我國各大油田腐蝕情況介紹

1、油田腐蝕情況介紹在影響汕套管腐蝕的諸多介質(zhì)中CO2和 H2S是最常見和最有害的 兩種腐蝕氣體介質(zhì)，它們的作用會導(dǎo)致所謂酸性腐蝕(sour corrosion)和甜腐蝕(sweet corrosion )。在石油天然氣的開發(fā)過程 中，油田主要存在的兩大腐蝕問題為：一種是主要以CO2和H2S單獨 造成的腐蝕即CO2腐蝕和 化物應(yīng) 腐蝕開 ，另-種是以 CO2+H2S+C1-等氣體和介質(zhì)共存的情況下造成的腐蝕，它們僅給油田 造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失 ,而且往往帶來一些災(zāi)難性的后果，如人員傷 亡、停工停產(chǎn)以及環(huán)境污染等。目前我國塔木、長慶、四川、華、 江漢等的某些區(qū)塊主汕氣田均存在嚴(yán)重的 CO2腐蝕，而且這

2、些油田 少區(qū)塊還存在為嚴(yán)重和復(fù)雜的CO2+H2S+C1-綜合腐蝕。1 塔木油田CO2腐蝕環(huán)境調(diào)研塔木油田地處新疆塔克瑪干沙漠，油氣井多是4000m以上的深井和超深井，井下溫、壓和腐蝕介質(zhì)含很高，環(huán)境十分惡。因此勘探開發(fā)難大、成本高，油田建設(shè)投資巨大。隨著油田的斷 開發(fā)生產(chǎn)，油田含水持續(xù)上升，腐蝕問題將越來越嚴(yán)重。表1塔木主要油氣田腐蝕因素統(tǒng)計表油氣日腐旬、組分含地層CO2(%)Cl- (104mg/L)H2S (mg/m3)溫(C)壓 (MPa)牙哈23凝析氣田0.7 1.2101212014056桑南凝析氣田0.323.4610.3612.731151235359克 2氣田0.60.740.

3、057580.287110074迪那凝析氣田0.160.530.099777.234118139102111輪南油日0.059.448.3214.81231294952解放渠東油田0.082.3811.3414.971191266062塔中4油田0.216.64.4525.81051162540塔中16油田0.294.444.07419.451101173744塔中10油田0.468.140.1796.0181061174551哈得遜油田0.886.088.1718.221081165255Puckett-Ellenberger2815112.843.4Brown-Bassett5015112

4、.843.4塔中1號氣田2.494.210.36618.48716.932560 (83號井 3270)1281345163東河塘油田0.3824.925.8915.176.71501401434265輪古油田0.1511.796.67813.5619161231305862和田河油田0.081.685.4680.587.147024塔中6氣田0.833.756.85947.3049376001091194246Puckett-Ellenberger2815112.843.4Brown-Bassett5015112.843.4江：該表的數(shù)據(jù)統(tǒng)計的是各區(qū)塊最具代表性的數(shù)據(jù)，并非全部數(shù)據(jù)。塔木油田

5、，環(huán)境十分惡及復(fù)雜，包括高溫、高壓、CO2-H2S-C1-共存腐蝕環(huán)境、CO2-C1-共存腐蝕環(huán)境以及H2S-C1-共存腐蝕環(huán)境，見 表1。以表1中可以看出，存在H2S酸性腐蝕環(huán)境區(qū)塊均同時含有 CO2氣體，某些CO2含較低的油氣井的環(huán)境可以看作是 H2S 、C1-共 存腐蝕環(huán)境，但這種情況很少見。表2塔木輪南油田介質(zhì)環(huán)境介質(zhì)成分Cl-HCO-3SO42-Mg2+Ca2+濃(g/L)200.61.20.10.6條件 溫：60-15OC，CO2 分壓：10atm，速：1m/s塔木油田井下工況環(huán)境復(fù)雜還在于其介質(zhì)環(huán)境具有高的總礦化、氯離子含、CO2含、鐵含和低 pH直。有很強(qiáng)的腐蝕性。以輪南 油田

6、為，其原始地層壓在 50MPa以上，溫為 120C左右，氯離 子含高達(dá) 13x104mg/L，礦化達(dá) 2013x104mg/L左右，CO2分壓 0.73.5MPa，見表2。這樣惡的腐蝕環(huán)境往往會對井下設(shè)備造成十 分嚴(yán)重的腐蝕。根據(jù)塔木油田高溫、高壓、CO2-H2S-Cl-共存腐蝕環(huán)境、CO2-C1-共存腐蝕環(huán)境及水介質(zhì)參數(shù)種類與特征和已發(fā)生腐蝕破壞油管的腐蝕 缺陷形狀與特點可以判斷，塔 木油田腐蝕的類型屬于 在含 CO2-H2S-C1-/CO2-C1-和地層水中的CO2腐蝕。塔木油田已存在較嚴(yán) 重的CO2腐蝕且已發(fā)生多次CO2腐蝕失效事故，腐蝕類型以具有自世 化加速發(fā)展特征的局部腐蝕為主，且腐

7、蝕速很高，而均勻腐蝕則 較輕微。腐蝕部位的形狀大多是點坑狀、溝槽狀以及具有平底銳邊的 臺地狀等。油田腐蝕與結(jié)垢現(xiàn)狀調(diào)研表明：油田目前已存在較嚴(yán)重 的腐蝕與結(jié)垢問題。2 大慶油田腐蝕環(huán)境調(diào)研大慶油田深層氣藏主要存在CO2腐蝕，慶深氣田產(chǎn)出體組分相當(dāng)復(fù) 雜，一般主要成份為氮氣、甲烷、二氧化碳、乙烷、丙烷、丁烷等， 其產(chǎn)液隨著開采時問及開采方式的同而同。 深層氣井產(chǎn)液的礦 化較高，達(dá)到 6000 m g /L以上；產(chǎn)水類型為C aCl或NaCl型，C1- 含較高；PH值均在7. 0左右，呈酸性；深層產(chǎn)液含氧，其產(chǎn)液成 分中離CO2含較高。大慶油田深層氣藏目前投入開發(fā)的主要是砂礫 巖和火山巖兩類儲層。

8、慶深氣川儲層埋藏深大于 2 500 m,地層壓 、溫較高，巖性復(fù)雜，產(chǎn)出氣中普遍含有CO2，試氣時一般含在0.52.6%之問，生產(chǎn)過程中會發(fā)生一定變化。如力深2井在1996 投產(chǎn)初期CO2含1.85%，到2003CO2含已升至 5. 36%。力深2井因井下管柱腐蝕嚴(yán)重，于20047月已實施報廢處。以起出的油管分析，主要表現(xiàn)為局部腐蝕，內(nèi)表面腐蝕遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于外表面，形 成與氣方向的海槽，油管 600m以上腐蝕嚴(yán)重，部分油管甚至已腐 蝕成篩網(wǎng)狀。油管600 m以下主要是均勻腐蝕，其絲扣腐蝕較嚴(yán)重。 3中原油田腐蝕環(huán)境調(diào)研。原油田自1989采用氣舉采油，油井增產(chǎn)效果十分明顯，但隨著 含水的逐力高， 腐蝕

9、也日加劇，截至目前已多次發(fā)現(xiàn)油管腐蝕 穿孔和套管腐蝕泄現(xiàn)象，影響油田的正常生產(chǎn)，直接經(jīng)濟(jì)損失 在千萬元以上。表3為該油田中文13-127井及其文13- 257井的水質(zhì)資情況分析， 以樣品所在生產(chǎn)井的水質(zhì)情況知道，兩井高含水，且pH直較低，礦 化和 Cl -, Ca2+、HCO3-、CO2含高，會對碳鋼造成較強(qiáng)的腐蝕。且 對中原油田氣舉井套管、油管的腐蝕結(jié)果進(jìn)分析后，發(fā)現(xiàn)失效主要 是由于油井高礦化產(chǎn)出水中 CO2腐蝕作用的結(jié)果。說明該油田以CO2腐蝕為主表3樣品所在生產(chǎn)井的水質(zhì)情況mg/L井號產(chǎn)液量（折仙含水（%）溫度汜）總礦化度（乂伸）沱+K*3*M* +cr xlO 長慶油田腐蝕環(huán)境調(diào)研長慶

10、油田位于陜甘寧盆地，自70代開發(fā)以來，已先后建成近 2500 口油井及300 口氣井。由于陜甘寧盆地屬多層性大型自水盆地，下 白晉系河宣君組分布范圍廣，產(chǎn)水高達(dá)每天10000m3，自每)機(jī)）HCOpH CO?SRBi 13-12721803516.65。乃91225770410. 136594626.5136It)文 13-25713943518.656679625046310. 6170982666.516710天2000m3，壓6-7MPa水質(zhì)主要是Na2S04及CaCl2卡型 還含有SO/-、CO2、H2S、Cl-、SRB（酸鹽還原菌），總礦化很高 ，氣井平均地層 溫為104C，壓在 3

11、0Mpa左右，在這種高溫高壓條件下，體系的腐蝕將非常嚴(yán)重。如此惡的腐蝕環(huán)境造成長慶油田油套管柱的 嚴(yán)重腐蝕。以長慶腐蝕特點來看，油管多發(fā)生內(nèi)璧腐蝕；從腐蝕環(huán)境來看，腐蝕 主要由具有CO2、H2S、Cl-、SRB和高溫高壓高速聯(lián)合作用引起的腐 蝕。由于上述腐蝕特點，油管在使用過程中的腐蝕問題非常嚴(yán)重，每 有大批油管腐蝕穿孔。至1996底，已有 502 口井損壞，平均壽命6-7，而且以每7-10%的損失逐增加。表4為長慶油田提供長慶油田模擬腐蝕環(huán)境：表4長慶油田模擬腐蝕環(huán)境腐蝕介質(zhì)成分NaHCO3CaCl2含（g/L）0.20.215.632實驗條件溫：60C，CO2分壓：0.1MPa，速：1m/

12、S，含水100%或含水80%、含原油20%5四川氣田腐蝕環(huán)境調(diào)研含化氫天然氣在全球分布廣泛。我國目前已在四川、渤海灣、鄂爾多斯、塔木和準(zhǔn)噶爾等含油氣盆地發(fā)現(xiàn)含化氫天然氣。 其化氫含變化區(qū)間很大，以微含化氫到天然氣中化氫含占92%以上。四川氣區(qū)70%的井生產(chǎn)的天然氣含有化氫和二氧化碳。由于 產(chǎn)層壓高，H2S和CO2的分壓也高，一般均達(dá)到酸性天然氣界線。因此，含氣井一般也為酸性天然氣井。四川氣田中CO2-H2S共存氣田的腐蝕具有多樣性，因氣藏的介質(zhì)含，凝析油田產(chǎn)， Cl-含 同。下表為部分四川氣田中CO2、H2S共存氣田的腐蝕性環(huán)境情況：以四川磨溪氣田天然氣井下腐蝕的數(shù)據(jù)為：井中H2S含為1.66

13、%2.35%，CO2 含為0.36%0.89%。少地層水含有CO2、H2S、Cl-，單井日產(chǎn)水為0.13m3/d,地層水中Cl-50000120000mg/L,礦化為 69630222800 mg/L。井深約2700m，所用油管為日本NT-80SS抗 油管。該氣田自19943月正式投入開發(fā)后，氣田地下管及地而集輸系統(tǒng)受到嚴(yán)重腐蝕，導(dǎo)致油管斷，油嘴、針閥被，水套爐、 輸氣支線經(jīng)常堵，集氣干線超壓，清管頻繁，嚴(yán)重危及氣田安全生 產(chǎn)。氣田在試生產(chǎn)的頭三就有 10余口井油管因腐蝕而穿孔或斷 入井底，換腐蝕穿孔的油管達(dá)數(shù)千米，斷于井內(nèi)的油管有1600多米無法打撈。腐蝕發(fā)生在油管柱下端約2000m以下的積

14、水段， 2000m以上未見任何腐蝕。腐蝕產(chǎn)物主要是化鐵和少的氯化鐵。研究發(fā)現(xiàn)，腐蝕以電化學(xué)腐蝕和H2S腐蝕為主，兼有CO2、酸鹽還 原菌(SRB)等腐蝕。表5四川部分氣田CO2、H2S和地層水含表酸性氣體H.S(S)CCh(S)cr(mg/L)礦化度(L)臥龍河大天池陽高寺6吉油田腐，中壩吉油田屬于低zTV*cT/CPim3PiZ蝕環(huán)境63. 6583. 17091.9371. 11900, 0582. 25418.097105. 17425. 32250. 39228.1042. 45110, 49039.94196. 863腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象越來越突出。腐蝕、6, 3269盜.0.92 284

15、12 986030 352019 73629 11645 87433 525開發(fā)時間CaChCaCkCaCbMgCbCaCkCaChCaCh的延長，0. 3922. 68050.49033. 8948. 1076. 6836. 839注采系統(tǒng)06地層壓逐漸低，注水井欠注嚴(yán)重，地層能足；油井綜合含水逐提高，產(chǎn)遞減迅速， 已嚴(yán)重影響油田正常生產(chǎn)。表 4為吉乾安油田大情字油田侵蝕性物質(zhì)分析結(jié)果，結(jié)果表明，乾安油田大情 字地區(qū)雖處于開發(fā)的初期，但油田產(chǎn)出水成份復(fù)雜，為高程，高礦 化，結(jié)垢型水質(zhì)，有少CO2和H2S腐蝕性氣體；同時，有較高的HCO3 ，C1-，并有一定的負(fù)程，產(chǎn)生垢下腐蝕；給井下采油設(shè)備

16、 帶來嚴(yán)重的腐蝕破壞和結(jié)垢。表6 吉乾安油田大情字油田侵蝕性物質(zhì)分析結(jié)果號慮日1- 33- 116- 264- 31SO- 3184 - 27%- 21100- 21104- 19pH值1 10 7.6 15276 29.4 104 2 13.6 61 17. 5 R40a 0 130-0 7990 00 7m 60 0.00 7. 60 13.00 K5.0 fiB 15 25.23 IB. 32 0-2 95 95 15現(xiàn)負(fù)程；水中氯離子含高，達(dá)4000 mg/ L9400mg/ L。同時還含有較高的酸根離子。是引起油井及管網(wǎng)結(jié)垢的主要原因。6.2油井產(chǎn)出水中含有較高濃的侵蝕性離(C1- , HC03-),侵蝕性氣體(H2S, C02, 02)和侵蝕性菌類(SR