摘 要

摘　要：中亞土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田群為高含H2S和CO2的碳酸鹽巖氣藏，單井產量高，井口設備均出現了不同程度的腐蝕。初步分析認為其原因是生產過程中僅考慮酸啦介質對氣井井口

摘　要：中亞土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田群為高含H2S和CO2的碳酸鹽巖氣藏，單井產量高，井口設備均出現了不同程度的腐蝕。初步分析認為其原因是生產過程中僅考慮酸啦介質對氣井井口的化學腐蝕，而沒有考慮氣體流速對井口的沖蝕作用，極大地影響了氣田的安全生產。為此，通過對節流閥上下游閥道、法蘭面均出現明顯坑狀腐蝕的進一步分析，明確了化學腐蝕和氣體沖蝕的交互作用是井口磨損的主要影響因素，氣流沖刷腐蝕坑的化學腐蝕產物會加速沖蝕損害；進而借鑒沖蝕與腐蝕運行環境下的多相管流管道的磨損計算理論，計算了該運行環境下的沖蝕極限速度，得到了不同生產工況下節流閥的抗沖蝕流量；最后，根據氣田生產情況，針對性地提出了按氣井配產要求來選擇采氣樹類型、節流閥通徑及類型沖蝕的技術控制策略。此舉為氣田安全生產提供了工程技術保障。

關鍵詞：酸性氣田  沖蝕  腐蝕  高產氣井  沖蝕臨界速度  高壓節流閥  土庫曼斯坦  阿姆河右崖氣田群

Analysis of and strategies for wellhead erosion in sour gas fields on the right bank of the Ama Darya River

Abstract：Most carbonate gas reservoirs with high content of H2S and CO2 have been found in the right bank of the Amu Darva 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 diamctcr 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．

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

阿姆河右岸氣田群位于土庫曼斯坦阿姆河東北岸，氣藏類型復雜，均為高含H2S和CO2的復雜底水塊狀碳酸鹽巖氣田。其中S氣田產層埋藏深度為2600～3600m，天然氣中H2S和CO2含量分別為2.988％和3.588％。氣田開采過程中，面臨腐蝕控制與防護的技術難題^[1]，生產過程中井口設備觀察到了一定程度的腐蝕，極大地影響了氣井的正常生產。

在阿姆河右岸酸性氣井的腐蝕主要是酸性環境的化學腐蝕和沖蝕腐蝕。沖蝕腐蝕是金屬表面與腐蝕流體之間由于高速相對運動而引起的金屬破壞現象，在高產氣井中危害性極大，井口設備更是沖蝕腐蝕的薄弱環節。研究表明，氣體流速超過一定的范圍，隨著流速增高，沖蝕加劇。如果氣流速度增加3.7倍，則腐蝕速度增加5倍^[2-4]。為了更好地了解腐蝕的影響，有效控制生產過程中的不安全因素，對S氣田氣井已經存在的腐蝕進行了原因分析，認為存在沖蝕腐蝕和酸性化學腐蝕的交互作用。采用修正的API沖蝕極限速度計算公式，針對不同氣田計算出了不同條件下的極限沖蝕流量。同時，針對氣田生產特征提出了技術對策，并根據氣田實際情況進行了Y型采氣樹和節流閥類型的應用論證，推薦了技術措施，為保障氣田的正常生產提供了有效的指導。

1　酸性氣田基本情況

1．1　氣田腐蝕環境

根據阿姆河酸性氣田的井口最大關井壓力和地層壓力，以實測數據進行校正，得到硫化氫分壓為0.58～0.7MPa，二氧化碳分壓為0.71～0.85MPa(表1)。

 

根據NACE標準H2S和CO2分壓與腐蝕程度關系(圖1)，如果H2S氣體的分壓大于0.34474kPa(0.05psi絕對壓力，1psi＝6.895kPa，下同)，則必須使用抗硫化氫材料。根據腐蝕環境分析，氣田位于中至高度腐蝕區。氣田CO2分壓與H2S分壓之比小于200，系統腐蝕以H2S為主導。

 

1．2　氣井生產情況

阿姆河右岸S氣田的主要開發原則是“稀井高效開發，降低開發成本”，采用直井、直井與大角度斜井開發，直井單井產量35×10⁴～80×10⁴m³／d，大角度斜井單井產量在50×10⁴～100×10⁴m³／d，一些單井的測試產量大于120×10⁴m³／d。S氣田68％的生產井為高產井(無阻流量100×10⁴～500×10⁴m³／d)、28％的生產井為特高產井(無阻流量大于500×10⁴m³／d)，主要是水平井、大斜度井以及儲滲條件較好的直井。

1．3　采氣井口材質及選型

采氣井口的選型需要考慮的兇+素為：井口最大操作壓力按照60MPa考慮，井口工作溫度按照120℃，產出流體按照腐蝕介質CO³和H³S，高壓或超高壓采氣生產必須保證密封無泄漏(10年不作業)，需要進行酸化壓裂等增產措施。根據上述因素，最終選擇了雙翼雙閥三開氣密封井口，套管掛和油管掛及法蘭連接采用會屬對金屬密封，附加橡膠密封，配備地面雙安全閥、井下安全閥和控制系統。選擇壓力等級70MPa，溫度級別PU級，法蘭連接。

根據腐蝕環境分析，井口采氣樹材質應選擇HH型。考慮到經濟性的因素，對材質選擇為：采氣樹和油管四通部分的1、4號主閥選擇HH級，中間套管四通部分(包括油管掛、安全閥、小四通及閘閥、節流閥和生產閘閥)選擇FF級，表層套管四通部分選擇EE級，表層套管頭及閘閥部分選擇DD級。

2　井口腐蝕分析

氣井井口自生產以來，經觀察發現部分井的井口出現腐蝕。出現腐蝕的井口位置基本相似(圖2)，一般在井口的11號和13號閥處，主要是一些坑蝕、點蝕，偶爾出現有閥芯斷裂的情況。節流閥的實際直徑為79.37mm和77.78mm，是生產中經常出現腐蝕的風險點。

 

氣田正在生產的部分典型井具體情況見表2。井的產氣量從48×10⁴～95×10⁴m³／d，油壓為16～18MPa，井口溫度為66～78℃。腐蝕情況的主要表現為節流閥上下游閥道、法蘭面均出現明顯坑狀腐蝕。地層主要是碳酸鹽巖，生產過程中沒有出現井口固體砂粒的現象。從腐蝕情況來看，并不是僅有高產井出現了井口腐蝕。分析腐蝕的發生不僅與產量有關，顯然也與溫度和壓力有一定的關系，處于經濟考慮而選擇的節流閥材質偏低也是原因之一。在氣田進行完井生產管柱設計時，對油管進行了沖蝕極限速度的校核，選擇了Æ88.9mm為主的生產油管。但是井口的部分節流閥尺寸小于油管尺寸，對沖蝕腐蝕沒有進行重點研究。由此推斷，腐蝕的主要因素不僅是化學腐蝕，更有可能來源于沖蝕腐蝕。因此，進行沖蝕極限速度的計算來判定腐蝕是必要的。

 

采氣過程是一個動態腐蝕過程，氣體中的流體力學因素(產量、井口壓力)構成的沖蝕作用是造成鋼管破壞的主要原因。主要表現在3個方面惻：①氣相流體與管壁間的剪切力造成界面金屬的機械疲勞；②產出氣攜帶的固體微粒對管壁的擦蝕和撞擊；③由沖蝕形成的“微坑”和“擦蝕”也為形成眾多的微腐蝕電池創造了條件。

阿姆河右岸氣田采氣井口腐蝕的情況主要表現為“微坑”現象，可見第3種情況起了主要作用。根據Svedeman理論，當液流沖刷掉管壁上的腐蝕產物時，會產生加速的沖蝕腐蝕。腐蝕產物一般具有脆而低粘結性的特點(與金屬基材相比)，流體流動可將其從基材上沖刷下來，導致沖蝕／腐蝕的聯合作業加速了表面材料的損失。因此，S氣田井口的法蘭和節流閥處出現的“微坑”主要是由于這些地方出現了少量的化學腐蝕，形成的腐蝕產物在后期生產過程中被沖蝕掉，導致了頻繁的磨損。

3　沖蝕流量及防沖蝕策略

3．1　沖蝕腐蝕臨界流速的計算方法

高壓氣體在管內流動產生明顯沖蝕作用的流速稱為沖蝕流速。計算高壓節流閥沖蝕磨損率的方法較多^[6-8]，但臨界流速的計算多是借鑒API RP 14E的設計準則^[9-12]。鑒于該計算方法更適用于管流沖蝕速度的計算，借用該設計準則，假設井口節流閥的流動為短孔管流(圖3)。

 

研究計算時對氣體的沖蝕常數進行修正計算，則臨界沖蝕速度(ue)可表達為：

 

式中C為氣體的沖蝕速度常數，范圍為100～200；rm為流動條件下的氣液混合密度；gm為氣體相對密度；p為壓力，MPa；T為溫度，K；g1為液體的相對密度；R為氣液比，m³／m³；Z為氣體壓縮因子；Q為氣體產量，m³／d；A為油管或節流閥的橫截面積，m²。

一般計算時取氣體的沖蝕常數為100，主要是適用于無砂、無酸性條件下的腐蝕情況，間斷生產條件下取125^[13]。借鑒Svedeman等沖蝕與腐蝕運行環境下的多相管流管道的磨損計算理論^[14]，確定多相流油管及生產閘閥按照不同的磨損機理分為4種情況考慮，主要為：①清潔環境(無固體、無腐蝕)；②沖蝕環境(固體砂存在，無腐蝕)；③腐蝕環境(無砂、有腐蝕)；④沖蝕和腐蝕并存(固體和腐蝕介質都存在)。

對于中亞氣田主要為碳酸鹽巖氣藏，生產過程中并未出現砂，主要考慮適用于第3種情況，Svedeman等建議在此種條件下，氣體的沖蝕常數取為150～200。

3．2　不同工況下的沖蝕流量

計算了不同井口壓力下不同孔徑尺寸(標稱尺寸，最小內徑)沖蝕流量(圖4)，計算的生產工況范圍按照氣田的實際情況確定。根據計算，油壓為15～18MPa，井口溫度為60～70℃，Æ78mm節流閥抗沖蝕流量為85×10⁴～112×10⁴m³／d。氣田的產量最高達126×10⁴m³／d，一般井產量均大于85×10⁴m³／d。因此，生產過程中長期存在沖蝕現象，這是井口腐蝕嚴重的重要原因之一。根據計算結果，在目前的工況下，為避免沖蝕和安全生產，一些單井產量最好控制在85×10⁴m³／d以下。

 

3．3　防沖蝕策略

3．3．1產量控制

在氣田生產過程中，為了進一步分析產量過高的原因產生的沖蝕，開展了不同單井井口壓力和產量下的臨界沖蝕流量的計算。根據氣田的具體情況，井口設備的節流閥通徑分別為78mm、103mm、130mm。因此，分別計算了氣田工況范圍下的單井極限沖蝕流量。根據計算結果可以看到，將2口典型井在試氣時的工況標在計算圖(圖4)中，2口井均在沖蝕流量之下(圖5)。在氣田生產中，根據開發配產，建議井口產氣量限制在70×10⁴～95×10⁴m³／d，少數井配產在100×10⁴m³／d或以上時，井口閥的尺寸要求換成100.5mm。由此確定井口采氣樹選擇如下：產量小于80×10⁴m³／d，主通徑(標稱尺寸)為78mm；產量在80×10⁴～200×10⁴m³／d，主通徑為103mm；產量大于200×10⁴m³／d，主通徑為130mm。

 

3．3．2 Y型采氣樹的論證

為了避免由物理結構原因而引起的沖蝕腐蝕，對采氣樹的型號進行了論證。目前共有3種采氣樹可供選擇，分別是：Y型整體式、Y型分體式和T型常規采氣樹。Y型整體式的優點在于減少閥體之間的連接和體積，Y型結構設計避免了流體90°轉彎，減少了物理結構造成的沖蝕，并降低了泄露的可能，缺點在于一旦損壞，整體更換，成本較高。Y型分體式采氣樹的主要特點是某個閥門壞了，只需換一個閥門即可，不影響其他閥門。問題是閥體之間的連接多，增加了泄露機會，且所需空間較大。

結合國內高產氣井的經驗^[15-17]，根據中亞氣田的主要生產情況，高產井(大于100×10⁴m³／d)推薦Y型分體式，一般產量推薦常規T型采氣樹。

3．3．3高壓節流閥的類型

高壓節流閥是井口的重要裝置。氣田現場應用較多的節流閥從結構上分有錐形閥、楔形閥和多孔節流閥。分析表明，錐形閥沖蝕比較嚴重的部位均處于節流閥下游位置以及焊接處，這個問題很難徹底解決，多級節流盡管有一定作用，但也不能徹底解決。推薦氣田采用多孔道籠套式節流閥，閻芯采用耐磨程度高和防腐性能好的合金材料。

4　結論與建議

1)阿姆河酸性氣田高含硫化氫和二氧化碳，單井產能高。氣田屬于中一嚴重腐蝕環境，井口設備在生產過程中出現了不同程度腐蝕，出現腐蝕的井口位置基本相似，主要表現為坑蝕、點蝕，伴有閥芯斷裂的情況，在一定程度上影響了正常生產。腐蝕主要來源于酸性環境下的沖蝕腐蝕。

2)借鑒沖蝕與腐蝕運行環境下的多相管流管道的磨損計算理論，確定了阿姆河酸性氣田主要為無砂、有腐蝕環境下的沖蝕磨損，計算了該運行環境下的沖蝕極限速度。計算得到了當前生產工況下節流閥抗沖蝕流量在85×10⁴～112×10⁴m³／d，生產過程中井口節流閥長期存在沖蝕現象。

3)阿姆河右岸的井口腐蝕機理包括2個方面：①井口部分節流閥出現了少量的化學腐蝕，形成的腐蝕產物在后期生產過程中被沖蝕掉，導致了頻繁的磨損，表現為“微坑”和“點蝕”；②因物理結構造成的沖蝕不可避免。

4)提出的防沖蝕策略為單井產量小于80×10⁴m³／d，主節流閥通徑為78mm；產量在80×10⁴～200×10⁴m³／d，通徑為103mm；產量大于200×10⁴m³／d，通徑為130mm。對于大于100×10⁴m³／d的井推薦采用Y型分體式，以減少物理結構造成的沖蝕和降低泄露的可能性，油嘴采用多孔道籠套式節流閥。

 

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本文作者：鄒洪嵐  劉合  蔣衛東　高成武  王青華

作者單位：中國石油勘探開發研究院

  中國石油勘探開發研究院廊坊分院

  中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司