阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策
邹洪岚1,2, 刘合1, 蒋卫东1,2, 高成武3, 王青华2
1.中国石油勘探开发研究院
2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院
3.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司

作者简介:邹洪岚,女,1972年生,高级工程师,博士;主要从事采油采气与增产措施研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市44号信箱石油分院海外工程技术研究所。电话:(010)69213153,13703266823。E-mail:zouhl69@petrochina.com.cn

摘要

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H2S和CO2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。

关键词: 酸性气田; 冲蚀; 腐蚀; 高产气井; 冲蚀临界速度; 高压节流阀; 土库曼斯坦; 阿姆河右崖气田群
Analysis of and strategies for wellhead erosion in sour gas fields on the right bank of the Amu Darya River
Zou Honglan1,2, Liu He1, Jiang Weidong1,2, Gao Chengwu3, Wang Qinghua2
1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China
2.Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Langfang, Hebei 065007, China
3.CNPC <Turkmenistan> Amu Darya River Gas Company, Beijing 100101, China
Abstract

Most carbonate gas reservoirs with high content of H2S and CO2 have been found in the right bank of the Amu Darya River, Turkmenistan, Middle Asia. Although the single-well production is very high there, wellhead equipments have been corroded in different degrees. A preliminary analysis indicated that the production safety of a gas field in this study area will be threatened not only by the chemical corrosion at the wellhead resulting from certain acidic media but by the wellhead erosion from gas flow rate. In view of this, we analyzed the obvious pit-shape erosion emerged in upstream and downstream valve paths and flange surfaces of throttle valves and found that the main factor of wellhead erosion is the interaction between chemical corrosion and gas erosion and that the erosion will be accelerated when air flow washes the chemical products of a corrosion pit. In addition, on the basis of the erosion calculation theory of a multi-phase flow pipe in an erosive and corrosive operating environment, we calculated the critical erosion velocity in the operating environment and obtained the anti-erosion flow rate of the throttle valve under different working conditions. Finally, according to gas field production status, we recommended that the Christmas tree type and the drift diameter and type of a throttle valve should be selected based upon the production allocation of a gas well, providing technical and engineering support for the production safety of gas fields in this area.

Keyword: Sour gas field; Erosion; Corrosion; High-yield gas well; Critical erosion velocity; High-pressure throttle valve; Right bank of the Amu Darya River; Turkmenistan

阿姆河右岸气田群位于土库曼斯坦阿姆河东北岸, 气藏类型复杂, 均为高含H2S和CO2的复杂底水块状碳酸盐岩气田。其中S气田产层埋藏深度为2 600~3 600 m, 天然气中H2S和CO2含量分别为2.988%和3.588%。气田开采过程中, 面临腐蚀控制与防护的技术难题[1], 生产过程中井口设备观察到了一定程度的腐蚀, 极大地影响了气井的正常生产。

在阿姆河右岸酸性气井的腐蚀主要是酸性环境的化学腐蚀和冲蚀腐蚀。冲蚀腐蚀是金属表面与腐蚀流体之间由于高速相对运动而引起的金属破坏现象, 在高产气井中危害性极大, 井口设备更是冲蚀腐蚀的薄弱环节。研究表明, 气体流速超过一定的范围, 随着流速增高, 冲蚀加剧。如果气流速度增加3.7倍, 则腐蚀速度增加5倍[2, 3, 4]。为了更好地了解腐蚀的影响, 有效控制生产过程中的不安全因素, 对S气田气井已经存在的腐蚀进行了原因分析, 认为存在冲蚀腐蚀和酸性化学腐蚀的交互作用。采用修正的API冲蚀极限速度计算公式, 针对不同气田计算出了不同条件下的极限冲蚀流量。同时, 针对气田生产特征提出了技术对策, 并根据气田实际情况进行了Y型采气树和节流阀类型的应用论证, 推荐了技术措施, 为保障气田的正常生产提供了有效的指导。

1 酸性气田基本情况
1.1 气田腐蚀环境

根据阿姆河酸性气田的井口最大关井压力和地层压力, 以实测数据进行校正, 得到硫化氢分压为0.58~0.7 MPa, 二氧化碳分压为0.71~0.85 MPa(表1)。

表1 酸性气田腐蚀环境分析表

根据NACE标准H2S和CO2分压与腐蚀程度关系(图1), 如果H2S 气体的分压大于0.344 74 kPa (0.05 psi绝对压力, 1 psi=6.895 kPa, 下同), 则必须使用抗硫化氢材料。根据腐蚀环境分析, 气田位于中至高度腐蚀区。气田CO2分压与H2S分压之比小于200, 系统腐蚀以H2S为主导。

图1 H2S浓度、气体总压力与腐蚀程度关系图(API Spec 6A)

1.2 气井生产情况

阿姆河右岸S气田的主要开发原则是“ 稀井高效开发, 降低开发成本” , 采用直井、直井与大角度斜井开发, 直井单井产量35× 104~80× 104 m3/d, 大角度斜井单井产量在50× 104~100× 104 m3/d, 一些单井的测试产量大于120× 104 m3/d。S气田68%的生产井为高产井(无阻流量100× 104~500× 104 m3/d)、28%的生产井为特高产井(无阻流量大于500× 104 m3/d), 主要是水平井、大斜度井以及储渗条件较好的直井。

1.3 采气井口材质及选型

采气井口的选型需要考虑的因素为:井口最大操作压力按照60 MPa考虑, 井口工作温度按照120 ℃, 产出流体按照腐蚀介质CO2和H2S, 高压或超高压采气生产必须保证密封无泄漏(10年不作业), 需要进行酸化压裂等增产措施。根据上述因素, 最终选择了双翼双阀三开气密封井口, 套管挂和油管挂及法兰连接采用金属对金属密封, 附加橡胶密封, 配备地面双安全阀、井下安全阀和控制系统。选择压力等级70 MPa, 温度级别PU级, 法兰连接。

根据腐蚀环境分析, 井口采气树材质应选择HH型。考虑到经济性的因素, 对材质选择为:采气树和油管四通部分的1、4号主阀选择HH级, 中间套管四通部分(包括油管挂、安全阀、小四通及闸阀、节流阀和生产闸阀)选择FF级, 表层套管四通部分选择EE级, 表层套管头及闸阀部分选择DD级。

2 井口腐蚀分析

气井井口自生产以来, 经观察发现部分井的井口出现腐蚀。出现腐蚀的井口位置基本相似(图2), 一般在井口的11号和13号阀处, 主要是一些坑蚀、点蚀, 偶尔出现有阀芯断裂的情况。节流阀的实际直径为79.37 mm和77.78 mm, 是生产中经常出现腐蚀的风险点。

图2 井口示意图及腐蚀情况照片

气田正在生产的部分典型井具体情况见表2。井的产气量从48× 104~95× 104 m3/d, 油压为16~18 MPa, 井口温度为66~78 ℃。腐蚀情况的主要表现为节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀。地层主要是碳酸盐岩, 生产过程中没有出现井口固体砂粒的现象。从腐蚀情况来看, 并不是仅有高产井出现了井口腐蚀。分析腐蚀的发生不仅与产量有关, 显然也与温度和压力有一定的关系, 处于经济考虑而选择的节流阀材质偏低也是原因之一。在气田进行完井生产管柱设计时, 对油管进行了冲蚀极限速度的校核, 选择了⌀88.9 mm为主的生产油管。但是井口的部分节流阀尺寸小于油管尺寸, 对冲蚀腐蚀没有进行重点研究。由此推断, 腐蚀的主要因素不仅是化学腐蚀, 更有可能来源于冲蚀腐蚀。因此, 进行冲蚀极限速度的计算来判定腐蚀是必要的。

采气过程是一个动态腐蚀过程, 气体中的流体力学因素(产量、井口压力)构成的冲蚀作用是造成钢管破坏的主要原因。主要表现在3个方面[5]:①气相流体与管壁间的剪切力造成界面金属的机械疲劳; ②产出气携带的固体微粒对管壁的擦蚀和撞击; ③由冲蚀形成的“ 微坑” 和“ 擦蚀” 也为形成众多的微腐蚀电池创造了条件。

阿姆河右岸气田采气井口腐蚀的情况主要表现为“ 微坑” 现象, 可见第3种情况起了主要作用。根据Svedeman理论, 当液流冲刷掉管壁上的腐蚀产物时, 会产生加速的冲蚀腐蚀。腐蚀产物一般具有脆而低粘结性的特点(与金属基材相比), 流体流动可将其从基材上冲刷下来, 导致冲蚀/腐蚀的联合作业加速了表面材料的损失。因此, S气田井口的法兰和节流阀处出现的“ 微坑” 主要是由于这些地方出现了少量的化学腐蚀, 形成的腐蚀产物在后期生产过程中被冲蚀掉, 导致了频繁的磨损。

表2 气田井口腐蚀情况表
3 冲蚀流量及防冲蚀策略
3.1 冲蚀腐蚀临界流速的计算方法

高压气体在管内流动产生明显冲蚀作用的流速称为冲蚀流速。计算高压节流阀冲蚀磨损率的方法较多[6, 7, 8], 但临界流速的计算多是借鉴API RP 14E的设计准则[9, 10, 11, 12]。鉴于该计算方法更适用于管流冲蚀速度的计算, 借用该设计准则, 假设井口节流阀的流动为短孔管流(图3)。

图3 节流造成冲蚀的原理示意图

研究计算时对气体的冲蚀常数进行修正计算, 则临界冲蚀速度(ve)可表达为:

ve= cρm0.5(1)

ρ m= 1799801.36γ1p+2198.98γgp28819.45p+5.62R1.8T+0.6)Z(2)

Q=vsA(3)

式中C为气体的冲蚀速度常数, 范围为100~200; ρ m为流动条件下的气液混合密度; γ m为气体相对密度; p为压力, MPa; T为温度, K; γ 1为液体的相对密度; R为气液比, m3/m3; Z为气体压缩因子; Q为气体产量, m3/d; A为油管或节流阀的横截面积, m2

一般计算时取气体的冲蚀常数为100, 主要是适用于无砂、无酸性条件下的腐蚀情况, 间断生产条件下取125[13]。借鉴Svedeman等冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论[14], 确定多相流油管及生产闸阀按照不同的磨损机理分为4种情况考虑, 主要为:①清洁环境(无固体、无腐蚀); ②冲蚀环境(固体砂存在, 无腐蚀); ③腐蚀环境(无砂、有腐蚀); ④冲蚀和腐蚀并存(固体和腐蚀介质都存在)。

对于中亚气田主要为碳酸盐岩气藏, 生产过程中并未出现砂, 主要考虑适用于第3种情况, Svedeman等建议在此种条件下, 气体的冲蚀常数取为150~200。

3.2 不同工况下的冲蚀流量

计算了不同井口压力下不同孔径尺寸(标称尺寸, 最小内径)冲蚀流量(图4), 计算的生产工况范围按照气田的实际情况确定。根据计算, 油压为15~18 MPa, 井口温度为60~70 ℃, ⌀78 mm节流阀抗冲蚀流量为85× 104~112× 104 m3/d。气田的产量最高达126× 104 m3/d, 一般井产量均大于85× 104 m3/d。因此, 生产过程中长期存在冲蚀现象, 这是井口腐蚀严重的重要原因之一。根据计算结果, 在目前的工况下, 为避免冲蚀和安全生产, 一些单井产量最好控制在85× 104 m3/d以下。

图4 生产井腐蚀工况下气井冲蚀流量的计算图

3.3 防冲蚀策略

3.3.1 产量控制

在气田生产过程中, 为了进一步分析产量过高的原因产生的冲蚀, 开展了不同单井井口压力和产量下的临界冲蚀流量的计算。根据气田的具体情况, 井口设备的节流阀通径分别为78 mm、103 mm、130 mm。因此, 分别计算了气田工况范围下的单井极限冲蚀流量。根据计算结果可以看到, 将2口典型井在试气时的工况标在计算图(图4)中, 2口井均在冲蚀流量之下(图5)。在气田生产中, 根据开发配产, 建议井口产气量限制在70× 104~95× 104 m3/d, 少数井配产在100× 104 m3/d或以上时, 井口阀的尺寸要求换成100.5 mm。

图5 气田冲蚀极限流量计算结果图

由此确定井口采气树选择如下:产量小于80× 104 m3/d, 主通径(标称尺寸)为78 mm; 产量在80× 104~200× 104 m3/d, 主通径为103 mm; 产量大于200× 104 m3/d, 主通径为130 mm。

3.3.2 Y型采气树的论证

为了避免由物理结构原因而引起的冲蚀腐蚀, 对采气树的型号进行了论证。目前共有3种采气树可供选择, 分别是:Y型整体式、Y型分体式和T型常规采气树。Y型整体式的优点在于减少阀体之间的连接和体积, Y型结构设计避免了流体90° 转弯, 减少了物理结构造成的冲蚀, 并降低了泄露的可能, 缺点在于一旦损坏, 整体更换, 成本较高。Y型分体式采气树的主要特点是某个阀门坏了, 只需换一个阀门即可, 不影响其他阀门。问题是阀体之间的连接多, 增加了泄露机会, 且所需空间较大。

结合国内高产气井的经验[15, 16, 17], 根据中亚气田的主要生产情况, 高产井(大于100× 104 m3/d)推荐Y型分体式, 一般产量推荐常规T型采气树。

3.3.3 高压节流阀的类型

高压节流阀是井口的重要装置。气田现场应用较多的节流阀从结构上分有锥形阀、楔形阀和多孔节流阀。分析表明, 锥形阀冲蚀比较严重的部位均处于节流阀下游位置以及焊接处, 这个问题很难彻底解决, 多级节流尽管有一定作用, 但也不能彻底解决。推荐气田采用多孔道笼套式节流阀, 阀芯采用耐磨程度高和防腐性能好的合金材料。

4 结论与建议

1)阿姆河酸性气田高含硫化氢和二氧化碳, 单井产能高。气田属于中— 严重腐蚀环境, 井口设备在生产过程中出现了不同程度腐蚀, 出现腐蚀的井口位置基本相似, 主要表现为坑蚀、点蚀, 伴有阀芯断裂的情况, 在一定程度上影响了正常生产。腐蚀主要来源于酸性环境下的冲蚀腐蚀。

2)借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论, 确定了阿姆河酸性气田主要为无砂、有腐蚀环境下的冲蚀磨损, 计算了该运行环境下的冲蚀极限速度。计算得到了当前生产工况下节流阀抗冲蚀流量在85× 104~112× 104 m3/d, 生产过程中井口节流阀长期存在冲蚀现象。

3)阿姆河右岸的井口腐蚀机理包括2个方面:①井口部分节流阀出现了少量的化学腐蚀, 形成的腐蚀产物在后期生产过程中被冲蚀掉, 导致了频繁的磨损, 表现为“ 微坑” 和“ 点蚀” ; ②因物理结构造成的冲蚀不可避免。

4)提出的防冲蚀策略为单井产量小于80× 104 m3/d, 主节流阀通径为78 mm; 产量在80× 104~200× 104 m3/d, 通径为103 mm; 产量大于200× 104 m3/d, 通径为130 mm。对于大于100× 104 m3/d的井推荐采用Y型分体式, 以减少物理结构造成的冲蚀和降低泄露的可能性, 油嘴采用多孔道笼套式节流阀。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] 吕功训, 刘合年, 邓民敏. 阿姆河右岸盐下碳酸盐岩大型气田勘探与开发[M]. 北京: 科学出版社, 2013.
Gongxun, Liu Henian, Deng Minmin. Exploration and development of large carbonate gas fields in the Amu Darya Right Bank[M]. Beijing: Science Press, 2013. [本文引用:1]
[2] 杨全安. 实用油气井防腐蚀技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2012: 10-11.
Yang Quan'an. Practical corrosion prevention technology for oil and gas wells[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2012: 10-11. [本文引用:1]
[3] 刘志森. 优化设计方法在气井冲蚀计算中的应用[J]. 石油化工应用, 2012, 31(2): 51-52.
Liu Zhisen. Application on optimization design method in erosion of gas well[J]. Petrochemical Industry Application, 2012, 31(2): 51-52. [本文引用:1] [CJCR: 0.2313]
[4] 赵国仙. 高温高压含CO2气井管柱腐蚀冲蚀机理及防护[J]. 金属热处理, 2011, 36(增刊1): 19.
Zhao Guoxian. Mechanism and preventive measure of corrosion and erosion in CO2 gas well of high temperature and high pressure[J]. Heat Treatment of Metals, 2011, 36(S1): 19. [本文引用:1]
[5] 宋周成. 高产气井管柱动力学损伤机理研究[D]. 成都: 西南石油大学, 2010.
Song Zhoucheng. Study on string mechanism damage for high gas wells[D]Chengdu: Southwest Petroleum University, 2010. [本文引用:1] [CJCR: 0.2355]
[6] 刘萍萍, 李悦钦, 王亚丽, 冯春宇, 裴延波. 笼套式节流阀冲蚀磨损计算研究[J]. 石油机械, 2011, 39(4): 53-56.
Liu Pingping, Li Yueqin, Wang Yali, Feng Chunyu, Pei Yanbo. Study on erosion damage calculation of the cage type throttle valve[J]. China Petroleum Machinery, 2011, 39(4): 53-56. [本文引用:1] [CJCR: 0.2693]
[7] 王德玉, 刘清友, 何霞. 高压节流阀的失效与受力分析[J]. 天然气工业, 2005, 25(6): 94-96.
Wang Deyu, Liu Qingyou, He Xia. Analysis on failure and force of high pressure throttle valve[J]. Natural Gas Industry, 2005, 25(6): 94-96. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[8] Peri S, Rogers B M. Computational fluid dynamics (CFD) erosion study for chokes[C]∥paper 110463-MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11-14 November 2007, Anaheim, California, USA. DOI: http: //dx. doi. org/102118/110463-MS. [本文引用:1]
[9] 罗天雨, 吕毓刚, 刘元爽, 麻慧博. 呼图壁储气库气井冲蚀规律初探[J]. 中外能源, 2011, 16(11): 68-71.
Luo Tianyu, Yugang, Liu Yuanshuang, Ma Huibo. The study on gas well erosion rules of Hutubi gas storage[J]. Sino-Global Energy, 2011, 16(11): 68-71. [本文引用:1] [CJCR: 0.7557]
[10] 雷振中. 用图版法判断气井的冲蚀情况[J]. 天然气工业, 1996, 16(3): 58-60.
Lei Zhenzhong. Determination gas well washout situation by chart method[J]. Natural Gas Industry, 1996, 16(3): 58-60. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[11] 马吉麟. 管道中气液流临界速度与冲蚀结果[J]. 天然气工业, 1992, 12(5): 115-116.
Ma Jilin. Gas critical velocity and erosion result in pipeline[J]. Natural Gas Industry, 1992, 12(5): 115-116. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[12] 李诗卓, 董祥林. 材料的冲蚀磨损与微动磨损[M]. 北京: 机械工业出版社, 1987: 1-8.
Li Shizhuo, Dong Xianglin. Material erosion abrasion and fretting wear[M]. Beijing: China Machine Press, 1987: 1-8. [本文引用:1]
[13] 练章华, 魏臣兴, 宋周成, 丁亮亮, 李锋, 韩玮. 高压高产气井屈曲管柱冲蚀损伤机理研究[J]. 石油钻采工艺, 2012, 34(1): 6-9.
Lian Zhanghua, Wei Chenxing, Song Zhoucheng, Ding Liangliang, Li Feng, Han Wei. Erosion damage mechanism of buckled tubing in high pressure and high production gas wells[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(1): 6-9. [本文引用:1]
[14] 张兆顺, 崔桂香, 许春晓. 湍流理论与模拟[M]. 北京: 清华大学出版社, 2005.
Zhang Zhaoshun, Cui Guixiang, Xu Chunxiao. Turbulence theory and simulation[M]. Beijing: Tsinghua University Press, 2005. [本文引用:1]
[15] 彭建云, 周理志, 阮洋, 向文刚, 马亚琴, 赵小军. 克拉2气田高压气井风险评估[J]. 天然气工业, 2008, 28(10): 110-112.
Peng Jianyun, Zhou Lizhi, Ruan Yang, Xiang Wengang, Ma Yaqin, Zhao Xiaojun. Risk evaluation of high-pressure gas wells in the Kela-2 gas field[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(10): 110-112. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[16] 金忠臣, 杨川东, 张守良. 采气工程[M]. 北京: 石油工业出版社, 2004.
Jin Zhongchen, Yang Chuand ong, Zhang Shouliang. Gas production engineering[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2004. [本文引用:1]
[17] 刘德海, 秦桂珍, 闫根歧. 克拉2井异常高压气层测试工艺[J]. 天然气工业, 1999, 19(2): 113-114.
Liu Dehai, Qin Guizhen, Yan Genqi. Well testing technology of abnormal high pressure gas reservoir in well Kela 2[J]. Natural Gas Industry, 1999, 19(2): 113-114. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]