【正文】 4P nC4 5P1 iC5 5P nC5 6P C6 6A Benzene 7P C7 7A Toluene XF1 FRACHAR XF2 FRACHAR XF3 FRACHAR XF4 FRACHAR XF5 FRACHAR XF6 FRACHAR XF7 FRACHAR XF8 FRACHAR XF9 FRACHAR XF10 FRACHAR 12 XF11 FRACHAR 由上表及 井流物 測試可以看出 該氣田 介質特征 ：①、 高壓 ；②、 高產(chǎn)量 ；③、氣體組分中幾乎不含 H2S； ④、 氣體組分中含有一定量的 CO2；⑤、 氣田開采中期要出水 ；⑥、 天然氣水中 Cl含量為 100677mg/L；⑦、 介質輸送溫度為 40℃～ 80℃ 。自 20xx 年 10 投產(chǎn)至 20xx 年 10 月 22 日 ， 采氣樹閥門、立管及地面集氣管線因腐蝕而內漏、刺漏的情況不斷發(fā)生，共有 11 次。 在含 CO2 和 Cl的條件下，采用 Cr2M2N 不銹鋼 (22%～ 25%Cr)做油管和套管。雙相不銹鋼是一種具有優(yōu)良耐 Cl和 CO2 腐蝕性能和較高機械性能的鋼種，具有高的耐點蝕、均 勻腐蝕、應力腐蝕開裂的能力。 ③、降低 CO2 分壓。 在油氣井中，最嚴重的腐蝕將發(fā)生在溫度為 60~100℃范圍內，并且這一溫度通常與氣井內的露點溫度相一致?？死瓪馓?在完井工藝采用了國際先進的大尺寸、全通經(jīng)、錐形結構的最新管柱 結構，這種結構可以使 CO2 腐蝕有所降低 。 20xx 年 7 月 14 日， 某 井采氣樹生產(chǎn)翼手動平板閘閥和液控安全閥之間的EE 級的儀表法蘭流道被 CO2 腐蝕，儀表法蘭兩側的 BX154 鋼圈的上部已嚴重腐蝕，上流鋼圈的上部已穿孔，引發(fā)刺漏事故。 通過對 兩個 氣田 CO2 腐蝕情況的分析，我們可以看出以下幾點： 天然氣中存在 的 CO2 與水在高溫高速下 會對金屬造成嚴重 腐蝕。 同樣是 DD 級的閥門，低于 40℃以下的兩口井（ YH23113， YH301）肉眼觀察沒有發(fā)現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象，說明在低于 50℃ 的情況下，雖然有二氧化碳存在，而且含水、大流量、高流速工況， 但是 由于 CO2 在低溫條件下酸性較弱 ，所以造成的腐蝕較弱 。以上 充分 說明速度及流態(tài)變化 對 CO2 的腐蝕程度 有很大 影響。 下表顯示的是各種等級材質適用的工況： 材料等級 H2S (psi) CO2 (psi) 氯化物 (ppm) 最高溫度 AA (合金鐵 ) 無腐蝕性的一般設備 7 20,000 350186。C) CC (不銹鋼 ) 帶腐蝕性的一般設備 30 50,000 250186。C) EE (NACE 不銹鋼合金鐵 ) 帶有輕微腐蝕性的硫化設備 7 to 30 50,000 350186。C) HH (全面鍍金 ) 具有極度腐蝕性的硫化設備 10 30 100,000 350186。 對于氣田開發(fā)的整體過程來說，開發(fā)初期采取相應的防腐措施是必要的，但是采取的防腐措施現(xiàn)場效果如 何則需要實際的監(jiān)測。 ③、高壓氣井的沖蝕現(xiàn)象嚴重，加速 了 CO2 腐蝕。 b、在流速為 79m/s 的實驗中，流體沖蝕沒有發(fā)生，在流速更高的情況下的實驗沒有做過。 針對問題提出的建議 ①、針對不同階段采取不同的防腐措施。 基于 某 井采氣樹 CO2 腐蝕穿孔引發(fā)刺漏事故以及 某 氣田 CO2 腐蝕造成的內漏、刺漏情況， 已在實踐中證明 DD 級材質不能滿足目前氣田氣井的實際工況。 推薦采用常用的四種腐蝕檢測方法：掛試片法、液體鐵離子濃度測定法、內徑卡尺法、 X 光檢測法。 ④、 氣田氣井慎用涂層油管， 建議 油套環(huán)空采用防腐隔離液。在選取環(huán)空保護液時需要考慮以下因素：合理的密度、有效的周期性、材質。 由于緩蝕劑對于服役條件下的緩蝕效果不但需預先在實驗室作評價，而且必須在現(xiàn)場運行初期進行驗證，所以 建議加強各方溝通，根據(jù)天然氣組分、管道內溫度、壓力等參數(shù)變化，以及現(xiàn)有設備管材的腐蝕現(xiàn)狀，及時與產(chǎn)品研制單位溝通協(xié)調，研制具有針對 性的防腐、緩蝕劑。因此，除了應考慮單相流中的諸多因素外，還必須考慮水濕性、水合物等對管材的影響。 17 參考文獻： 孫龍德，《 全國 盆地凝析氣田開發(fā)》，北京，石油工業(yè)出版社， 20xx。 張忠鏵、郭金寶 .，《 CO2 對油氣管材的腐蝕規(guī)律及國內外研究進展》，寶鋼技術， 20xx。論文主要是在總結前人經(jīng)驗的基礎上分析問題，提出的觀點還很幼稚，但其畢竟是自己對 CO2 腐蝕問題的認識和總結，因此懇請各位領導和同事批評指正。 李鶴林、路民旭，《腐蝕科學與防腐工程技術新進展》， 北京，化學工業(yè)出版社， 1999。 四川石油管理局，《天然氣工程手冊》，北京，石油工業(yè)出版社， 1982。 CO2 腐蝕受許多因素的影響 ， 包括環(huán)境、物理和冶金因素 ， 各因素都交互影響 。特別是在井下，由于從井底到井口過程中，溫度、壓力及水的凝結情況等都隨井深發(fā)生變化，如地層水中金屬或非金屬離子含量變化會對腐蝕產(chǎn)生影響，因此，井下的 CO2 腐蝕情況是錯綜復雜的， 難以用單項因素影響來進行分析。 對于 該 氣田這樣的高壓 高產(chǎn)天然氣井，需慎用通常的加緩蝕劑方法防腐。 油套環(huán)空采用防腐隔離液的措施是油套管保護的有效措施。 16 選取監(jiān)測點時應選取含水相較高、腐蝕較為嚴重的部位，并且應選取便于帶壓開孔及試片取放操作的部位監(jiān)測。 ③、 建議設點定期對現(xiàn)有的 CO2 防腐措施及影響因素進行監(jiān)測。所以在氣田開發(fā)前期，應加強防腐措施效果數(shù)據(jù)的采集，為氣田開發(fā)后期的安全生產(chǎn)積 累必要的數(shù)據(jù)和經(jīng)驗。規(guī)則就是“沒有固體，沒有沖蝕”。在油氣田開發(fā)中，固體通常指的是地層砂、裂縫支撐劑或者是鹽。 通過對天然氣介質的腐蝕速度、溫度、壓力、流速、 CO2 的含量、 PH 值、離子組成、總礦化度等的監(jiān)測分析，可以為系統(tǒng)評價腐蝕因素、防腐蝕技術措施的選擇提供數(shù)據(jù)基礎。C) 由上表看出， DD 級材質的管材不能滿足 某氣田 氣田 的 CO2 分壓、100677mg/L 的 Cl濃度的氣質現(xiàn)狀 ， 而目前 KL20 KL20 KL2 KL21KL21 KL214 井工藝管線采用 DD 級材質管線， 容易造成腐蝕 ，存在安全隱患 。C) FF (NACE 不銹鋼 ) 帶腐蝕性硫化設備 10 30 50,000 250186。C) DD (NACE 合金鐵 ) 無腐蝕性硫化設備 7 20,000 350186。C) BB (不銹鋼合金鐵 ) 帶有輕微腐蝕性的一般設備 7 to 30 20,000 350186。 而 某氣田 氣田由于 氣田處于開發(fā)初期，未見地 層水，并且大量 采用 13CrS 油管及 22Cr 管材，因此腐蝕情況相比牙哈氣田來說輕的多 。 靠近節(jié)流閥和拐彎處比遠離節(jié)流閥和拐彎處嚴重。 14