯离子井抽油杆容易出现点蚀、坑蚀，此与现场 抽油杆腐蚀现象相吻合。 图 5 水矿化度、氯离子含量与腐蚀强度关系 Fig.5 Relationship among mineralization degree, content of chloride ion and corrosion intensity 5 结 论 a. 渭北区块 H 矿区煤层气井抽油杆腐蚀总体 受 CO2与 H2S 共同作用，排水阶段腐蚀主要来源于 地层水中溶解的 CO2，产气后腐蚀强度可达到中、 重度腐蚀，而酸性气体主要来自于 11 号煤。 b. 随着气体产出，腐蚀不断增强，各开发层系 强度排序为 11 号煤大于 5 号煤， 5 号煤大于 3 号煤。 c. 地层水中矿化度的含量对腐蚀起明显促进 作用，矿化度越高，腐蚀强度明显增强，氯离子含 量与矿化度呈正相关，氯离子是抽油杆点蚀的主要 原因。 d. 煤层气井开发层系组合复杂，腐蚀强度和类 型会随着排采阶段不断变化，采用单一针对性的防 腐措施无法取得良好效果，因此，对抽油杆表面外 包覆或使用防腐涂层，彻底隔绝抽油杆与腐蚀环境 接触，是直接有效的防腐措施。 参考文献 [1] 赵金，张遂安，涂乙. 煤层气排采过程油管腐蚀机理浅谈[J]. 中国煤层气，2012，9438–41. 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