【正文】 ， 22Cr 基本不發(fā)生腐蝕。 選取試驗(yàn) 1 和試驗(yàn) 3 中含 3%～ 5%Cr 的腐蝕試樣對(duì)其橫截面進(jìn)行掃描電鏡觀察，結(jié)果如圖 47 所示。 (2)點(diǎn)蝕形成過程及特征 點(diǎn)蝕是 CO2腐蝕的主要破壞類型，這和此過程中形成的腐蝕產(chǎn)物覆蓋層密切相關(guān)。但由于腐蝕產(chǎn)物對(duì)溶液一定的隔絕作用，使得腐蝕反應(yīng)所需要的離子交換過程受到一定的阻礙，均勻腐蝕反應(yīng)的進(jìn)行不如最初迅速。腐蝕介質(zhì)與金屬的反應(yīng)過程包括晶核形成和晶粒長(zhǎng)大兩部分。 表 47 試驗(yàn) 4（ (溫度 134℃， CO2 分壓 167psi，流速 1m/s， 7 天，介質(zhì)： YK1 井地層水 ) 材料 初始重量 （ g） 除腐蝕產(chǎn)物 后重（ g） 失重 （ g） 試樣面積 （ mm2） 平均腐蝕速率 （ mm/a） 點(diǎn)蝕速率 （ mm/a） P110 腐蝕產(chǎn)物膜下 有點(diǎn)蝕 3~5％ Cr 膜下有輕微 點(diǎn)蝕 13Cr 有輕微點(diǎn)蝕 HP13Cr 無明顯點(diǎn)蝕 22Cr 無點(diǎn)蝕 平均腐蝕速率(mm/a）P110 3~5 ％Cr 13Cr HP13Cr 22Cr 圖 46 五種油管材料在模擬 YK1 井地層水介質(zhì)中腐蝕速率 試驗(yàn)結(jié)果分析與討論 由上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，所選試驗(yàn)材料在不同的溫度、壓力情況下，腐蝕速率有很大的差別，腐蝕形貌也顯示出不同的特征。地 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 21 層水中氯離子含量達(dá)到 11400 毫克 /升 ，接近凝析水中氯離子含量的 20 倍，而由雅克拉－大澇壩氣田腐蝕失效分析結(jié)果可知，氯離子由于其離子半徑小，能加速局部腐蝕的產(chǎn)生和發(fā)展，因此地層水的腐蝕性要比凝析水強(qiáng)。含鉻量越高，試樣表面越平滑，腐蝕量越小。 表 44 試驗(yàn) 1（ (溫度 ℃， CO2 分壓 ，流速 1m/s， 7 天，介質(zhì)： YK2 凝析水 ) 材料 初始重量 （ g） 除腐蝕產(chǎn)物 后重（ g） 失重 （ g） 試樣面積（ mm2） 平均腐蝕速率 （ mm/a） 點(diǎn)蝕速率 （ mm/a） P110(a) 有點(diǎn)蝕，約 4mm/a 3~5％ Cr(b) 有輕微點(diǎn)蝕，約2mm/a 13Cr(c) 無明顯點(diǎn)蝕 HP 13Cr(d) 無明顯點(diǎn)蝕 22Cr(e) 無明顯點(diǎn)蝕 將上述試樣從模擬環(huán)境中取出后，在去除腐蝕產(chǎn)物之前對(duì)試樣表面進(jìn)行觀察，發(fā)現(xiàn)在 P110 和低鉻鋼試樣表面有局部腐蝕，而 13Cr、 HP13Cr 和 22Cr 則沒有明顯的局部腐蝕形態(tài)出現(xiàn)，試樣表面被一層很薄的彩色膜覆蓋，用橡皮擦拭即可去掉。試驗(yàn)溫度和 CO2分壓按西北分公司工程技術(shù)研究院的測(cè)壓報(bào)告選取三組溫度和壓力西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 19 如表 43 所示。 雅克拉 大澇壩凝析氣田腐蝕機(jī)理及防腐對(duì)策 18 第 4 章 腐蝕評(píng)價(jià)與選材研究 試驗(yàn)材料及參數(shù) (1)試驗(yàn)材料及參數(shù) 選取五種 110級(jí)的油套管鋼進(jìn)行試驗(yàn)，分別是普通 API P1含 3%~5%Cr 1 13Cr、HP13Cr 和 22Cr（鋼級(jí)不是 110 級(jí)）。局部腐蝕速率的變化趨勢(shì)與全面腐蝕大體相同，只是數(shù)值大小相差較大。造成這一現(xiàn)象的原因是由于 13Cr 和 HP13Cr 中高的鉻含量影響造成的。材料的 CO2 腐蝕過程中總會(huì)在試樣表面形成一層腐蝕產(chǎn)物膜，溫度的作用主要通過影響腐蝕產(chǎn)物膜的形貌結(jié)構(gòu)來影響材料的腐蝕速率； ② CO2分壓對(duì) P1 13Cr 和 HP13Cr 三種材料的腐蝕速率影響規(guī)律為：隨 CO2分壓的增大，材料的腐蝕速率均隨之增大。試驗(yàn)條件沒有發(fā)生變化， CO2分壓一致， H2CO3的濃度 相同，而陰極反應(yīng)趨勢(shì)已經(jīng)不同，結(jié)果表明在試驗(yàn)時(shí)間為 240h 時(shí)，氫離子的還原已經(jīng)成為陰極反應(yīng)的控制步驟。表明此時(shí) 阻止離子擴(kuò)散和遷移的阻力層已經(jīng)形成。但不同溫度下的陰極塔菲爾斜率相差較小，陰極極化曲線基本重合，可以認(rèn)為，對(duì) 13Cr 不銹鋼而言，隨著溫度的變化，陰極反應(yīng)機(jī)理并沒有發(fā)生改變。運(yùn)用極化曲線分析軟件對(duì)圖 36 進(jìn)行分析得出如表 310。測(cè) 試不同溫度下 13Cr 不銹鋼極化曲線測(cè)量時(shí)，設(shè)定的參數(shù)為：初始電位 600 mV（相對(duì)于自腐蝕電位），終止電位為 +1600 mV，掃描速度為 ，其測(cè)量結(jié)果如圖 36 所示。 13Cr 的腐蝕產(chǎn)物膜是 FeCO3 和Cr(OH)3的沉淀膜，材料中所含的 Cr 在腐蝕以后將很容易形成 Cr(OH)3，以 Cr(OH)3為主的腐蝕產(chǎn)物膜具有一定的陽離子透過選擇性，即它可以有效的阻礙陰離子穿透腐蝕產(chǎn)物膜到達(dá)金屬表面，降低膜與金屬界面處的陰離子濃度，這樣陽極反應(yīng)：Fe+CO32 ? FeCO3+2e 以及 Fe+HCO3? FeCO3+2e+H+會(huì)受到抑制， 而 Cr 則不斷形成Cr(OH)3在腐蝕產(chǎn)物膜中富積。 0 1000 2020 3000 4000 5000井深（米）腐蝕速率（mm/a）13C r全面腐蝕13C r局部腐蝕P11 0全面腐蝕P11 0局部腐蝕 圖 35 P1 13Cr 二種材料在 YK2 不同井段環(huán)境下的腐蝕速率曲線 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 13 (2)不同井段腐蝕形貌特征分析 表 39 YK2 井不同井深部位油套管材料腐蝕外觀形貌及膜結(jié)構(gòu) 1000m 2020m 3000m 4000m 井底 YK2 13Cr 薄而略帶金屬光澤的灰黑色膜，膜層與基體結(jié)合力不牢，試樣腐蝕輕 微 表面出現(xiàn)局部針孔，有一層灰褐色腐蝕膜附著于基體表面，與基體結(jié)合力差 試樣一端針孔發(fā)展為局部腐蝕坑，其余部分被腐蝕產(chǎn)物膜覆蓋，腐蝕程度有所下降 表面腐蝕產(chǎn)物膜減薄，呈現(xiàn)暗淡的金屬光澤，仍有少量針孔，腐蝕膜與基體結(jié)合牢固 表面附著一層結(jié)合力良好的淺灰棕色膜層，膜下有少量小淺蝕坑 YK2 P110 薄而疏松的灰黑色膜，膜層與基體結(jié)合力較 13Cr更差 膜與基體結(jié)合不牢，易剝離，表層疏松，表層下有一層較致密膜，膜下未見明顯蝕坑 膜與基體結(jié)合力一般，膜表面受沖蝕跡象明顯，膜局部脫落，膜下基體出現(xiàn)較深蝕坑，遍布試樣 膜與基體結(jié)合力較好，膜表面有沖蝕跡象，膜局部脫落，膜下基體出現(xiàn)較深蝕坑 試樣表面均勻成膜，膜層致密且與基體結(jié)合良好，顏色為深灰色，膜下未見蝕坑 表 39 為 YK2 井幾個(gè)井深部位油管材料腐蝕外觀形貌及膜結(jié)構(gòu)。從井口開始，隨著井深增加，腐蝕速率急劇增大，當(dāng)井深達(dá)到 1500m 左右時(shí)，腐蝕速率達(dá)到最大值，而后隨著井深的繼續(xù)增加，腐蝕速率反而下降，但下降趨勢(shì)逐漸變緩。三種材料腐蝕速率變化規(guī)律相同，隨流速的 增加而增加，且流速的影響對(duì) P110 更加顯著，流速對(duì) 13Cr 和 HP13Cr 材料的作用則不明顯。 0 1 2 3 4C O 2 分壓（M p a ）腐蝕速率（mm/a） P11013CrHP13Cr 圖 32 CO2 分壓與腐蝕速率的關(guān)系 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 11 (3) Cl－ 濃度對(duì)腐蝕速率的影響 Cl－ 濃度對(duì)腐蝕速率的影響如圖 33 所示。其腐蝕速率基本遵循下述規(guī)律， 即：隨著溫度升高，腐蝕速率在 90℃時(shí)達(dá)到最大，此后隨溫度升高而下降。試驗(yàn)介質(zhì)參數(shù)如表 38。試驗(yàn)參數(shù)的組合分別列于表 32～ 35 中，表 36 為選取雅大氣田各主要腐蝕性離子含量均值略高，以此作為模擬井下含 CO2環(huán)境腐蝕介質(zhì)成分等實(shí) 驗(yàn)參數(shù)。 (2)管內(nèi)高速氣流的沖刷不僅加劇的油管內(nèi)壁的 CO2 腐蝕，同時(shí)由于氣流的沖擊作用，使管道內(nèi)壁產(chǎn)生了嚴(yán)重的沖刷腐蝕。腐蝕點(diǎn)首先在油管內(nèi)壁形核，并不斷向四周擴(kuò)展形成局部腐蝕坑，腐蝕坑在腐蝕溶解和流體沖刷的雙重作用下，不斷擴(kuò)大并與臨近腐蝕坑相連導(dǎo)致管壁減薄并形成沿流體流動(dòng)方向分布的溝槽；同時(shí)，單個(gè)的腐蝕坑會(huì)沿管壁方向不斷向縱深腐蝕，直至管壁發(fā)生穿孔，最終形成了失效樣品的腐蝕形貌。眾所周西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 7 知， CO2腐蝕的影響因素有： CO2的分壓、溫度、腐蝕產(chǎn)物的保護(hù)性、流速、材料性能、其它離子的含量、某些有害氣體（例如 H2S）的存在等。 綜合分析 分析雅克拉－大澇壩氣田腐蝕類型，除了需要從其腐蝕環(huán)境與形貌特征加以判別外，還可以從 CO2腐蝕的普遍規(guī)律得到論證。 腐蝕類型分析 從失效樣品的宏觀形貌和油管及地面管線的服役環(huán)境特點(diǎn)分析，可以確定油管和地面管線的腐蝕類型為高溫高壓環(huán)境中的 CO2 腐蝕和高流速作用下的沖刷腐蝕這兩種腐蝕的綜合作用結(jié)果。 ③防腐蝕設(shè)計(jì)不合理，如油管轉(zhuǎn)換接頭內(nèi)表面不光滑，地面管網(wǎng)焊接接頭粗糙，高出表面形成突起，由此導(dǎo)致在流速高時(shí)形成湍流、沖蝕及孔蝕的現(xiàn)象。 腐蝕失效分析 腐蝕產(chǎn)物分析 分析雅克拉－大澇壩油套管服役環(huán)境參數(shù)，可知油套管所處腐蝕環(huán)境大致為： ①氣層深度： 5200～ 5400m ②氣層溫度 ： 131℃ ③氣層壓力： 58MPa ④ CO2分壓： ～ ⑤不含 H2S、 O2 ⑥地層水總礦化度： 50,000～ 120,000 毫克 /升 ⑦凝析水總礦化度： 3,278 毫克 /升 ⑧地層水類型 CaCl2型 從雅克拉凝析氣田油套管的腐蝕現(xiàn)狀及腐蝕環(huán)境可以分析雅克拉凝析氣田油套管腐蝕具有以下特征： ①油套管處于高濃度 Cl－ 、高 CO2含量及高礦化度的腐蝕環(huán)境中。 內(nèi)壁點(diǎn)蝕穿孔形貌 外壁局部腐蝕形貌 圖 22 油管內(nèi)壁腐蝕形貌 腐蝕產(chǎn)物分析 用 X射線衍射方法分析腐蝕產(chǎn)物的成分，結(jié)果如表 21 所示。從腐蝕部位來看，三口井油管腐蝕較嚴(yán)重的井段分別為： 1200～ 400m、 400～ 100m和 2020～ 600m，腐蝕基本發(fā)生在 2020m 以上。通過現(xiàn)場(chǎng)腐蝕試驗(yàn)檢測(cè)，給出防腐效果及評(píng)定指標(biāo)，以驗(yàn)證方案的可行性與可靠性。 ②國(guó)內(nèi)外油氣田腐蝕狀況與防腐措施調(diào)研 基于對(duì)國(guó)內(nèi)外相關(guān)油氣田腐蝕研究與防腐技術(shù)方面的調(diào)研成果，選擇并對(duì)防腐設(shè)備與防腐材料生產(chǎn)廠家進(jìn)行調(diào)研，對(duì)防腐材料生產(chǎn)工藝進(jìn)行初步了解。 主要研究?jī)?nèi)容及 技術(shù)路線 理論依據(jù) ①從前期部分調(diào)研資料及目前油田的腐蝕現(xiàn)象來看，雅克拉、大澇壩凝析氣田的腐蝕較為復(fù)雜，既有酸性油氣田的腐蝕特征，也有高鹽、高礦化度、高氯離子含量的腐蝕特征，要控制和解決這樣一個(gè)具有超深、高壓、強(qiáng)腐蝕性環(huán)境油氣田的腐蝕問題，應(yīng)從機(jī)理入手，掌握油套管腐蝕的主要原因、腐蝕的影響因素及其發(fā)展規(guī)律，預(yù)測(cè)井下管柱在生產(chǎn)過程中的腐蝕速率，對(duì)井下管柱等金屬設(shè)備使用壽命、檢測(cè)評(píng)估，優(yōu)選防腐方 案?？萍即髮W(xué)防腐中心在腐蝕檢測(cè)和緩蝕劑的評(píng)價(jià)中正擬采用 EIS 測(cè)試技術(shù) [27～ 34]。世界上一些先進(jìn)的國(guó)家對(duì)腐蝕控制已進(jìn)行了規(guī)范化管理，設(shè)立有防腐標(biāo)準(zhǔn)、制度和相應(yīng)的規(guī)范，盡可能的通過多方面努力和積極的防腐技術(shù)使腐蝕事故率減少到最低。涂層的發(fā)展是研究耐溫、耐磨、附著力強(qiáng)的高性能的油氣井涂層，應(yīng)用新技術(shù)研究金屬表面有機(jī)涂層的起泡和剝離現(xiàn)象，可使涂層的性能大幅度提高。 研究的目的與意義 由雅克拉、大澇壩凝析氣田的生產(chǎn)特點(diǎn)和腐蝕現(xiàn)狀分析，該油田的油、套管長(zhǎng)期處在惡劣的腐蝕環(huán)境中，造成油、套管嚴(yán)重腐蝕，更重要的是套管腐蝕將嚴(yán)重影響油、氣井的使用壽命，如果在一定時(shí)期內(nèi)不采取適當(dāng)?shù)姆栏胧蜁?huì)導(dǎo)致井內(nèi)生產(chǎn)管柱因腐蝕而失效，如不及時(shí)治理，不 僅影響正常生產(chǎn)，而且還會(huì)引發(fā)事故。 if gas after corrosion in the event of life (more than 10% moisture content) is less than 5 years should be used in ordinary oil annulus material plus inhibitor。 摘 要 雅克拉、大澇壩凝析氣田油套管在含 CO Cl－ 等多種腐蝕介質(zhì)的井下高溫高壓多相環(huán)境中服役時(shí)往往發(fā)生腐蝕穿孔現(xiàn)象，導(dǎo)致管柱掉井和油氣泄露，甚至引發(fā)井噴等惡性事故，隨著該油氣田的進(jìn)一步開發(fā)，腐蝕問題將會(huì)更加突出。 關(guān)鍵詞： 油套管 ； 腐蝕 機(jī)理 ； 評(píng)估 ； 優(yōu)選 Abstract Jacques DaLaoBa condensate oil field annulus, containing CO2, Cl－ and other corrosive medium high temperature and high pressure multiphase downhole environment often served the phenomenon of corrosion perforation, resulting in oil and gas wells and pipe leaked out, and may even tr