高含硫天然气生产设备的腐蚀监测专业技术研究(罗家寨高含硫研究报告节选).doc

第五章 高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究第一节 井下油管腐蚀检测技术方案研究一、井下管柱腐蚀检测技术（一）井下管柱腐蚀检测技术调研井下管柱腐蚀检测主要对某一时刻井下管柱的内径、壁厚等参数进行检测，分析当前管柱的腐蚀状况。目前国外采用多臂井径仪测量油管内径的变化，来实现在不动管柱情况下对井下管柱的腐蚀检测，但这种方式只能反映出油管内壁的腐蚀状况，对外壁的腐蚀状况不能判断。国外公司也可以利用超声波方式检测油管的壁厚，但这只适用于油、水井，对于气井，由于超声波在气体介质中的衰减很大，目前还无法实施。对于气井，适合壁厚检测的设备是磁性测厚仪。在腐蚀检测方面，主要对英国SONDEX公司的多臂井径仪和磁性测厚仪以及EXPRO公司的KINLEY工具进行了调研。其具体情况如下：1）SONDEX公司的MIT多臂井径仪（1）MIT多臂井径仪工作原理MIT多臂井径仪（MULTI FINGER IMAGING TOOL）利用电缆或钢丝下入井中，一旦工具到达井底，触臂经电动张开，弹簧加载，硬而尖的触臂以较小的受力沿套管或油管内壁向上推。向上运行过程中，每个触臂的运动传递给一个位置传感器，位置传感器输出的结果数字化后记录到存储器中或直接传到地面；同时通过深度时间记录仪记录井径仪在井筒中运行的速度和时间。对井径仪测得的内径数据结合深度记录仪记录的速度、时间数据进行分析，就可以知道油管在不同深度处管柱内壁的腐蚀状况。MIT多臂井径仪根据获取数据方式的不同，可分为地面在线读取式（SRO MIT ：Surface Readout MIT）和存储式（Memory MIT）：SRO MIT可直接将检测数据传到地面通过计算机进行在线显示，其优点在于能够实时反映检测工具在井筒中的检测情况，对某些存在疑问的区域可及时进行重复检测；能够了解检测工具在井下是否正常工作，如发现测量效果不好，可及时起出检测工具进行检修处理，以确保检测结果的有效性。Memory MIT只能在检测完毕后读出存储数据对检测结果进行分析，由于配套装备少，所需费用较少，适用于含硫气井的检测。（2）主要性能参数考虑到主要进行油管柱的检测和177.8mm套管的检测，主要针对24臂和40臂的井径仪进行了调研。其性能参数如下，示意图见图5.1-1。 图5.1-1 SONDEX公司的多臂井径仪 24臂井径仪直径：（43mm）；长度：46.5（1181mm）重量：21lbs（9.5kg）测量范围：1.754.5（44.5mm114mm）通过加长臂1.757（44.5mm177.8mm）径向分辨率：0.005（0.127mm）径向精度：0.03（0.762mm）垂向分辨率：在每分钟30ft（9m/min）的情况下为0.083（2.1082mm）测斜仪精度：5臂的力量：0.75lbs1.25lbs（0.340kg0.567kg）最大压力：15000psi（105MPa）最大温度：150或177材料：全部为抗腐蚀材料 40臂井径仪直径：（70mm）；长度：66（1680mm）重量：62lbs（28kg）测量范围：37.5（76mm190mm）径向分辨率：0.007（0.178mm）径向精度：0.03（0.762mm）垂向分辨率：在每分钟30ft（9m/min）的情况下为0.083（2.1082mm）测斜仪精度：5臂的力量：0.75lbs1.25lbs（0.340kg0.567kg）最大压力：15000psi（105MPa）最大温度： 177材料：全部为抗腐蚀材料2）SONDEX公司MIT磁性测厚仪（1）工作原理MTT磁性测厚仪（MAGNETIC THICKNESS TOOL）主要由发射电磁的线圈和接收线圈两部分组成，通过发射线圈产生电磁波，电磁波穿过管壁后，通过接收线圈接收电磁波，信号传输时间主要依赖于磁特性和壁厚，壁厚发生变化后，其接收信号也将发生变化，以此来进行壁厚的测试。其测试原理图见图5.1-2。图5.1-2 MIT磁性测候仪（2）主要技术参数额定温度：150额定压力：15000psi（105MPa）工具直径：（43mm）长度：85.8（2.179m）重量：30lbs（13.6kg）传感器数量：12测量范围：内径2（50.8mm ）的油管到7（177.8mm）的套管厚度精度：工具的精度依赖于缺陷的尺寸，无损伤油管精度为15%壁厚；缺陷分辨率：检测缺陷的能力依赖于缺陷的尺寸。直径0.375的缺陷：50%的壁厚，35%的金属损失量；直径0.75的缺陷：30%的壁厚，20%的金属损失量；大的裂纹缺陷最好超过10%的壁厚。3）EXPRO公司的KINLEY工具（1）工作原理Kinley 机械式多臂井径仪利用钢丝下入井中，当井径仪下放到需要测定的井深后，上提工具，触发器处的销钉剪断，通过机械传动装置打开测量臂，硬而尖的测量臂以较小的受力沿管柱内壁向上运行，通过传动装置将井径的变化情况刻录到记录筒里。同时滚轮沿管柱内壁滚动，记录检测工具的位移情况。待工具上提到井口后，取出井径仪里的记录筒，将记录筒带回实验室扫描、分析，便可获得管壁的腐蚀情况。其工作原理见图5.1-3。（2）性能参数 测量精度：0.254mm图5.1-3 Kinley 机械式多臂井径垂向分辨率：钢丝上提速度越慢，其测量精度越高。额定温度：273额定压力：140MPa4）对比分析（1）测量精度Kinley机械式多臂井径仪与MIT存储式多臂井径仪的检测方式相同，都是通过测量臂的位移情况来感知管柱内径的变化。但两者所采用的记录方式不同，Kinley机械式多臂井径仪采用机械记录方式，可以获得连续的测量数据，测量精度达0.254mm；而MIT多臂井径仪采用数字存储式，由于通过电子元件来将测得的信息转换为数据，存在一定的误差，因而径向精度为0.762mm，通过对MIT多臂井径仪24臂80臂的检测结果来看，它的检测轨迹是不连续的。（2）适用范围SONDEX公司的MIT多臂井径仪记录方式是将臂的位移转化为电信号，然后通过地面录取设备将电信号转化为位移，从而检测出油管柱内壁的腐蚀状况，并且可以与MTT磁性测厚仪联合使用，这样既可检测管柱内壁腐蚀也可检测管柱壁厚的腐蚀状况。而EXPRO公司的KINLEY多臂井径仪采用机械记录方式，直接将探头位移情况刻录到记录筒，起出检测工具后，需要取出记录筒进行处理分析，从而获得井下管柱的腐蚀状况，只能检测出管柱内壁的腐蚀状况。（二）井下管柱腐蚀检测技术方案1）机械式多臂井径仪腐蚀检测方案采用机械式多臂井径仪进行井下管柱腐蚀检测方案如下：（1）在井口安装工具。安装井口防喷器，组装检测工具，做好试压和设备的功能测试。（2）下入通径规，下入深度超过计划测量段以下20m。（3）下入标准工具管串和井径仪，作好井口标示。（4）下入井径仪至目的井深。（5）注意下入重量和提出重量，这将用于判断井径仪是否处于工作状态。（6）缓慢上提至显示超重，这意味着离合臂接触上管壁，进一步上提将剪断离合臂剪销，驱动臂将弹出并接触管壁。（7）如果此过程失败，以不同的速度重复上述操作。（8）一旦井径仪开始工作，可以发现此时的上提重量比开始时增加。为证实井径仪成功工作，可以缓慢下放管柱，指重将下降。（9）以17m/min的速度上提管柱。（10）检查卡片证实无多余滑动。（11）拆卸井口设备，恢复采气井口。2）存储式多臂井径成像测井仪结合磁测厚仪检测方案考虑到地面在线读取式多臂井径仪检测费用较高，主要采用存储式MIT多臂井径成像测井仪结合MTT 磁测厚仪进行井下管柱腐蚀检测，具体方案如下：（1）在井口安装工具。安装井口防喷器，组装检测工具，做好试压和设备的功能测试。（2）下入通径规通井，下入深度超过计划测量段以下20m。（3）将检测工具装上电池，按图5.14设置检测工具执行程序，注意设置足够的反应时间，工具入井后严格按照设置的检测程序进行操作。图5.14 存储式多臂井径成像测井仪结合磁测厚仪检测程序示意图（4）将深度记录仪清零，并连接在钢丝作业滚筒上记录工具入井情况。（5）缓慢下入检测工具，控制工具下入速度在1245m/min内，直至目的井深。（6）工具到达目的井深后，停止等待测量臂打开。（7）测量臂打开后，以9m/min的速度向上试测，等待测量臂关闭。（8）测量臂关闭后，继续下入工具至目的井深，等待测量臂打开。（9）测量臂打开后，以9m/min的速度上提工具进行检测，直至工具进入井口防喷器，等待测量臂关闭。（10）测量臂关闭后，起出检测工具，关闭深度记录仪，导出记录数据，对测得的内径、壁厚及深度记录进行复合，核实检测数据是否完善，如缺失数据，则重复检测操作。（11）拆卸井口设备，恢复采气井口。（三）井下管柱腐蚀检测现场试验1）机械式多臂井径仪现场试验（1）检测结果从2005年3月开始，项目组采用EXPRO公司的KINLEY机械式多臂井径仪分别对川西北气矿的中21井、重庆气矿的罐10井、七里17井、池11井和川中油气矿的磨77井，进行了井下管柱腐蚀检测，检测情况见表5.1-1。（2）对比分析A、七里17井油管腐蚀检测结论油管整体状况良好，有少量小的点蚀，主要在73mm油管部分，油管接箍清晰，最大腐蚀深度在73mm油管内，平均腐蚀深度为28.3%，73mm油管内壁比88.9mm油管粗糙。B、七里17井油管腐蚀状况现场对比七里17井进行油管腐蚀检测后实施了修井作业，通过对起出的油管进行现场对比，实际腐蚀情况与工具检测结果基本吻合，但发现位于2789.57米处的73mm油管有腐蚀穿孔现象，孔径约为5mm（如图5.15），与检测所得的最大腐蚀深度位于2771m处的结论有一定偏差。图5.15 2789.57米处油管腐蚀穿孔图C、七里17井测量误差分析七里17井采用检测工具为15臂井径仪，检测73mm油管，油管内径为62mm，由图5.16所示，计算得两测量臂之间的角度AOB为24，AB间圆弧长为12.98mm，AB间弦长为12.89mm。由此可以看出，15臂井径仪在检测73mm油管时，对于孔径为12.89mm以上的穿孔可以确保不漏测，而对于孔径小于12.89mm的穿孔，如在检测过程中刚好位于两测量臂之间时，就有可能发生漏测现象。表5.11 井下油套管腐蚀检测情况统计表井号流体性质描述检测工具检测井段检测结果描述中21井H2S含量：5.25g/m3CO2含量：5.43g/m3机械式15臂井径仪73mm油管：03090m油管总体状况良好，没有严重的刻蚀伤害；在第132根油管，即井深1229m处，发现最大刻蚀深度达20%，属于局部现象；另外有3根油管的金属腐蚀量超过5%，属弱腐蚀；油管有局部结垢现象，在接箍上未发现严重的腐蚀。罐10井H2S含量：9.269g/m3CO2含量：24.019g/m3机械式15臂井径仪88.9mm油管：01688m73mm油管底部的腐蚀比较严重，腐蚀深度超过80%，横截面金属损失量超过50%，该区域虽未发现穿孔现象，但很明显已接近损坏。另外在88.9mm和73mm油管中都存在中度腐蚀点，腐蚀深度大约为30%。73mm油管：1688m4780m七里17井H2S含量：4.441g/m3CO2含量：38.498g/m3机械式15臂井径仪88.9mm油管：01360m 油管整体状况良好，有少量小的点蚀，主要在73mm油管部分，油管接箍清晰，最大腐蚀深度在73mm油管内，平均腐蚀深度为28.3%，73mm油管内壁比88.9mm油管粗糙。73mm油管：1360m4500m池11井H2S含量：0.31g/m3CO2含量：12.92g/m3机械式15臂井径仪73mm 油管：03140m73mm油管在2000m以下部分，有几处腐蚀深度超过壁厚的30%，该部分油管内表面粗糙。起出测量仪器发现有蜡的沉淀物在仪器上，造成检测时仪器的测量臂不能充分靠近油管壁，使得上部1200m的检测数据不准。磨77井H2S含量：0.31g/m3CO2含量：12.92g/m3机械式40臂井径仪244.5mm套管：01805m244.5mm套管除了内壁有些微粗糙外，总的说来状况良好。在1409.4m处发现套管最大腐蚀穿透点，腐蚀穿透深度为套管壁厚的21.6%。图5.16 机械式15臂井径仪测量误差分析示意图2）存储式多臂井径成像测井仪和磁测厚仪现场试验（1）检测结论2005年8月开始采用SONDEX公司的MIT多臂井径成像测井仪和MTT 磁测厚仪联合检测作业的方式，对蜀南气矿的井4井、鹿8井以及川西北气矿的中24井、平落10井、平落11井、平落17井进行了井下管柱腐蚀检测，检测情况见表5.1-2。（2）对比分析A、平落11井油管腐蚀检测结论 油管总体状况很差，特别是该井段的中部油管本体腐蚀严重，平均腐蚀量超过了40%； 油管严重腐蚀多发生在接箍附近，特别是中部20001400m之间的油管，并且出现多处穿孔现象； 油管腐蚀主要存在于内表面，特别是接箍的内表面； 油管内壁腐蚀以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主，表现为蚀坑和蚀槽； 下部油管内壁存在轻微结垢现象，接箍内表面也存在结垢，主要表现为腐蚀物导致的结垢，其中结垢最严重的地方出现在2203.3m处的 124号油管接箍附近，内径减小达6.05mm。表5.1-2 井下油套管腐蚀检测情况统计表井号检测工具检测井段检测结果描述中24井24臂MIT井径成像测井仪+MTT磁测厚仪73mm油管：02847m油管总体状况一般，结合MIT解释数据和MTT解释数据，油管全井段腐蚀率位于20%以内，主要表现为斑点状腐蚀。油管中上部腐蚀比下部腐蚀严重，MTT数据表明油管外壁出现比较明显腐蚀。油管存在轻微结垢现象，主要存在于接箍部位。油管接箍腐蚀比较严重，有一根接箍腐蚀穿孔；200m300m之间油管接箍腐蚀严重。井4井24臂MIT井径成像测井仪73mm油管：02100m油管总体状况一般,存在不同程度的腐蚀现象，油管内表面存在明显结垢现象。全井段油管主要呈现线状腐蚀，绝大多数油管腐蚀量在1%10%之间，其中井深382.27m以下腐蚀量在0.551mm之内，382.27m以上腐蚀量在0.953mm之内, 金属损失量在5%左右。其中以第36、24、6号油管腐蚀最为严重，均为片状腐蚀，最深处均超过了壁厚的40%，位于1787.10m处的油管腐蚀量为3.86mm；位于1894.92m处的油管腐蚀量为3.66mm；位于2069.71m处的油管腐蚀量为3.25mm，金属损失量分别达到了26%、35%、24%。鹿8井24臂MIT井径成像测井仪+MTT磁测厚仪73mm油管：02120m对油管内表面分析，全井段主要以斑点状腐蚀和线状腐蚀为主，分别达到了90根和82根，绝大多数油管的腐蚀量都在10%20%之间，而油管的金属损失量绝大多数在1%10%之间。全井段腐蚀最严重的地方位于接箍上下附近，腐蚀量为10%20%之间的油管共计23根，腐蚀量为20%40%之间的油管共计75根，腐蚀量超过40%的油管共计3根。另外油管内表面存在轻微结垢、变形现象，其中内径变小最大处位于1493.89m处的油管，达到4.45mm。根据MTT测得的数据结合MIT测量的内径数据分析可以看出，油管外表面存在比较严重的腐蚀，壁厚最小处在105号油管上，位于1007.89m1016.91m处，已经不及标准壁厚的20%，仅为0.99mm。表5.1-2 井下油套管腐蚀检测情况统计表（续）井号检测工具检测井段检测结果描述平落10井24臂MIT井径成像测井仪+MTT磁测厚仪73mm 油管：03500m油管本体状况较差，特别是井段中部27001100m处油管内壁出现严重腐蚀， 同时在14701390m处油管外壁出现明显腐蚀，但总体上油管腐蚀主要发生在内壁。在2548m2416m处油管出现腐蚀穿孔现象。油管腐蚀形状主要表现为局部斑点腐蚀或不连续条状腐蚀，油管内表面出现蚀坑和蚀槽，同时出现铁锈掉片。腐蚀明显存在区域性，在测量井段的中部腐蚀较严重，大部分都超过了20%，在井段的下部，有部分油管腐蚀较严重，在井段的上部，存在轻微腐蚀现象。油管内表面存在极轻微的结垢现象，明显的结垢往往出现在接箍附近。其中最为严重的在2982.83m处的54号油管上，内径减少为4.15mm。平落11井24臂MIT井径成像测井仪+MTT磁测厚仪73mm油管：03400m油管总体状况很差，在检测的349根油管中，达到损伤级别的油管共有269根，其中以斑点状腐蚀为主，达到了176根，片状腐蚀19根，线状腐蚀40根,环状腐蚀27根，腐蚀穿孔或即将穿孔的油管有7根。特别在井段中部1400m2000m处油管腐蚀严重，平均腐蚀量超过了40%，油管严重腐蚀多发生在接箍附近。油管腐蚀主要存在于内表面，特别是接箍的内表面，油管内壁腐蚀以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主，表现为蚀坑和蚀槽。下部油管内壁存在轻微结垢现象，接箍内表面也存在结垢，主要表现为腐蚀物导致的结垢，其中结垢最严重的地方出现在2203.3m处的 124号油管接箍附近，内径减小达6.05mm。表5.1-2 井下油套管腐蚀检测情况统计表（续）井号检测工具检测井段检测结果描述平落17井24臂MIT井径成像测井仪+MTT磁测厚仪73mm油管：03480m油管总体状况很差，油管内壁腐蚀明显存在区域性：上部01150m油管内壁存在轻微腐蚀现象；中部11502460m油管内壁腐蚀相当严重，平均腐蚀量达到50%60%，井段下部24603468m油管内壁腐蚀轻微，但存在部分油管严重腐蚀现象，其中有2根油管腐蚀量超过壁厚的80%，不排除已经出现穿孔的现象。油管腐蚀主要存在于内表面，特别是接箍的内表面，以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主，表现为蚀坑和蚀槽。同时油管内表面存在极轻微的结垢现象，主要是接箍附近区域和下部油管，但是结构厚度均比较薄，且多为腐蚀产生的铁锈结垢。B、平落11井油管腐蚀情况现场对比2006年2月21日平落11井修井进行起油管作业，通过到现场对起出的油管进行观察，平落11井油管腐蚀状况如下： 油管完好段（1157油管）：按照起出油管的顺序，从上至下1157油管完好，基本未遭受腐蚀； 油管内壁腐蚀逐渐加重（158193油管）：从第158油管开始内壁出现明显锈蚀，油管丝扣端面腐蚀呈锯齿状，内壁为坑蚀或溃疡状腐蚀，腐蚀状况随井深的增加而加剧。 油管穿孔段（194228油管）：从第194油管开始，出现油管穿孔（详见油管穿孔情况统计表），共计发现20处油管穿孔，其中较大的有30mm18mm，油管腐蚀减薄至1mm，穿孔位置多为靠近油管两端的加厚壁处（见图5.17）。油管内壁为坑蚀或溃疡状腐蚀，表面除个别穿孔外多为轻微点蚀。图5.17 第208油管腐蚀状况 油管表面腐蚀严重段（214242油管）：从第214油管开始，油管表面腐蚀状况逐渐严重，表现为坑蚀或溃疡状腐蚀，多为靠近油管两端的加厚壁附近（见图5.18）。 油管腐蚀逐渐减轻（243316油管）：油管内外表面腐蚀状况逐渐减轻，主要表现为坑蚀或个别溃疡状腐蚀。 油管完好段（317369油管）：该段油管完好，基本未遭受腐蚀。结合平落11井采用存储式多臂井径仪结合磁测厚仪检测报告分析，实际腐蚀情况与报告结果基本相符，该井主要是井段中部的油管腐蚀比较严重，油管腐蚀主要存在于内表面，特别是接箍的内表面，以坑蚀或溃疡状腐蚀为主，存在多处穿孔现象。平落11井在检测过程中发现有7根油管（包括油管接箍）已经腐蚀穿孔或即将穿孔，而在油管腐蚀现场对比中，发现有15根油管有穿孔现象，其中8根油管的穿孔孔径孔8.09mm。因为多臂井径仪受测量臂数量的限制，存在不同程度的测量盲区，平落11井采用24臂井径仪测量73mm油管，油管内径为62mm，则确保不漏测的最小孔径为8.09mm，因而存在部分小的穿孔漏测掉的现象。图5.18 第224226油管腐蚀状况二、井下管柱腐蚀监测技术（一）井下管柱腐蚀监测技术调研20世纪40年代早期，内部腐蚀监测就应用于油气田了，最初的专利技术主要应用于可回收装置和电阻探测。常用的内部腐蚀监测技术主要有腐蚀试片、电阻探测和线性极化电阻探测，这几项技术最明显的缺点在于传感范围小或精确度低。现将目前国内外使用较广泛或较有特色的方法作详细介绍：1）金属离子分析法金属离子（铁、铜、镍、锌、镁）分析法中采用最多的是铁含量分析法，定时分析油气井生产水中的铁离子含量，用以确定腐蚀的变化。对于含H2S气体的油气井，由于腐蚀产物主要为FeS，呈固体状沉积，或碱性环境中沉积物或氢氧化物的产生。因此，取水样分析时难以取准，其结果也存在较大偏差。该方法需要较长时间监测，采用统计方法进行数据处理，才能得到较理想的效果。2）线性极化电阻法线性极化电阻法是应用电化学原理通过对腐蚀测试电极的腐蚀电位附近进行弱极化，根据其腐蚀电流与极化曲线在腐蚀电位附近的斜率Rp成反比的关系，测量腐蚀电流，计算腐蚀速率。线性极化电阻法只适用于存在电解质的腐蚀环境，目前，基本上还只能测量全面腐蚀。与电阻法不同的是，线性极化电阻法的主要特点是能测定瞬时腐蚀速度，这对缓蚀剂的保护效果评价较为有效。3）电阻法电阻法的基本工作原理是：安装在腐蚀环境中的金属测量元件横截面积因腐蚀而减少会产生电阻变化，通过前后两次测量金属测量元件的电阻值，以及这两次读数之间的时间间隔，计算出这段时间内金属测量元件的腐蚀速率。由于金属测量元件的材质与被监测的管道或设备的材质相同，且它们在相同的腐蚀环境中经历了相同的腐蚀过程，因而测量得到的金属测量元件的腐蚀速率就代表了被监测的管道或设备的内部腐蚀速率。对于直流电阻测量技术又分为两种方式来实现，一种是DCMS技术，利用钢丝作业将测试仪器下入指定的位置，进行腐蚀监测；另一种是DRM电缆永置式井下管柱腐蚀监测。（1）DCMS井下腐蚀监测技术A、工作原理DCMS工具用于井下管柱腐蚀监测，可为井下作业的恶劣条件提供实时腐蚀和温度监测数据。它通过钢丝绳安装工具，在测试前放入生产井中的任一深度，测试完毕后从井中取出，取下存储模板后，可利用机器辅助编辑仪将其中的数据传入计算机，腐蚀与温度数据通过软件以曲线格式展现。B、系统组成l 井下腐蚀监测系统：井下测量CORROSOMETER探头、电子存储模块和电池组件l 配系统操作工具l CORRDATA软件系统（2）直流电阻测量（DRM）技术A、工艺原理该系统将传感元件随完井油管下至井下，传感元件与油管内壁齐平，通过传感器对自身金属腐蚀损失量进行精确测量，测量信号通过井下电缆传输至地面，通过地面采集系统进行解码、转换和计算，得出井下传感元件的腐蚀情况，从而对比得出井下油管的腐蚀情况。该系统不仅能够测量到气相和液相条件下的腐蚀，而且对因流速造成的的冲蚀反映灵敏，因而可较准确的得到生产油管的金属腐蚀量，它大大消除了传统电阻设计固有的复杂性。与之相比，电化学测量只能得到导电性溶液的腐蚀速率估计值，且难于对气相的CO2和H2S所带来的金属损失量进行准确测量。该技术对因流速造成的冲蚀反映灵敏，这对于大流量的情况非常重要。对于直流电阻测量技术又分为两种方式来实现，一种是DCMSTM技术，利用钢丝作业将测试仪器下入指定的位置，进行腐蚀监测；另一种是DCM电缆永置式井下管柱腐蚀监测。B、系统组成l 井下设备：a.传感器工作筒b.传感器c.电缆(带有预先固定的缆头)d.电缆保护器和/或护带l 地面设备：a.井口密封装置总成b.地面数据采集系统4）监测方法对比分析（1）化学分析法：由于气井含H2S，腐蚀产物主要为FeS，呈固体状沉积，或碱性环境中沉积物或氢氧化物的产生。因此，取水样分析时难以取准，其结果也存在较大偏差。该方法需要较长时间监测，采用统计方法进行数据处理，才能得到较理想的效果。对于四川油气田该方法不适应。（2）DCMS监测技术：利用钢丝作业将DCMS工具下到油管内部监测深度固定，监测一段时间后（电池寿命一般为7090天）需采用钢丝作业起出监测工具更换探头的测试材料、电池后再下入。工艺本身存在几方面缺陷：l 监测工具下入油管内部，占据管内通道，对于类似罗家寨气田大产量气井，势必将严重影响气井的生产。l 高压、高含硫、大产量气井，工艺施工不仅存在着难度，而且存在着高的安全风险。l 大斜度、水平井，该工具不能下入大斜度或水平段。因此，对于在四川油气田高含硫、大产量、大斜度或水平井中开展腐蚀监测，该工艺方法不适应。（3）直流电阻测量（DRM）技术：腐蚀监测工具是在完井时随管柱一同下入井中，腐蚀信号通过电缆连续不断的传输至地面通过数据采集系统进行解码、转换，得出井下管柱腐蚀曲线。工艺本身具有以下优点：l 工具随完井管柱一次性下入，可直接下到大斜度或水平段，受井身结构影响较小。l 地面数据采集系统可实时、连续监测井下管柱的腐蚀情况。l 工具本体与油管连接，内径与油管内径保持一致，不会影响流量通道。l 避免后期进行其它腐蚀检测作业带来的安全风险。根据目前罗家寨气田现状，建议选择电缆传输式井下腐蚀监测技术（DRM）。（二）高酸性气井腐蚀监测技术方案在罗家寨气田高酸性气井中对井下管柱的腐蚀目前尚无监测技术手段，因此也成为制约当前罗家寨气田开发生产的技术难题。1）罗家寨气田未开展永置式腐蚀监测技术原因截止目前为止尚未进行现场试验，主要原因是目前罗家寨气田不仅高含硫化氢、二氧化碳，而且地层压力高、产气量大，具有相当高的开发难度，目前刚投入开发，尚处于试验阶段。加之投入开发试验的井下安全阀、井下缓蚀剂注入系统等工艺，使完井方式和工具已十分复杂，面临着经验不足和其它诸多要解决的问题，如果再同时下入永置式井下管柱腐蚀监测系统，将可能导致井下安全事故。通过西南油气田分公司相关专家多次讨论和分析认为，待目前完井工艺进一步完善、成熟后再实施该项工艺，做到循序渐进，避免出现井下安全事故，目前做好现场试验的各项准备工作。2）永置式井下腐蚀监测技术实施可行性在罗家寨气田气井中实施永置式井下管柱腐蚀监测技术主要面临地问题是解决酸性气体对井下仪器的腐蚀以及井口穿越所面临的安全问题。目前，在国内针对高含硫气田开展永置式井下管柱腐蚀监测技术方面还处于空白，未有相关厂家提供技术服务以及提供相关的设备和仪器。而在国外已开发和试验成功了抗硫化氢、二氧化碳腐蚀的设备和工艺技术，并在高酸性气井中进行了成功应用，在高含硫领域已形成成熟的设备和工艺技术，完全具备在罗家寨气田实施永置式井下管柱腐蚀监测技术，解决当前遇到的测试技术难题，同时为智能完井的开展奠定基础。在罗家寨气田完井中已成功应用了液压控制井下安全阀、液压管线控制缓蚀剂注入工艺，解决了井下设备仪器耐酸性气体腐蚀问题和井口液压管线安全穿越难题，积累了经验，因此建议采用电缆永置式井下管柱腐蚀监测技术，进行全套设备和技术的引进。3）罗家7井永置式井下管柱腐蚀监测技术方案（1）永置式井下腐蚀监测技术方案A、井身结构选取如图5.19所示，根据设计深度，腐蚀监测装置与井下油管连接，腐蚀监测装置与布置在油管外部的电缆连接，电缆将井下信号传输至地面数据采集系统，信号通过采集系统转换成数字信号，经过地面软件解释，实时、连续的得出井下油管腐蚀情况。图5.19 工艺井身结构示意图B、技术方案a、管柱设计管柱设计深度主要依据完井生产要求确定，油管尺寸31/2，该井产层井段位置为38563956m（间），根据完井管串设计，井下约100m左右安装井下安全阀，封隔器坐封在井深3806m左右，避开套管接箍上下2m以上，尽量靠近套管中部，管鞋设计下入深度3856.0m。腐蚀监测装置布置主要依据以下两种情况选择： 如果该井完井严格要求采用永久式封隔器完井，由于监测系统电缆固定在油管外部，随完井管柱一次性下入，传感器只能布置在封隔器上部，即3796m左右以上。 如果该井完井采用可回收式封隔器（带有电缆预留通道）完井，传感器可以下到油管底部以接近产层，布置深度3850m左右。当前在高酸性气井中通常采用的是永久式封隔器完井方式，并且根据以往腐蚀性较严重的井中油管腐蚀严重的地方多数发生在整个管串的中上部，因此建议将腐蚀监测装置布置在封隔器上部，即3796m左右以上（具体位置深度可根据需要进行调整），不但不改变常规的完井方式，而且还可以减少设备费用和施工作业难度。b、腐蚀传感器+托筒由于腐蚀传感器要直接接触生产流体，使其成为整个结构中唯一可能发生泄露的地方。为了避免泄露，腐蚀传感器将被安放在一个密封托筒里，传感器与托筒采用过盈配合装配，金属金属密封，保证在腐蚀环境中可靠的密封。为进一步加强密封，另外采用O环密封作为二次密封。c、电缆选择井下电缆由铜缆芯外包单层钢，中间用树脂,聚合物或特氟隆填在(6.4 mm) 钢管外部，该管用热塑材料隔热以提高其抗压与抗磨力。整体尺寸：11 mm 11 mm。材料：封隔器上部电缆选用316L不锈钢，封隔器下部电缆选用合金825壁厚：0.049（1.24mm）d、锥形销钉式电缆保护器材料：封隔器上部采用316L不锈钢保护器安装油管时，每根油管的接箍采用电缆保护器，保护电缆在起下过程中不受到伤害。e、井口电缆密封器在上盖板发兰预留电缆通道，利用专用井口电缆密封器完成对穿越电缆的密封。密封方式：金属金属密封f、地面数据采集系统每口井的地面装置包括一个数据采集模块，这个模块同时还向井下传感器提供电源，也作为向外围设备传输数据的端口。井口现场的电源和接线需要客户提供。如果地面连线有问题，这段有传感器的短管还充当记录器的作用。数据可以被采集到一个中央系统或记录并下载到一个工业用的Palm 掌上电脑装置进行传输和分析。C、系统安装a、检验：在设备仪器安装之前，现场工程师再次确认传感器性能、电缆参数等全部处于正常状态。b、典型的设备安装包括：腐蚀传感器托筒装至生产油管柱上，紧接着将电缆头与腐蚀监测装置连接并确认与本体绝缘，地面完成测试，确认正常方可入井。c、完井管串在入井过程中要求每根油管接箍加电缆保护器。保护器的安装请参考 “Collar Protector Guideline.doc(接头保护器指南)”。d、完井管串作业完毕，测试正常后，安装井口电缆密封器，并作测试。e、所有组件安装完成后，调试数据采集系统至正常。D、安全分析a、井下腐蚀传感器托筒采用抗腐蚀材料，并采用金属金属密封及辅助密封措施，服务公司经多次试验和现场应用确认可靠，不会造成油套管串漏。b、电缆保护：电缆保护器布置在每个油管接箍两端保护和固定电缆，确保电缆在起下过程中不会缠绕和掉井，影响气井正常生产。c、井口电缆密封：井口电缆穿越密封采用多级密封，并经多次应用确认可靠。第二节 地面管材腐蚀监测技术试验研究腐蚀监测是高酸性气田开发防腐中重要一环，通过有效的监测技术及装备对地面集输管道和站场设备内部腐蚀状况实施实时监测，以掌握腐蚀状况和防腐措施效果，为气田的安全生产和管理者提供在线的腐蚀信息，避免因腐蚀原因而造成的破坏事故和由此带来的重大经济损失。腐蚀监测的主要作用包括：（1）监测管道和设备内输送介质的腐蚀速率，不断地掌握生产过程中输送介质腐蚀程度的变化；（2）监测缓蚀剂的缓蚀效果和保护周期，有效地评价各种缓蚀剂的效果并进行筛选，找出这些缓蚀剂的最佳应用条件；（3）掌握腐蚀环境不同位置的腐蚀状况和腐蚀类型。一、现有腐蚀监测方法的对比研究腐蚀监测技术在国外经过近二十年的发展，目前，已建立了一系列监测方法，如失重挂片法、电阻法、线性极化电阻法、氢渗透法、FSM法、电化学噪音法、电偶法、电位监测法等。目前，油气田工业生产系统应用较广泛的腐蚀监测方法主要有：失重挂片法、电阻法、线性极化电阻法和氢渗透法这4种方法。1）失重挂片法失重挂片法是一种经典的监测腐蚀速率的方法。通过失重挂片法得到的是一段时间内总的平均腐蚀速率，这种方法可以通过观察取出试片的表面腐蚀形貌，分析试片表面腐蚀产物成份，从而确定腐蚀的类型。2）电阻法电阻法在国外已经发展成为一种成熟的应用较为普遍的在线腐蚀监测方法。由于其具有较高的灵敏性可以用于评价气相和液相中缓蚀剂的保护效果。电阻法所测量的是安装在腐蚀环境中的金属测量元件横截面积因腐蚀而减少所产生的电阻变化；通过前后两次测量金属测量元件的电阻值，以及这两次读数之间的间隔时间，计算出这段时间内金属测量元件的腐蚀速率。由于金属测量元件的材质与被监测的管道或设备的材质相同，且它们在相同的腐蚀环境中经历了相同的腐蚀过程，其测量得到的金属测量元件的腐蚀速率就代表了被监测的管道或设备的腐蚀速率。通过对金属测量元件选择不同的灵敏度，可以测量短期内的腐蚀速率的变化，并且通过连续监测的数据分析，可以发现生产流体的异常变化。金属测量元件一般有丝状、片状、管状和螺旋状等结构形式。较之失重挂片法，电阻法可连续测量，并可计算任一时间段内的累计腐蚀量或腐蚀速率。电阻法的主要特点是它几乎能在所有的腐蚀环境中工作，特别是在多相或非电解质体系中。而且，方法相对简单，易于掌握和解释结果。电阻探针的基本结构示意图见图5.2-1。RrRwRwi图5.2-1 电阻探针基本工作原理示意图3）线性极化电阻法线性极化电阻法是应用电化学原理通过对腐蚀测试电极的腐蚀电位附近进行弱极化，利用其腐蚀电流与极化曲线在腐蚀电位附近的斜率Rp成反比的关系，测量腐蚀电流，计算腐蚀速率。线性极化电阻法只适用于存在电解质的腐蚀环境中，目前，基本上还只能测量全面腐蚀。线性极化电阻法的主要特点是能测定瞬时腐蚀速度。Stern-Geary方程式是线性极化电阻法测量腐蚀速率的基本计算公式，如下式（1）所示： （1）Rp = E/I =dE/dI （2）上式（1）、（2）中icorr - 腐蚀电流；RP - 极化阻力；E - 极化电压；I - 极化电流ba - 阳极Tafel斜率；bc - 阴极Tafel斜率； 设 （3） 则 icorr = B / Rp （4）一般情况下，极化电位在小于、等于10mv时被认为不会影响电极的表面状态。对于三电极系统，其工作过程，可用图5.2-2所示的电路来等效表示。 Cd RI W A IR Rp 图5.2-2 三电极系统工作过程的等效电路当极化电流IR从工作电极W流向辅助电极A时，由于极化电阻RP很大（约为1k10k），极化电流将首先对电容Cd完成充电，此后，电路成为RP的串联回路，此时，工作电极上会有极弱小的电流流过，此电流被认为仅仅是由腐蚀引起，电位变化与电流的增量基本上服从欧姆定律。研究结果表明：线性极化电阻法具有响应时间短，能测定瞬时腐蚀速度的特点，是一种实时监测技术，但只能使用于有电解质存在的腐蚀环境中，这就限制了其在气田集输系统中的全面使用，可以用于评价液相中缓蚀剂的保护效果。4）氢渗透法氢渗透法测量的是腐蚀环境中氢原子在钢中的渗透量。氢渗透法的基本原理是：腐蚀环境中的氢原子渗入钢制管壁后会结合成氢分子，通过对其压力的测量和计算，可得到氢原子对钢的渗透速率和渗透量。根据监测的氢压与时间的关系，来确定腐蚀环境中电化学反应的剧烈程度。在含有H2S的天然气中，氢向钢材中渗透过程的的基本反应式为：H2S HS- + H+ 2H+ + S2-Fe 2e + Fe2+2H+ + 2e 2HH + H H2由于氢探针的测量结果不能直接计算得到腐蚀速率，因此氢探针应与其它腐蚀监测方法结合起来使用，只能将其作为在必要的位置选用的监测手段之一，不宜单独使用。5）其它监测方法其它的腐蚀监测方法如电化学噪音法、电偶法、电位监测法，由于其现场监测过程中受干扰的因素较多，或受工业现场防爆要求限制等原因，目前还不能全面在现场使用。FSM法目前在国外虽已成功应用于油气管道的内腐蚀监测，由于其测试精度要求很高，使其测试管段制作和数据计算分析软件开发费用过高，成本非常昂贵，由于受成本原因限制，目前，也仅有极少部分海底管道使用了FSM监测系统。6）现有腐蚀监测方法的对比现有的腐蚀监测方法的特点汇总列于表5.2-1。表5.2-1. 主要腐蚀监测方法对比方法检测原理特点检出信息适用对象结果解释失重挂片法挂片置于腐蚀介质中，定期测量失重。需时较长操作复杂平均腐蚀速率任意介质容易电阻法根据腐蚀造成的电阻探针电阻变化测量腐蚀速率。较快速、应用灵活连续监测平均腐蚀速率任意介质容易线性极化电阻法根据腐蚀过程中极化探针表面极化阻力变化测量腐蚀速率。快速、应用灵活连续的腐蚀速率电解质较易，存在干扰氢渗透法通过测量渗透到氢探针中的氢分子量计算氢渗透率。需时较长氢渗透速率任意介质较易电化学噪音法利用腐蚀过程产生的微弱信号检测腐蚀的剧烈程度。受干扰因素较多点蚀，半定量任意介质有难度FSM法根据特制的测试管段上多点电位变化测量腐蚀速率。费用昂贵平均腐蚀速率任意介质复杂二、腐蚀监测方法的现场应用试验（一）ER、LPR探针的现场试验在线腐蚀监测是目前国内测量内部腐蚀速率的一项新技术，本课题现场试验主要采用电阻法（ER）、线性极化电阻法（LPR）进行现场评价试验研究本项试验将通过安装在试验装置腐蚀监测段上电阻腐蚀探针（图5.23）、线性极化电阻探针（图5.24），连续地监测试验装置上管道和设备的内部腐蚀速率，并可对缓蚀剂的保护效果作出评价。图5.2-3 电阻腐蚀探针 图5.2-4 线性极化腐蚀探针1）现场试验研究现场试验采用电阻法在试验装置运行条件下，对管道内部的腐蚀速率进行了在线连续监测（见图5.25）。为试验缓蚀剂的保护效果，试验对一只电阻腐蚀探针的测量电极进行了缓蚀剂预膜处理，其测量数据通过与另一只未预膜处理的电阻腐蚀探针对比，试验电阻探针对缓蚀剂保护效果的测试能力。 图5.25 试验装置上进行腐蚀监测的试验段现场试验中，项目组采用线性极化电阻法，测量管道内积液位置的腐蚀速率。在现场腐蚀监测试验期间，总共进行五次腐蚀监测试验，每次试验的试验条件见表5.22。表5.22 腐蚀监测现场试验条件P总（MPa）PH2S（MPa）PCO2（MPa）温度（）Cl-（mg/l）溶液pH值流速（m/s）7.20.520.18321235.12.668.20.590.21372.687.220.520.184176701.947.220.520.18391231.967.220.520.18421.97说明：表中所列试验条件参数为平均值。试验期间，为检查电阻腐蚀探针的测量电极，将探针从管到内取出，发现探针的测量电极表面迎气流方向，附着一层沉积物（见图5.26），且沉积物的厚度及附着状态不均匀，背气流方向沉积物较少。分析结果，其成份与试验罐内的沉积物相同，清洗后观察测量电极表面有局部腐蚀痕迹（见图5.27）。在检查线性极化电阻探针的过程中，则未发现测量电极上附着有元素硫，但探针本体上却有元素硫沉积（见图5.28），这主要是由于线性极化电阻探针的测量电极在管道内浸泡在水中，这种环境中元素硫处于悬浮状态，不利于沉积，因而在探针电极表面未产生硫沉积。图5.26 探针电极表面沉积的元素硫 图5.27 清洗后的电极表面可见局部腐蚀图5.28 取出的线性极化电阻探针 图5.29 取出的腐蚀监测挂片2）现场试验数据现场试验期间电阻探针和线性极化电阻探针腐蚀监测数据，分别见图5.2-10、图5.2-11、图5.212以及图5.213。图5.2-10 第一期现场试验腐蚀监测数据（电阻探针）图5.2-11 第二期现场试验腐蚀监测数据（线性极化电阻探针）图5.212 酸性气田地面集输系统用缓蚀剂保护效果2006.1.12从监测点的上游管道的缓蚀剂加注点泵入了65L缓蚀剂（CI-3），从安装在气相的电阻探针的监测数据来看，腐蚀速率明