油管防腐畢業(yè)論文

1、前 言 油管腐蝕現(xiàn)象是由于天然氣中含有H2S，CO2，水等成分，在特定的地層條件下形成腐蝕介質(zhì)，破壞油管的金屬結(jié)構(gòu)，腐蝕介質(zhì)含量越大腐蝕性就越強(qiáng)。油管的腐蝕是不可避免的，在使用壽命期內(nèi)不可修復(fù)，我們研究的目的就在于如何延長(zhǎng)油管的使用壽命以及防止事故發(fā)生。油管一旦發(fā)生的腐蝕，會(huì)改變管質(zhì)本身的材料力學(xué)性質(zhì)，嚴(yán)重的甚至導(dǎo)致油管斷落入井的腐蝕事故。因此，加深對(duì)井下油套管腐蝕狀況的認(rèn)識(shí)，需要對(duì)油管腐蝕原因進(jìn)行分析評(píng)價(jià)；找出主要的腐蝕因素，提出有效的防腐措施。本文通過(guò)對(duì)重慶氣礦等現(xiàn)場(chǎng)修井作業(yè)中油管取樣資料調(diào)研，從腐蝕產(chǎn)物的化學(xué)成分，腐蝕環(huán)境，腐蝕產(chǎn)物，腐蝕特點(diǎn)等方面進(jìn)行綜合分析評(píng)價(jià)，指出了油氣井的主要腐蝕

2、因素和應(yīng)采取的保護(hù)措施；油氣井防腐除選用除選用抗硫耐腐蝕材料外，最經(jīng)濟(jì)有效的措施是加注適宜的緩蝕劑，通過(guò)對(duì)幾種防腐材料和最新防腐技術(shù)的評(píng)價(jià)分析，為油氣井綜合防腐方案的制定提供技術(shù)支撐。1. 油管腐蝕的危害及腐蝕現(xiàn)象油管腐蝕現(xiàn)象普遍存在于各個(gè)油氣田中，油管在井下所處的環(huán)境復(fù)雜，要做好油管的防腐工作，就要從油管的腐蝕現(xiàn)象出發(fā)，以此為依據(jù)來(lái)分析油管腐蝕因素；進(jìn)一步制定有針對(duì)性的氣井防腐對(duì)策，以指導(dǎo)氣井的防腐工作。針對(duì)重慶氣礦部分氣井，沙罐坪氣田石炭系氣藏以及磨溪?dú)馓锊糠謿饩挠凸芨g現(xiàn)象，分析這些氣井油管的腐蝕因素，對(duì)制定防腐措施具有實(shí)際意義。1.1 油管腐蝕的危害在油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于天然氣含有

3、酸性的非烴類氣體（如CO2，H2S等）以及油管所處的特殊地層環(huán)境，油管腐蝕現(xiàn)象普遍存在而且不可避免的。我國(guó)每年由于管道腐蝕，使石油、化工等行業(yè)在更換管道方面需要投入很大的資金，同時(shí)由于停工、停產(chǎn)等原因直接影響到生產(chǎn)的正常進(jìn)行，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。由中國(guó)腐蝕與防腐學(xué)會(huì)，中國(guó)石油學(xué)會(huì)和中國(guó)化工學(xué)會(huì)組成的聯(lián)合組織提供的調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，各行業(yè)由于腐蝕造成的損失平均占國(guó)民生產(chǎn)總值的3%，而石油與石化行業(yè)尤為嚴(yán)重，約占產(chǎn)值的6%左右。中國(guó)石油工業(yè)所耗的石油管材每年價(jià)值100億元左右，其中大部分就是因?yàn)楦g而報(bào)廢，造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失，增加了油氣田開(kāi)發(fā)的成本。在試修井作業(yè)以及油氣生產(chǎn)作業(yè)常常會(huì)發(fā)現(xiàn)許多油管結(jié)垢

4、和腐蝕現(xiàn)象，它會(huì)造成油層被傷害，油田井筒管線阻流，設(shè)備損壞等，使油藏產(chǎn)能和注水能力降低或不能連續(xù)生產(chǎn)，造成油氣產(chǎn)量降低，嚴(yán)重的還會(huì)造成油井停產(chǎn)或過(guò)早報(bào)廢；也給試井、修井作業(yè)帶來(lái)許多困難。油氣管道遭受腐蝕后，有可能導(dǎo)致災(zāi)難性的事故和環(huán)境破壞，1988年英國(guó)阿爾法平臺(tái)生產(chǎn)管線因腐蝕破壞而發(fā)生了爆炸，造成166人死亡，導(dǎo)致北海油田減產(chǎn)12%，同時(shí)給當(dāng)?shù)氐乃Y源和生態(tài)環(huán)境造成嚴(yán)重的負(fù)面影響。正確評(píng)價(jià)各種腐蝕與破壞對(duì)油管強(qiáng)度、壽命以及安全性的影響，對(duì)于保障油氣管道的安全運(yùn)行，避免經(jīng)濟(jì)損失和對(duì)生態(tài)環(huán)境的破壞具有非常重要的意義。1.2 重慶氣礦氣井腐蝕現(xiàn)狀 腐蝕現(xiàn)狀重慶氣礦在近幾年的修井作業(yè)中，相繼發(fā)現(xiàn)了不

5、少主力氣田，作業(yè)中起出的井下油管被腐蝕破壞，有的是輕微的失重腐蝕，有的是局部較嚴(yán)重腐蝕，而最為嚴(yán)重的是管壁腐蝕減薄，局部被嚴(yán)重破壞致使油管串?dāng)嗦淙刖?。為了全面了解油管在井下的腐蝕狀況,在取腐蝕油管樣品的同時(shí),有條件的氣井,取了腐蝕產(chǎn)物樣品和氣田水水樣。在腐蝕油管取樣中,將油管腐蝕嚴(yán)重的井段作為重點(diǎn)取樣部位,同時(shí)考慮不同管材的取樣，并對(duì)油管樣品腐蝕情況檢測(cè)。對(duì)鐵山12井位于井下850.52m-1146.8m的21/2外加厚油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)油管腐蝕嚴(yán)重井段集中在800米至1100米，油管內(nèi)壁輕微銹蝕，外壁腐蝕比較嚴(yán)重。油管外壁腐蝕呈凹臺(tái)、膿瘡、園坑、槽狀和片狀脫落(見(jiàn)圖1.1)。管體在862

6、.1米處斷落，斷口周圍有長(zhǎng)約110mm，寬60mm，坑深達(dá)3.0-4.5mm的密集坑槽帶（見(jiàn)圖1.2）。圖1.1 鐵山12井油管腐蝕情況 圖1.2 鐵山12井?dāng)嗔延凸芨g情況對(duì)天東67井位于井下4128.81m-4130.75m的21/2外加厚油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)油管腐蝕輕微，從表面看，基本未見(jiàn)腐蝕點(diǎn)，經(jīng)酸洗后觀察，油管內(nèi)壁有點(diǎn)腐蝕，外壁無(wú)腐蝕。對(duì)龍會(huì)2井位于井下4301.18m-4310.79m的21/2外加厚油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，油管基本完好，未發(fā)現(xiàn)腐蝕。對(duì)臥93井位于井下956.67m-1843.02m的21/2油管樣品進(jìn)行檢測(cè), 發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴(yán)重井段集中在1600米至1850米的油管外壁。油

7、管本體外壁局部腐蝕較嚴(yán)重，有一些大面積的腐蝕坑洼，最大坑為260mm×140mm×2.2mm；接箍外壁表面密布蝕坑、蝕槽，最大坑深2mm，接箍邊緣最薄處僅1.2mm(見(jiàn)上圖1.3)。 圖1.3 臥93井油管接箍腐蝕情況對(duì)罐3井位于井下574.49m-1263.90m的21/2油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴(yán)重井段集中在500米至1300米的油管外壁。油管本體為局部腐蝕，腐蝕形式主要為點(diǎn)孔腐蝕和大面積的潰瘍狀腐蝕減薄，斷落油管外壁布有很多潰瘍狀腐蝕坑洼(見(jiàn)圖1.4)；接箍腐蝕較嚴(yán)重(見(jiàn)圖1.5)，接箍端部腐蝕嚴(yán)重,有一半圓周腐蝕呈刀刃狀，邊緣有腐蝕穿透并脫落。 圖1.4 罐3井?dāng)?/p>

8、裂油管腐蝕情況 圖1.5 罐3井油管腐蝕情況對(duì)成18井位于井下534.80m-535.10m的3油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，未見(jiàn)明顯腐蝕；對(duì)位于井下1895.29m-3421.42m的21/2油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴(yán)重井段在1890米至井底的油管外壁，油管管體外壁腐蝕破壞形式主要為斑點(diǎn)腐蝕、潰瘍狀腐蝕、點(diǎn)腐蝕和表面較嚴(yán)重的均勻腐蝕，接箍腐蝕形式主要為潰瘍狀腐蝕和點(diǎn)腐蝕(見(jiàn)圖1.6) 。圖1.6 成18井油管腐蝕形貌對(duì)成32井位于井下955.62m-3991.01m的2油管樣品進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)該井腐蝕嚴(yán)重井段在3400米以下，越往下越嚴(yán)重，腐蝕形式主要為孔洞狀、不均勻的潰瘍狀腐蝕減薄。油管表面有相連和不

9、相連的孔洞，布滿了可以成片脫落的浮銹，人工可以輕輕折斷(見(jiàn)圖1.7)； 斷落油管內(nèi)壁堆積了大量的結(jié)成硬塊的硫化鐵腐蝕產(chǎn)物(見(jiàn)圖1.8)。 圖1.7 成32井?dāng)嗦溆凸芨g情況 圖1.8 成32井油管內(nèi)壁腐蝕形貌對(duì)池28井位于井下306m336m的21/2油管樣品進(jìn)行檢測(cè), 發(fā)現(xiàn)該井腐蝕嚴(yán)重井段在300米左右, 腐蝕形式主要坑洼狀腐蝕(見(jiàn)圖1.9)。本體基本平整，無(wú)明顯腐蝕。節(jié)箍部分局部腐蝕嚴(yán)重，三分之一側(cè)表面平整，未見(jiàn)明顯腐蝕，其余部分有大小不一面積較小的腐蝕坑，最深處3.8mm。圖1.9 池28井油管外壁腐蝕形貌 備注：圖自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評(píng)價(jià)，黎洪珍。 油管腐蝕特點(diǎn) 從油管

10、腐蝕檢測(cè)情況看，油管腐蝕的主要特點(diǎn)： （1）大部分油管外壁比內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重； （2）除天東67井、成18井和成32井腐蝕井段在井中下部外，其余井的腐蝕井段在500-1800米之間； （3）緩蝕劑加注及時(shí)及加注制度合理的氣井，如天東67井和龍會(huì)2井，取出的油管基本未見(jiàn)腐蝕； （4）大部分油管腐蝕形式為點(diǎn)孔腐蝕和潰瘍狀腐蝕。 油管腐蝕原因分析 從油管腐蝕樣品檢測(cè)可知,油管腐蝕程度不同, 其腐蝕原因如下：（1）油管材質(zhì)的影響 從各井油管管材取樣作化學(xué)成分分析, 結(jié)果見(jiàn)表1.1。表1.1 部分化學(xué)元素成分分析表化學(xué)成分(%)CSiMnPSCrMo鐵山12井0.260.231.180.0210.0060.

11、160.02天東67井0.220.240.660.0170.0021.020.23臥93井0.250.261.010.0140.0040.460.10龍會(huì)2井0.310.121.280.0120.0040.060.13罐3井0.300.101.290.0110.0040.050.13成32井0.340.280.470.0160.0060.940.47成18井0.230.251.370.0080.0020.020.03池24井0.220.250.520.0060.0020.970.29備注：自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評(píng)價(jià)，黎洪珍。從表1.1可以看出, 天東67井、成32井的油管材質(zhì)中增

12、加了鉻和鉬含量, 使油管的耐點(diǎn)蝕性能增強(qiáng), 因而天東67井、成32井的油管上部腐蝕較輕，鐵山12井、罐3井油管材質(zhì)中鉻和鉬含量低，因而油管腐蝕斷裂，這是因?yàn)殂t含量增加, 會(huì)增加鈍化膜的穩(wěn)定性, 鉬含量增加, 會(huì)減少Cl-的破壞作用。（2）腐蝕環(huán)境影響 重慶氣礦所屬的大多數(shù)氣井所處的井下環(huán)境十分惡劣，氣井壓力高,腐蝕性介質(zhì)多，含量高，使井下的油、套管發(fā)生嚴(yán)重的電化學(xué)腐蝕破壞。油管腐蝕是多種因素共同作用的結(jié)果，通過(guò)H2S 和CO2的分壓計(jì)算來(lái)確定以哪種因素為主，原則如下：當(dāng)P H2S /P CO2大于或等于0.25時(shí),以H2S腐蝕為主；當(dāng)P H2S /P CO2小于0.25時(shí), 以CO2腐蝕為主。

13、其腐蝕環(huán)境及主要腐蝕因素見(jiàn)表1.2：表1.2 取樣氣井腐蝕環(huán)境及主要腐蝕因素表井號(hào)產(chǎn)層井深H2S%CO2%CL-mg/l井口壓力MPaPH2SMPaPCO2MPaPH2S/PCO2主要腐蝕因素臥93P1m33660.982.9922767.720.0760.5960.328H2S、CO2 龍會(huì)2T1f44471.283.04620029.260.3750.8900.421H2S、CO2鐵山12C2hl39681.060.90504819.200.20350.17281.178H2S、CO2天東67C2hl46280.061.72785224.10.0150.010.035CO2、H2S、CI-

14、罐3C2hl46430.671.63816325.000.16750.40750.411H2S、CO2、CI-成18C2hl39290.252.7842.600.00650.07230.089CO2、H2S、CI-成32C2hl40140.332.876172.740.0090.07860.115CO2、H2S、CI-池28T1j11928.681.130.01190.21470.0019113H2S備注：自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評(píng)價(jià)，黎洪珍。從表1.2可以看出，影響氣井腐蝕的主要因素是H2S、CO2、Cl-以及這三種因素的共同作用產(chǎn)生的結(jié)果。（1）H2S H2S的腐蝕產(chǎn)物以Fe9

15、S8為主, 在環(huán)形空間，油管外壁的腐蝕產(chǎn)物Fe9S8附著在管壁與油管外壁形成腐蝕電池，此時(shí)Fe9S8是陰極，油管外壁是陽(yáng)極；同時(shí)，F(xiàn)e9S8膜不能阻止鐵離子通過(guò)，因而腐蝕進(jìn)一步加劇。（2）CO2 CO2在無(wú)水的環(huán)境中是不會(huì)發(fā)生腐蝕的，而在有水的環(huán)境中，CO2極易溶于水形成碳酸，降低了PH值，增加酸度，使油管發(fā)生電化學(xué)腐蝕，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3；CO2的腐蝕速度是隨溫度的升高而增加，氣井上部的溫度較低, 油管受CO2的影響不大，氣下部的溫度要高些,油管受CO2的腐蝕嚴(yán)重。（3）Cl- Cl-使油管腐蝕成點(diǎn)孔狀,在Cl-離子擊穿的地方就成為陽(yáng)極，未被擊穿的地方就成為陰極，這樣一來(lái)就形成腐蝕電池；由

16、于陽(yáng)極面積比陰極面積小得多，陽(yáng)極電流密度很大，因此, 油管外壁很快腐蝕成小孔。1.3 磨溪?dú)馓餁饩g及原因分析 腐蝕現(xiàn)狀 磨溪?dú)馓锏奶烊粴庵校琀2S含量為1.66%2.35%,CO2含量為0.36%0.89%,少量地層水含有H2S、CO2、Cl- ,其礦化度為69630222820mg/L。該氣田自1994 年3月正式投入開(kāi)發(fā)后,氣田地下管串及地面集輸系統(tǒng)受到嚴(yán)重腐蝕,導(dǎo)致油管斷裂,油嘴、針閥被刺,水套爐、輸氣支線經(jīng)常堵塞,集氣干線超壓,清管頻繁,嚴(yán)重危及氣田安全生產(chǎn)。研究發(fā)現(xiàn),腐蝕以電化學(xué)腐蝕和H2S腐蝕為主,兼有CO2、硫酸鹽還原菌SRB等腐蝕。磨溪?dú)馓锏母g情況可歸納為： （1）腐蝕物

17、結(jié)垢于油管內(nèi)壁，增加了氣流在油管內(nèi)的流動(dòng)阻力，同時(shí)阻礙液體的帶出，造成井下積水，從而導(dǎo)致油壓低于套壓，氣、水產(chǎn)量逐漸降低，如磨90、18井等。 （2）井底射孔段的井筒被腐蝕物沉淀、埋沒(méi)，造成生產(chǎn)時(shí)油、套壓及產(chǎn)氣量均下降，如磨53、14井等。 （3）油管被腐蝕穿孔或斷裂，表現(xiàn)為在氣量不變的情況下生產(chǎn)時(shí)油、套壓一致，如磨20、54、85、96、132、137井等。 （4）套管被腐蝕造成生產(chǎn)流動(dòng)壓力大大高于地層原始?jí)毫?，如?0、133井等。 （5）腐蝕物結(jié)垢于油管內(nèi)壁，測(cè)壓受阻，該類井占66口生產(chǎn)井的68%。井下管串腐蝕情況見(jiàn)表1.3 。表1.3 井下管串腐蝕現(xiàn)狀井號(hào)生產(chǎn)狀況腐蝕現(xiàn)狀氣（104m3

18、/d)水(m3/ d)磨651. 6 降至1. 4少?gòu)暮Y管處斷落,下部堵死磨703. 0 降至0. 4少080 m處穿孔,以下堵死磨532. 4 降至0. 2少?zèng)_出大量黑色固體及水泥塊磨632. 5 降至1. 41. 02630m處穿孔,以下堵死磨712. 9 降至1. 92. 02560m以下穿孔磨563. 8 降至2. 3油管結(jié)垢嚴(yán)重磨611. 8 降至1. 52. 02580m以下穿孔磨641. 8 降至1. 0少675m處穿孔1000m處嚴(yán)重腐蝕磨591. 9 降至1. 3少1450m處穿孔,以下堵死磨551. 8 降至1. 52620m以下穿孔,結(jié)垢嚴(yán)重磨602. 7 降至1. 33

19、. 0待側(cè)鉆磨842. 1 降至1. 510. 0待側(cè)鉆磨993. 1 降至08. 0下部油管堵死磨1011. 0 降至0. 110. 0油管腐蝕嚴(yán)重 備注：自 磨溪?dú)馓锔g及防腐，楊小平等。 腐蝕原因初探通過(guò)對(duì)磨溪?dú)馓锔g狀況調(diào)查及解剖分析，認(rèn)為其腐蝕形態(tài)主要以電化學(xué)腐蝕、酸性氣體（H2S、CO2)化學(xué)腐蝕為主，兼有產(chǎn)出水中礦化物影響、硫酸鹽還原菌(SRB)腐蝕等因素，為一典型的酸性油氣田綜合性腐蝕。（1）電化學(xué)腐蝕 金屬與電解質(zhì)溶液接觸時(shí)，由于金屬表面的不均勻性或者由于與金屬不同部位接觸的電解液的種類、濃度、溫度、流速等的差別，從而在金屬表面形成許多腐蝕微電池和宏觀電池。金屬電化學(xué)腐蝕實(shí)質(zhì)

20、上是局部腐蝕，這與磨溪?dú)馓锞赂g主要表現(xiàn)在2000m以下氣液界面處是一致的。（2）H2S腐蝕 H2S是弱酸在水溶液中離解為HS-、S2-吸附在金屬的表面，形成加速電化學(xué)腐蝕的吸附復(fù)合物離子Fe(HS)-。生成物硫化鐵加劇電化學(xué)腐蝕。磨溪?dú)馓颒2S 濃度較高,其生成的硫化鐵膜呈黑色疏松分層狀或粉末，其主要成分為Fe9S8，該膜不但不能阻止鐵離子通過(guò)，反而與鋼鐵形成宏觀電池。硫化鐵為陰極,碳鋼為陽(yáng)極，因而加速金屬腐蝕。這樣造成磨溪?dú)馓锛瘹庹痉蛛x出了大量的硫化鐵，井下油、套管被大量硫化鐵堵塞及井下油、套管表面呈現(xiàn)很深局部潰瘍腐蝕。（3）CO2 腐蝕 CO2對(duì)碳鋼的腐蝕是一不可低估的因素。腐蝕產(chǎn)物為

21、FeCO3和Fe(OH)2，后者可與HCO3-作用生成FeCO3。腐蝕開(kāi)始時(shí),金屬表面早已形成的結(jié)合力強(qiáng)的Fe(HCO3)2膜發(fā)生變化： Fe(HCO3)2+Fe2FeCO3+H2，從而形成結(jié)合力較差、微孔的保護(hù)性較差的FeCO3膜，因而引發(fā)碳鋼的腐蝕(主要是點(diǎn)蝕)。即碳鋼在飽和 CO2的鹽溶液中和較寬的pH值范圍內(nèi)雖可在金屬表面形成一層牢固的Fe (HCO3)2膜，該膜對(duì)碳鋼有一定的保護(hù)作用,但隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，F(xiàn)e (HCO3)2會(huì)逐漸轉(zhuǎn)化成與金屬表面結(jié)合力較差的FeCO3而失去保護(hù)作用。鋼鐵表面覆蓋不同腐蝕產(chǎn)物的區(qū)域以及不同腐蝕產(chǎn)物的接界區(qū)都可能由于電偶差而導(dǎo)致局部腐蝕。（4）硫酸鹽還原菌

22、SRB腐蝕 硫酸鹽還原菌SRB是主要的腐蝕微生物，其特點(diǎn)是點(diǎn)蝕。中國(guó)科學(xué)院金屬研究所專家認(rèn)為，磨溪?dú)馓镫娀瘜W(xué)腐蝕不會(huì)那么快，可能還有微生物腐蝕。經(jīng)取樣送中科院微生物研究所分析表明確有細(xì)菌尸體存在。研究表明：SRB在37左右最適宜生長(zhǎng)繁殖,溫度-1550時(shí)生長(zhǎng)較快，隨著溫度升高,SRB生長(zhǎng)減慢,菌量減少，且在8090也能存活。SRB對(duì)碳鋼的腐蝕作用與溫度、Fe2+濃度和形成的腐蝕產(chǎn)物硫化鐵的結(jié)構(gòu)有關(guān)。1.4 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串腐蝕分析 油管腐蝕狀況在對(duì)沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串分析中發(fā)現(xiàn)，絕大部分氣井管串下深位置及結(jié)構(gòu)不合理，且修井作業(yè)發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)管串腐蝕嚴(yán)重，影響氣井后期帶液生產(chǎn)和修井

23、作業(yè)。根據(jù)沙罐坪氣田石炭系氣藏氣井的井下環(huán)境及取樣油管的腐蝕分析可以判斷，沙罐坪氣井油管腐蝕己比較嚴(yán)重。(1)被更換油管的腐蝕狀況沙罐坪氣2002年開(kāi)始對(duì)試修作業(yè)井更換的油管進(jìn)行取樣分析，到目前為止已對(duì)罐2、3、7井的腐蝕油管取樣，從腐蝕情況知，腐蝕井段在油管中上部，腐蝕形式主要是點(diǎn)孔腐蝕等，且外壁腐蝕嚴(yán)重，內(nèi)壁未見(jiàn)明顯腐蝕。油管腐蝕狀況見(jiàn)圖10、11 。圖1.10 罐3井油管腐蝕斷裂圖 圖1.11 罐3井節(jié)箍腐蝕狀況 備注：自 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串適應(yīng)性分析，黎洪珍 龐宇來(lái)等。(2)未換油管的氣井油管腐蝕狀況分析根據(jù)罐2、3、7井取樣油管的腐蝕分析知，3口井腐蝕嚴(yán)重。根據(jù)流體性質(zhì)、井

24、下環(huán)境、換油管前的生產(chǎn)歷程等對(duì)比分析，推測(cè)相似條件下各氣井油管的腐蝕情況見(jiàn)表1.4。表1.4 未更換油管腐蝕狀況分析井號(hào)完井時(shí)間投產(chǎn)時(shí)間有無(wú)酸化H2Sg/m3CO2g/m3腐蝕狀況10有9.26924.019未穿孔，但油管整體可能腐蝕嚴(yán)重11有7.41526.748未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴(yán)重19有6.27726.475未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴(yán)重20有5.47822.927未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴(yán)重21有4.42829.205未穿孔，可能油管腐蝕較重25有4.55124.019未穿孔，油管中下部可能腐蝕26有5.62433.736未穿孔，可能腐蝕嚴(yán)重28有6.38127.294未穿孔

25、，油管上部可能腐蝕嚴(yán)重29有6.62432.283未穿孔，可能腐蝕嚴(yán)重3187.12無(wú)6.61627.155未穿孔，可能腐蝕嚴(yán)重備注：根據(jù)罐2、3、7井油管腐蝕斷落原因分析及腐蝕評(píng)價(jià)報(bào)告及重慶氣礦氣井緩蝕劑保護(hù)技術(shù)方案和經(jīng)驗(yàn)分析油管腐蝕狀況。 腐蝕因素氣井H2S含量4.4289.269g/m3之間，CO2含量22.75433.736g/m3之間，且大多數(shù)井產(chǎn)凝析水，部分井Cl-含量較高，整個(gè)氣藏氣田水水型基本以NaHCO3和CaCl2為主，礦化度較低。氣、水分析見(jiàn)表3。通過(guò)分壓計(jì)算知，罐2、3、7、10、11、19、20、28井主要腐蝕因素為H2S、CO2，罐21、25、26井以CO2、H2S

26、腐蝕為主，罐29、31井以H2S、CO2、Cl腐蝕為主。見(jiàn)表1.5。表1.5 氣井主要腐蝕因素表井號(hào)井口壓力(MPa)PH2S(MPa)PCO2(MPa)PH2S/ PCO2主要腐蝕因素罐2井8.730.0520.1080.481H2S、CO2、罐3井7.140.0320.1140.281H2S、CO2罐7井13.440.0480.1610.298H2S、CO2罐10井7.170.0470.0930.505H2S、CO2罐11井8.000.0420.1160.362H2S、CO2罐19井6.890.0300.0990.303H2S、CO2罐20井8.620.0330.1070.308H2S、C

27、O2罐21井10.540.0330.1680.196CO2 、H2S罐25井8.560.02740.11130.246CO2 、H2S罐26井190.07410.3480.213CO2 、H2S罐28井8.840.03890.1310.297H2S、CO2罐29井15.90.0730.2780.263H2S、CO2 、Cl罐31井300.1380.4410.313H2S、CO2、Cl 備注：自 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串適應(yīng)性分析，黎洪珍 龐宇來(lái)等。2. 油管腐蝕機(jī)理研究大多數(shù)氣井所處的井下環(huán)境十分惡劣, 氣井壓力高, 腐蝕性介質(zhì)多，含量高，使井下的油、套管發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕破壞。通過(guò)前文對(duì)氣井

28、油管腐蝕因素的大致探討，概括起來(lái)，氣井油管腐蝕主要因素包括：CO2，H2S，電化學(xué)，微生物以及油管材料等。為了更加詳細(xì)的了解它們對(duì)油管腐蝕的機(jī)理和影響因素，分別對(duì)它們進(jìn)行分析。2.1 CO2 在油氣生產(chǎn)系統(tǒng)的溫度下，干CO2本身不具有腐蝕性，但是其溶于水后，在相同的pH值條件下它對(duì)鋼鐵的腐蝕比鹽酸還嚴(yán)重。通過(guò)水，它可以在鋼和與鋼接觸的水之間產(chǎn)生電化學(xué)反應(yīng)。CO2腐蝕是一個(gè)全球性的問(wèn)題，它所引起的重大事故舉不勝舉，經(jīng)濟(jì)損失十分嚴(yán)重，同時(shí)也造成了一定的環(huán)境污染。 CO2的腐蝕機(jī)理鋼鐵在CO2水溶液中的腐蝕，其基本過(guò)程為：當(dāng)氣相CO2遇水時(shí)，一定數(shù)量的CO2將溶解于水形成具有一定CO2：濃度的溶液，

29、CO2在水中的溶解量主要取決于溫度。溶液中的CO2 濃度和CO2分壓成一定比例，即：CO2=H* Pco2。溶解在水中的CO2，和水反應(yīng)生成碳酸： CO2+H2O =H2CO3溶液中的CO2和Fe的反應(yīng)促使了Fe的腐蝕： Fe+H2CO3FeCO3+H2但是溶液中的HCO3-絕大部分是以H+和HCO3-在的，因此，反應(yīng)生成物中的大多數(shù)物質(zhì)不是FeCO3而是Fe(HCO3)2。Fe(HCO3)2在高溫下不穩(wěn)定并分解為 ： Fe(HCO3)2 FeCO3+H2O+CO2 實(shí)際上，CO2腐蝕是一種典型的局部腐蝕腐蝕產(chǎn)物碳酸鹽 (FeCO3、CaCO3)或不同的生成膜在鋼鐵表面不同區(qū)域的覆蓋程度不同。

30、而且不同覆蓋度的區(qū)域之問(wèn)形成了自催化作用很強(qiáng)的腐蝕電偶。CO2 的局部腐蝕就是這種腐蝕電偶作用的結(jié)果。這一機(jī)理也很好地解釋了水化學(xué)作用和在現(xiàn)場(chǎng)一旦發(fā)生上述過(guò)程時(shí)。局部腐蝕會(huì)突然變得非常嚴(yán)重等現(xiàn)象。 CO2的腐蝕的影響因素和腐蝕特性 在產(chǎn)生CO2腐蝕時(shí)，金屬破壞的基本特征是局部腐蝕，但均勻腐蝕現(xiàn)象也時(shí)有發(fā)生。CO2：腐蝕低碳鋼的過(guò)程是一種錯(cuò)綜復(fù)雜的電化學(xué)過(guò)程。在無(wú)S等條件下，影響鋼的CO2：腐蝕特性因素很多，主要是CO2分壓(Pc )、溫度(T)、流速(v )、介質(zhì)組成、管材的性質(zhì)和管材所承受的載荷等，并因此導(dǎo)致鋼的多種腐蝕破壞，高的腐蝕速率，嚴(yán)重的局部腐蝕、穿孔，有的甚至發(fā)生應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂 (S

31、SC)等。（1）溫度 溫度對(duì)CO2腐蝕的影響十分重要復(fù)雜。Fe2+的溶解速度隨溫度升高而加大，F(xiàn)eCO3的溶解速度則隨溫度升高而降低，前者加劇了腐蝕，后者有利于保護(hù)膜的形成，造成了錯(cuò)綜復(fù)雜的關(guān)系。較低溫度階段，腐蝕速度隨溫度升高而加大；在100左右腐蝕速度最大，超過(guò)100腐蝕速度又下降。國(guó)外研究者對(duì)于不同溫度下的CO2腐蝕選擇了三種情況來(lái)探討：1）在較低溫度時(shí)，腐蝕產(chǎn)物FeCO3難以在有效的保護(hù)膜；2）在100左右，此時(shí)FeCO3保護(hù)膜出現(xiàn)粗大的結(jié)晶并繼續(xù)增大和剝裂，有產(chǎn)生坑蝕到局部腐蝕；3）在150左右，F(xiàn)e2+初始的溶解速度加大在鋼鐵表面的濃度加大，而FeCO3的溶解速度降低，很快形成薄而

32、致密的保護(hù)膜。這種保護(hù)膜大約鋼鐵接觸到腐蝕介質(zhì)的最初二十小時(shí)左右形成，此后就具有保護(hù)作用。不同的金屬材料在相同條件下則表現(xiàn)出不同的腐蝕速度。（2）分壓。 溫度較低，沒(méi)有完善的膜保護(hù)，腐蝕速度隨CO2分壓的增加而加大。在100左右，膜的保護(hù)不完全，出現(xiàn)坑蝕到局部腐蝕，其腐蝕速度也隨CO2分壓的增加而加大，在150左右，致密的保護(hù)膜形成，腐蝕速度大大降低；在100以下，碳鋼和低合金鋼的腐蝕速度隨CO2的分壓的增加呈指數(shù)增加。PCO2在0.1MPa以下時(shí)腐蝕速率超過(guò)0.2mm/a,13Cr鋼的腐蝕速率遠(yuǎn)小于碳鋼和低合金鋼，在150以下不受CO2分壓的影響。3）流速實(shí)際經(jīng)驗(yàn)和實(shí)驗(yàn)室研究表明，流速對(duì)鋼的

33、腐蝕有較大的影響。腐蝕速率隨流速增加有驚人的增大，并導(dǎo)致嚴(yán)重的局部腐蝕。實(shí)際上，流動(dòng)的氣體或液體將對(duì)設(shè)備內(nèi)壁構(gòu)成強(qiáng)烈的沖刷，除了使設(shè)備承受一定的沖刷力、促進(jìn)腐蝕反應(yīng)的物質(zhì)交換外，還將抑制致密保護(hù)膜的形成，影響緩蝕劑作用的發(fā)揮，尤其是在材料內(nèi)壁已不光滑的條件下，局部的流速可能遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于整體流速，而且還可能出現(xiàn)紊流，因此必然會(huì)對(duì)腐蝕速率有一定的影響。近來(lái)的研究表明，流速的提高并不都帶來(lái)負(fù)面效應(yīng)。它對(duì)腐蝕速率的影響和碳鋼的鋼級(jí)有關(guān)。通過(guò)對(duì)C90、2Cr、L80等鋼的研究發(fā)現(xiàn)，C90和2Cr鋼的試驗(yàn)中均發(fā)現(xiàn)有一個(gè)取決于鋼級(jí)和腐蝕產(chǎn)物性質(zhì)的臨界流速，高于此流速，腐蝕速率不再變化,對(duì)于L80鋼的研究則發(fā)現(xiàn)，

34、流速對(duì)腐蝕速率的影響和上述鋼不同，隨流速提高，點(diǎn)蝕速率降低。這和腐蝕產(chǎn)物 Fe3C和Fe3O4的出現(xiàn)有關(guān)。高流速影響Fe2+溶解動(dòng)力學(xué)和FeCO3的形核，形成一個(gè)雖然薄但更具保護(hù)性的薄膜，因而，提高流速反而使腐蝕速率降低了。（3）合金元素的影響以前的研究者都認(rèn)為，當(dāng)溫度較低時(shí)，隨Cr含量的增加，腐蝕速度隨之降低。但是最近的研究結(jié)果表明，Cr含量對(duì)腐蝕速率的影響絕非如此簡(jiǎn)單，不同Cr含量在不同溫度存在一個(gè)最大的應(yīng)力腐蝕速率，而且此溫度隨Cr含量的升高向高溫方向移動(dòng)，與此同時(shí)，不含Cr鋼和含Cr量至5的鋼種，在200時(shí)，其腐蝕速率出現(xiàn)最小值，Ikeda同時(shí)認(rèn)為，一定含量的Cr可以降低CO2的腐蝕速

35、率，但是在某些特定環(huán)境下和材料共同作用下，CO2的腐蝕抗力將降低。值得注意的是，當(dāng)Cr含量較高時(shí)，局部腐蝕的傾向?qū)㈦S之加大。2.2 H2S H2S腐蝕機(jī)理 H 2S是弱酸 ,在水溶液中按下式離解: (1) 溶液中 S 與 Fe 發(fā)生以下化學(xué)反應(yīng): (2) FexSy為各種結(jié)構(gòu)硫化鐵的通式。隨著式(2) 反應(yīng)的進(jìn)行 ,溶液中H2S含量及pH 值隨之變化 ,對(duì)腐蝕過(guò)程帶來(lái)以下影響： （1） 根據(jù)反應(yīng)式（1）H2S離解的產(chǎn)物HS-、S2-吸附在金屬的表面，形成加速電化學(xué)腐蝕的吸附復(fù)合物離子Fe (HS)-。吸附的HS-、S2-使金屬電位移向負(fù)值，促使陰極放氫加速。同時(shí)，又使鐵原子間鍵的強(qiáng)度減弱，使鐵

36、更容易進(jìn)入溶液，加速了陽(yáng)極反應(yīng)。 （2）生成物硫化鐵加劇電化學(xué)腐蝕。從電子顯微鏡中得知，H2S濃度較低時(shí)，能生成致密的硫化鐵膜主要由硫化鐵、二硫化鐵組成，該膜能阻止鐵離子通過(guò)，可顯著降低金屬的腐蝕速度，甚至使金屬接近鈍化狀態(tài)。但是H2S濃度如果較高，其生成的硫化鐵膜呈黑色疏松分層狀或粉末，其主要成分為Fe9S8，該膜不但不能阻止鐵離子通過(guò)，反而與鋼鐵形成宏觀電池。硫化鐵為陰極,碳鋼為陽(yáng)極，因而加速金屬腐蝕。這樣造成磨溪?dú)馓锛瘹庹痉蛛x出了大量的硫化鐵，井下油、套管被大量硫化鐵堵塞及井下油、套管表面呈現(xiàn)很深局部潰瘍腐蝕。2.2.2 H2S的腐蝕類型（1）電化學(xué)失重腐蝕 電化學(xué)失重腐蝕也叫硫化應(yīng)力開(kāi)裂(SSCC)腐蝕。在濕狀態(tài)下,H2S、CO2 的分壓會(huì)產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕,而且這種腐蝕作用會(huì)隨分壓值的升高而劇。劇烈的電化學(xué)失重腐蝕會(huì)導(dǎo)致承壓管道和設(shè)備的壁厚迅速減薄,而且大量的腐蝕產(chǎn)物的生成和積聚還會(huì)給管路和設(shè)中的流通及自控儀表的正常工作帶來(lái)困難。硫化應(yīng)力開(kāi)裂(SSCC)容易發(fā)生在焊接縫或熱影響區(qū)中的高硬度值的部位。它與鋼材的化學(xué)成分、力學(xué)性能、顯微組織、外加應(yīng)力與殘余應(yīng)力之和以及焊接工藝等都有密切聯(lián)系。（2）氫誘發(fā)裂紋(HIC) 當(dāng)電化學(xué)產(chǎn)生的氫滲透到鋼材內(nèi)部組織比較疏松的夾雜物(包括硫化物