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随着国民经济的发展，我国对天然气的需求量持续增长。为解决天然气冬夏消耗不均的问题，国内建设的天然气储气库越来越多。储气库注采井与常规油气井的显著区别，是要求服役时间长(30~50 a)，储气库地层压力按年度呈周期性的变化，每年均可以恢复甚至超过原始地层压力。随着储气库服役年限的增加，其油套管腐蚀规律或剩余寿命逐渐成为人们关注的问题。钟志英等对储气库建设初期及储气库生产过程中，注采井油套管柱的腐蚀速率进行了研究[1-4]；李碧曦等进行了相应的油套管材质选择，及防腐蚀措施研究[5-8]。大张坨储气库注采井已服役近20 a，为检测评价其技术状况，及油套管实际腐蚀情况，利用多层管柱电磁探伤技术[9]，对油套管进行了探伤检测，分别获得油套管剩余壁厚，但对其腐蚀规律没有进行分析研究。
笔者对多层管柱电磁探伤获得的油套管数据进行了进一步的统计分析，结果显示：油套管腐蚀速率与注采井设计前的室内实验、生产过程的挂片监测试验数据相比有较大差异。其规律为：油套管实际腐蚀量随井深增加而增加，环空保护液、水泥环界面附近及井口段腐蚀量显著增加。本文的统计分析结果，无论是对已有的储气库注采井的腐蚀状况预测，还是对新建储气库注采井油套管柱的设计，均具有一定的参考价值
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大张坨地下储气库是2000年12月建成的国内第1座储气库，构造位于大港油田板桥凝析油气田板中断块西部，地处天津市大港区以南独流减河内，有19口注采生产井，其中15口为改建地下储气库新钻的注采井。BAN52、BAN53为1975年建设的油气井，TUOZHU1、TUOZHU2为1994年建设的注采井，这4口老井是建设储气库过程中，通过评价筛选保留下的老井，于2002年修井下储气库注采井完井管柱，作为储气库采气井使用。
在大张坨地下储气库历次修井过程中，套管通径、刮壁均没有发现套管变形、腐蚀情况，但有发现油管腐蚀的记录。BAN53井2013年第2次修井，Ø73 mm油管257根，从第215根开始往下11根(深度2 081.95~2 187.20 m)，接箍和本体有不同程度的腐蚀。BAN52井在1999年2月第2次修井(改建采气井前)，起出井内油管，发现自下而上85根腐蚀严重，其中5根油管穿孔[10]。大张坨地下储气库注采井详细管柱结构见参考文献［10-12］。
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储气库注采井油套管壁厚数据的获得，使用了地下储气库注采井多层管柱电磁探伤技术。电磁探伤基本原理、电磁探伤仪参数等，见参考文献［9］。使用该技术，可以每0.062 5 m获得1个油套管壁厚数据，即每米油套管可以获得16个壁厚数据。本文获得数据为二次数据，即每米油套管读取1个段平均壁厚数据，如表1所示。
表 1 KU1井Ø177.8 mm生产套管壁厚检测数据
Table 1. Detected wall thickness of Ø177.8 mm production casing in Well KU1
序号 套管下深/
m套管壁厚/
mm序号 套管下深/
m套管壁厚/
mm1 4.1~15.4 9.31 8 82.9~94.2 9.23 2 15.4~26.8 9.21 9 94.2~105.4 9.74 3 26.8~38.0 9.24 10 105.4~116.7 9.21 4 38.0~49.1 9.28 11 116.7~128.0 9.25 5 49.1~60.3 9.21 12 128.0~139.3 9.28 6 60.3~71.6 9.22 13 139.3~150.4 9.26 7 71.6~82.9 9.20 14 150.4~161.8 9.25 -
根据仪器参数及性能介绍，磁脉冲电磁探伤仪器的误差为±0.7 mm。为保守起见，假设检测获得的数据为正误差，为此得到油套管检测时的剩余壁厚为
$$ {t_n} = {t_{cn}} - 0.70 $$ (1) 设检测时注采井已经服役y年，则套管腐蚀率为
$$ {v_n} = \left( {{t_n} - t} \right)/y $$ (2) 式中，tn为第n根油套管检测时剩余壁厚，mm；tcn为第n根油套管(表2所示)检测数据，mm；vn为第n根油套管腐蚀速率，mm/a；t为第n根油套管标称壁厚，mm；y为油套管服役时间，a。
表 2 大张坨储气库4口老井油套管腐蚀速率
Table 2. Corrosion rate of tubing and casing in 4 old wells of Dazhangtuo Underground Gas Storage
井号 环空液面高度/m 服役时间/a 最小壁厚/mm 腐蚀速率/(mm · a−1) 最大 平均 套管 油管 套管 油管 套管 油管 套管 油管 BAN52 415.0 32 5 7.12 5.51 0.018 8 0.188 0.013 4 0.159 BAN 53 484.0 32 5 7.00 6.51 0.022 5 0.192 0.014 6 0.162 2 177.0 36 9 6.31 4.49 0.039 2 0.218 0.015 8 0.184 TUOZHU1 260.0 13 5 8.40 4.58 0.059 2 0.186 0.045 9 0.136 TUOZHU 2 36.9 13 5 8.41 4.57 0.058 5 0.188 0.040 9 0.146 对每口井所有油套管腐蚀速率vn取最大和平均值，获得最大和平均腐蚀速率。
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4口老井生产套管剩余壁厚检测数据见图1，15口建库时新建注采井中10口井生产套管、油管剩余壁厚检测数据见图2、图3。由图1~3可以看出，无论是油管还是套管，无论是老井还是建库时的新建井，随着井深的增加，总体趋势是壁厚变小，即腐蚀量增加。这一规律，与参考文献［5］中提出的“管柱腐蚀主要为电化学腐蚀和冲蚀，电化学腐蚀是由CO2和H2O引起，腐蚀部位在1 900 m以上”不一致。
图 1 4口老井生产套管剩余壁厚检测数据
Figure 1. Detected residual wall thickness of production casing in 4 old wells
图 2 10口注采井生产套管剩余壁厚检测数据
Figure 2. Detected residual wall thickness of production casing in 10 injection and production wells
图 3 10口注采井油管剩余壁厚检测数据
Figure 3. Detected residual wall thickness of tubing in 10 injection and production wells
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由图1~3可以看出，井口附近不遵循上述规律，即井口段均出现腐蚀量增加的情况。这是因为井口段水泥凝固时的收缩、油套管环空保护液的泄露，使井口段生产套管更多地暴露在空气环境中，增加生产套管的腐蚀速度。图4是BAN53井间隔4年套管剩余壁厚检测数据对比。第1次检测时环空保护液深484.0 m，井口至150 m段剩余壁厚逐渐增加，以下井段遵循井深增加腐蚀量增加规律。4年后第2次检测时环空保护液界面在2 177.0 m (环空保护液几乎全部漏失)，上部井段套管腐蚀明显加快，但井口部位(井深＜150 m)两次几乎一致。另外，腐蚀量大的异常点(760~880 m、1 190~1 270 m)，可能是环空保护液界面在附近停留时间较长引起。这是因为环空保护液漏失，环空进入了含有氧气的空气，但保护液界面又随油管内压力变化在不断上下变化，使环空保护液界面附近套管在潮湿的有氧环境下加速腐蚀。
图 4 BAN53井间隔4年2次检测套管剩余壁厚
Figure 4. Residual wall thickness of casing in Well BAN53 detected twice with interval of 4 years
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对检测的4口老井、建库时13口新建井油套管最大腐蚀速率和平均腐蚀速率进行统计，由表2和表3可以看出，老井油管腐蚀速率明显大于套管腐蚀速率，且大于参考文献［13］腐蚀速率≤0.076 mm/a的要求，也大于大多数参考文献实验所得出的腐蚀速率(见表4)。建库时新建井油套管腐蚀速率小，腐蚀量(速率)基本一致。
表 3 大张坨储气库建库时新建注采井油套管腐蚀速率
Table 3. Corrosion rate of tubing and casing in the wells which are newly constructed during the construction of Dazhangtuo Underground Gas Storage
井号 环空液面高度/m 腐蚀速率/(mm · a−1) 最大 平均 套管 油管 套管 油管 KU1 53.8 0.123 0.121 0.079 0.113 KU2 49.2 0.129 0.133 0.105 0.096 KU3 312.6 0.121 0.109 0.104 0.097 KU4 94.7 0.116 0.141 0.081 0.120 KU5 67.4 0.106 0.123 0.082 0.105 KU6 82.8 0.106 0.123 0.084 0.094 KU7 234.6 0.110 0.121 0.086 0.099 KU8 44.0 0.280 0.117 0.140 0.094 KU9 84.0 0.114 0.107 0.087 0.097 KU10 3.0 0.126 0.121 0.095 0.097 KU11 900.0 0.124 0.120 0.103 0.096 KU12 55.4 0.198 0.255 0.157 0.201 KU14 4.8 0.148 0.248 0.117 0.198 注：KU12、KU14井服役4年，其他井服役7年，KU8井套管数据异常。 分析产生差异的原因主要为：
(1)测量误差(所有壁厚减除了仪器误差0.7 mm，见式(1)，但仪器也可能有反向误差)。在用油套管的无损检测，一般误差在0.2~0.4 mm[14]，为保守起见，用于油套管无损检测的仪器，一般把自身的误差设定为−0.7 mm，这也引起测量数据的误差。另外，不同时间的测量，其误差也可能不同。表3中的KU12、KU14井服役时间短，但检测的腐蚀速率大，进一步说明了检测时扣减测量误差引起了差异。
(2)根据相关标准[15-16]，油套管壁厚允许有±12.5%偏差。这使服役时间短、腐蚀量小的新建井，对−0.7 mm误差的减除更敏感。
表 4 不同参考文献所给出的储气库注采井油套管腐蚀速率
Table 4. Corrosion rate of tubing and casing in the injection and production wells for gas storage described in different references
因此，老井油管腐蚀速率明显大于套管腐蚀速率的现象应该是假象。目前，储气库建设过程中及短期服役没有出现问题的井，均没有对油套管进行基准壁厚的检测。为了便于服役后期的腐蚀、腐蚀速率及剩余壁厚分析预测，储气库注采井应该在完成建井或建井5年内，对油套管实际壁厚进行检测，作为后续检测分析的基准。
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由表2和表3可以看出，注采井工况和服役年限相当，腐蚀速率基本相同。如TUOZHU1井和TUOZHU2井、KU1~KU11井、KU12井和KU14井等；BAN52和BAN53井第1次检测工况服役年限相当，腐蚀速率基本相等，但与BAN53井4年后的第2次检测数据相比，有明显差异。
图1所示4口老井在1 370~1 570 m间，均出现套管壁厚不降反升的拐点，这可能与套管外水泥环的保护有关(套管外水泥返深TUOZHU1井在1 009 m，TUOZHU2井在1 140 m)，或与本段的地层水的腐蚀有关。
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(1)储气库注采井油套管腐蚀速率与设计前室内实验、生产过程挂片监测数据相比有较大差异，主要表现在油套管实际腐蚀量随井深增加而增加，环空保护液、水泥环界面附近及井口段腐蚀量显著增加。服役年限相同、工况类似的井，油套管腐蚀量(速率)、腐蚀异常点基本一致。
(2)储气库注采井完整性取决于油套管完整性。由于储气库注采井长期承受交变应力，且存在油管冲蚀，因此在油套管设计时，应充分考虑油套管长期腐蚀和油管的冲蚀，盈余量应显著大于常规油气井，特别是井口段200 m、下部井段应增加油套管壁厚。
(3)储气库注采井应在完成建井或服役5年内，进行油套管基准壁厚检测，以备后期检测评价油套管腐蚀速率计算，进一步预测油套管剩余使用寿命。
Analysis on the corrosion laws of the tubing and casing in the wells of Dazhangtuo Underground Gas Storage
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摘要: 为了检测评价大张坨地下储气库注采井的技术状况及油套管实际腐蚀情况，利用多层管柱电磁探伤技术，对注采井油套管进行了探伤检测，分别获得油套管壁厚数据，并对油套管剩余壁厚、腐蚀速率进行了进一步的统计分析。研究结果表明，油套管腐蚀速率与注采井设计前的室内实验、生产过程的挂片监测试验数据相比有较大差异；油套管实际腐蚀量随井深增加而增加，环空保护液、水泥环界面附近及井口段腐蚀量显著增加。建议在储气库注采井油套管设计时，盈余量应显著大于常规油气井，特别是井口200 m段及下部位置。储气库注采井应在完成建井或注采井服役5 a内进行油套管基准壁厚的检测。Abstract: In order to detect and evaluate the technical situations and actual tubing and casing corrosion situations of the injection and production wells in Dazhangtuo Underground Gas Storage, defect detection was carried out on the tubing and casing of injection and production wells by means of the electromagnetic inspection technology of multi-layer pipe string, and accordingly the wall thickness of tubing and casing were obtained. In addition, statistical analysis was further performed on the residual wall thickness and corrosion rate of tubing and casing. The research results show that the corrosion rate of tubing and casing are more different from the laboratory experimental data before the design of injection and production well and the coupon monitoring test data in the process of the production. What’s more, the actual corrosion of tubing and casing increase with the increase of well depth and the corrosion near the annulus protection fluid and the cement sheath interface and at the wellhead section increases greatly. When the tubing and casing of injection and production wells for gas storage are designed, it is recommended to set the surplus much higher than that of conventional oil and gas wells, especially the ones at the wellhead 200 m section and the lower part. And the reference wall thickness of tubing and casing of injection and production wells for gas storage shall be detected when the well is completed or its service period is within 5 a.
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图 1 4口老井生产套管剩余壁厚检测数据
Figure 1. Detected residual wall thickness of production casing in 4 old wells
图 2 10口注采井生产套管剩余壁厚检测数据
Figure 2. Detected residual wall thickness of production casing in 10 injection and production wells
图 3 10口注采井油管剩余壁厚检测数据
Figure 3. Detected residual wall thickness of tubing in 10 injection and production wells
图 4 BAN53井间隔4年2次检测套管剩余壁厚
Figure 4. Residual wall thickness of casing in Well BAN53 detected twice with interval of 4 years
表 1 KU1井Ø177.8 mm生产套管壁厚检测数据
Table 1. Detected wall thickness of Ø177.8 mm production casing in Well KU1
序号 套管下深/
m套管壁厚/
mm序号 套管下深/
m套管壁厚/
mm1 4.1~15.4 9.31 8 82.9~94.2 9.23 2 15.4~26.8 9.21 9 94.2~105.4 9.74 3 26.8~38.0 9.24 10 105.4~116.7 9.21 4 38.0~49.1 9.28 11 116.7~128.0 9.25 5 49.1~60.3 9.21 12 128.0~139.3 9.28 6 60.3~71.6 9.22 13 139.3~150.4 9.26 7 71.6~82.9 9.20 14 150.4~161.8 9.25 
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表 2 大张坨储气库4口老井油套管腐蚀速率
Table 2. Corrosion rate of tubing and casing in 4 old wells of Dazhangtuo Underground Gas Storage
井号 环空液面高度/m 服役时间/a 最小壁厚/mm 腐蚀速率/(mm · a−1) 最大 平均 套管 油管 套管 油管 套管 油管 套管 油管 BAN52 415.0 32 5 7.12 5.51 0.018 8 0.188 0.013 4 0.159 BAN 53 484.0 32 5 7.00 6.51 0.022 5 0.192 0.014 6 0.162 2 177.0 36 9 6.31 4.49 0.039 2 0.218 0.015 8 0.184 TUOZHU1 260.0 13 5 8.40 4.58 0.059 2 0.186 0.045 9 0.136 TUOZHU 2 36.9 13 5 8.41 4.57 0.058 5 0.188 0.040 9 0.146
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表 3 大张坨储气库建库时新建注采井油套管腐蚀速率
Table 3. Corrosion rate of tubing and casing in the wells which are newly constructed during the construction of Dazhangtuo Underground Gas Storage
井号 环空液面高度/m 腐蚀速率/(mm · a−1) 最大 平均 套管 油管 套管 油管 KU1 53.8 0.123 0.121 0.079 0.113 KU2 49.2 0.129 0.133 0.105 0.096 KU3 312.6 0.121 0.109 0.104 0.097 KU4 94.7 0.116 0.141 0.081 0.120 KU5 67.4 0.106 0.123 0.082 0.105 KU6 82.8 0.106 0.123 0.084 0.094 KU7 234.6 0.110 0.121 0.086 0.099 KU8 44.0 0.280 0.117 0.140 0.094 KU9 84.0 0.114 0.107 0.087 0.097 KU10 3.0 0.126 0.121 0.095 0.097 KU11 900.0 0.124 0.120 0.103 0.096 KU12 55.4 0.198 0.255 0.157 0.201 KU14 4.8 0.148 0.248 0.117 0.198 注：KU12、KU14井服役4年，其他井服役7年，KU8井套管数据异常。
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表 4 不同参考文献所给出的储气库注采井油套管腐蚀速率
Table 4. Corrosion rate of tubing and casing in the injection and production wells for gas storage described in different references
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