【文章內(nèi)容簡(jiǎn)介】 、切合油田實(shí)際的工藝措施，給出最為經(jīng)濟(jì)有效防護(hù)方法。 研究主要結(jié)論 ① 建立、確定適合雅克拉、大澇壩 凝析氣田含 CO2油氣井，在超深、高溫、高壓、強(qiáng)腐蝕性環(huán)境中的腐蝕檢測(cè)、監(jiān)測(cè)方法； ② 給出油氣田油、套管腐蝕的預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)結(jié)果；確定適合雅克拉、大澇壩凝析氣田腐蝕環(huán)境工藝技術(shù)，包括管內(nèi)、外涂層工藝的確定、篩選、開(kāi)發(fā)研究化學(xué)緩蝕劑、特殊管材的選用、腐蝕源改造劑、抗腐蝕耐磨耐溫金屬合金鍍層的采用等； ③ 選用的防腐方案減少因腐蝕造成的生產(chǎn)損失，延長(zhǎng)油氣田的油氣井管材使用壽命；篩選出具有較好防腐效果、合理成本的工藝措施。 雅克拉 大澇壩凝析氣田腐蝕機(jī)理及防腐對(duì)策 4 第 2 章 雅克拉 大澇壩氣田腐蝕類型及失效原因分析 失效樣品的測(cè)試與分析 調(diào)查分析 表明 YK YK S45 三口井均存在嚴(yán)重的腐蝕問(wèn)題，并伴有沖刷腐蝕的特征。從腐蝕部位來(lái)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。 圖 21 為雅克拉 大澇壩氣田 2 口氣井腐蝕情況。 YK2 井油管絲扣腐蝕情況 S45 井油管加厚過(guò)渡帶 圖 21 雅克拉 大澇壩氣田氣井腐蝕情況 宏觀分析 現(xiàn)場(chǎng)所取失效樣品管宏觀形貌見(jiàn)圖 22 所示。觀察發(fā)現(xiàn)，油管內(nèi)壁腐蝕 明顯，管壁明顯減薄，并已穿孔，腐蝕坑邊沿尖銳，點(diǎn)蝕深挖特征十分明顯。 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。 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 5 表 21 腐蝕產(chǎn)物的 X射線衍射分析結(jié)果 腐蝕產(chǎn)物分子式 含量（ %） （ Fe， Mn） CO3 87 Fe3O4 8 FeO（ OH） 5 從 X射線衍射分析的結(jié)果可知，油管內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物包括（ Fe， Mn） CO FeO（ OH）和 Fe3O4。其中（ Fe， Mn） CO3的含量約占 8687%， FeO（ OH）約占 5%， Fe3O4約占7%。 如上所述，（ Fe， Mn） CO3 是典型的 CO2 腐蝕產(chǎn)物， FeO（ OH）和 Fe3O4 可能是CO2腐蝕產(chǎn)物 FeCO3和空氣中的氧接觸后生成的最終產(chǎn)物或中間產(chǎn)物，也可能是金屬 與氧反應(yīng)生成 的， 這個(gè)結(jié)果表明油管內(nèi)壁以 CO2腐蝕為主。 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。其中 Cl－ 濃度在 3～8 105mg/L， CO2分壓為 ～ ，總礦化度為 ～ 105 毫克 /升 ，且溫度處于易發(fā)生強(qiáng)烈局部腐蝕 的中溫區(qū)域。 ②油管內(nèi)流速很大，最高可達(dá) 10m 以上。以管徑 73mm 的油管為例，沙 15 井每天產(chǎn)氣量為 (～ ) 104m3 時(shí)，以井口壓力 30MPa，每天 30 104m3 氣產(chǎn)量計(jì)算，該井井口氣流速度達(dá) 。 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。 ④管柱腐蝕嚴(yán)重部位分布呈現(xiàn)一定的規(guī)律性， 1000m 以上腐蝕相對(duì)較輕， 1000m 以雅克拉 大澇壩凝析氣田腐蝕機(jī)理及防腐對(duì)策 6 下腐蝕嚴(yán)重，封隔器及油氣層內(nèi)油管腐蝕更加嚴(yán)重。這說(shuō)明必須在三個(gè)不同區(qū)域中 ，當(dāng)溫度、 CO2分壓及 Cl－ 濃度不同時(shí)油套管所遭受的腐蝕程度不同。 ⑤腐蝕都先從油管的內(nèi)壁開(kāi)始，蝕穿油管后油套串通，造成套管腐蝕損傷。 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。主要依據(jù)有如下幾點(diǎn)： ①油管材料的化學(xué)成分及力學(xué)性能分析結(jié)果未見(jiàn)異常，均符合 API 相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，表明材料本身不存在問(wèn)題； ②從油管服役的介質(zhì)和工況環(huán)境來(lái)看，天然氣中含有較高的 CO2，產(chǎn) 出水中含有氯離子而且腐蝕溫度在 60℃以上，具備了油管產(chǎn)生 CO2腐蝕的基本條件； ③從失效樣品的腐蝕產(chǎn)物的結(jié)構(gòu)和成分分析結(jié)果可以看出，油管腐蝕產(chǎn)物為FeCO3，掃描電鏡和金相觀察表明金屬表面被 FeCO3覆蓋，它是油管材料與 CO2作用的生成物； ④從失效樣品的腐蝕形貌來(lái)看，腐蝕坑底部較平，但邊緣比較尖銳、突出（見(jiàn) 22），總體分布呈現(xiàn)篩孔狀，這也是 CO2腐蝕的典型形貌； ⑤大部分腐蝕區(qū)域呈現(xiàn)明顯的條帶狀分布，這一特征與高流速氣體的沖刷密切相關(guān)。油管內(nèi)氣體流速高達(dá) 10m/s 以上，具有很強(qiáng)的沖刷力，如果產(chǎn)出氣夾有砂 子，則油管內(nèi)壁會(huì)受到更強(qiáng)的沖刷作用，發(fā)生沖刷腐蝕； ⑥從與雅克拉－大澇壩氣田相鄰的牙哈氣田和其它有類似環(huán)境的油氣田腐蝕特征即多年的研究分析結(jié)果來(lái)看，這些油氣田的腐蝕為 CO2腐蝕，由此亦可以判斷雅克拉－大澇壩氣田井下及地面管網(wǎng)均具有 CO2腐蝕的特征。 綜合以上六點(diǎn)特征，可以確定油管的腐蝕主要是由 CO2腐蝕和高速氣流引起的沖刷作用的結(jié)果。 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。目前，在油氣工業(yè)中根據(jù) CO2分壓來(lái)判斷CO2腐蝕性經(jīng)驗(yàn)規(guī)律（臨界判據(jù)）如下： CO2分壓小于 不產(chǎn)生腐蝕；在 ～ 間為中等腐蝕；大于 產(chǎn)生嚴(yán)重腐蝕。就雅克拉氣田而言，其天然氣中二氧化碳的分壓可高達(dá) ，已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出 CO2的臨界分壓（ ），因而會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的 CO2腐蝕。 此外，分析油套管的腐蝕特征，還需要綜合考慮 CO2腐蝕特征及影響因素。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。在這些制約因 素中，以溫度、CO2分壓、含水率以及井筒內(nèi)流體的流速影響最為顯著，各種因素對(duì) CO2腐蝕的影響程度具有不同規(guī)律，油管的最終腐蝕程度，是這些因素綜合作用的結(jié)果。溫度的影響一般比較顯著，在溫度較低時(shí)，隨溫度升高腐蝕速率增加，當(dāng)溫度升高到一定程度，由于此時(shí)生成的腐蝕產(chǎn)物膜較為致密，保護(hù)性較好，反而使腐蝕速率降低。 由上述分析結(jié)果可知，油管失效主要由 CO2腐蝕引起的，這種由局部點(diǎn)蝕坑的不斷發(fā)展導(dǎo)致管壁減薄和穿孔造成的腐蝕過(guò)程可簡(jiǎn)單描述如下： 地層水和天然氣中的凝析水與油管接觸在油管內(nèi)壁形成一層很薄的水膜，天然氣中的 CO2溶解水膜中使水膜的 pH 值下降，呈酸性，于是腐蝕從油管內(nèi)壁開(kāi)始發(fā)生。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。 由于金屬表面被 CO2腐蝕產(chǎn)物 FeCO3 所覆蓋，這些產(chǎn)物不能完全阻隔金屬和溶液的物質(zhì)交換，但限制了金屬與溶液間的離子傳遞，再加之流體作用造成不同區(qū)域產(chǎn)物附著不同，導(dǎo)致金屬表面不同區(qū) 域的電極電位發(fā)生變化，從而引起壁厚減薄不均。壁厚減薄造成油管的抗拉強(qiáng)度下降，當(dāng)其抗拉強(qiáng)度無(wú)法承受下部管柱的重力作用時(shí)，油管便發(fā)生失效，發(fā)生斷裂、穿孔等事故。 小結(jié) 綜合上述調(diào)查、檢測(cè)、分析結(jié)果，得出如下幾點(diǎn)結(jié)論： (1)從 雅克拉 大澇壩氣田 20 年來(lái)的試采和開(kāi)發(fā)歷史來(lái)看，氣田井下油套管存在嚴(yán)重的腐蝕問(wèn)題。 (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。 (3)雅克拉 大澇壩氣田井下油套管的腐蝕是 CO2 腐蝕和沖刷腐蝕兩種腐蝕類型綜合作用 的結(jié)果。 雅克拉 大澇壩凝析氣田腐蝕機(jī)理及防腐對(duì)策 8 第 3 章 雅克拉－大澇壩井下油套管腐蝕機(jī)理與規(guī)律 實(shí)驗(yàn)材料及參數(shù) 試驗(yàn)材料 試驗(yàn)所用材料為 P1 13Cr 和 HP13Cr 三種材料，材料成分如表 31 所示。 表 31 材料的化學(xué)成分（ wt%） 元素 C Si Mn P S Cr Mo Ni V Ti P110 13Cr Hp13Cr 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容及參數(shù)選擇 (1)不同因素變化對(duì)材料腐蝕速率的影響研究 依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境，選取不同環(huán)境參數(shù)組合（不同的溫度、壓力、流速、介質(zhì)濃度等）進(jìn)行模擬試驗(yàn)，確定氣田主要腐蝕因素及其影響程度、腐蝕的機(jī)理和規(guī)律。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)。 表 32 試驗(yàn)溫度改變情況 溫度（ ℃ ） CO2 分壓（ MPa） Cl－ 濃度 (mg/L) 流速 (m/s) 試驗(yàn)周期 60 2 100000 72h 90 2 100000 72h 110 2 100000 72h 140 2 100000 72h 表 33 CO2 分壓改變情況 溫度（ ℃ ） CO2 分壓（ MPa） Cl－ 濃度 (mg/L) 流速 (m/s) 試驗(yàn)周期 90 100000 72h 90 100000 72h 90 100000 72h 90 100000 72h 表 34 Cl改變情況 溫度（℃） CO2 分壓（ MPa） Cl－ 濃度 (mg/L) 流速 (m/s) 試驗(yàn)周期 90 2 1000 72h 90 2 10000 72h 90 2 100000 72h 90 2 202000 72h 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 9 表 35 流速改變情況 溫度（ ℃ ） CO2 分壓（ MPa） Cl－ 濃度 (mg/L) 流速 (m/s) 試驗(yàn)周期 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 表 36 腐蝕試驗(yàn)介質(zhì) 離子類型 SO42 HCO3 Mg2+ Ca2+ K+ + Na+ Fe2+ Fe3+ pH 總礦化度 含量（ 103 mg / l） (2)典型井沿井筒方向腐蝕規(guī)律研究 在雅克拉－大澇壩氣田選一口典型井，測(cè)試沿井筒方向不同深度部位的腐蝕速率。根據(jù)目前雅克 拉－大澇壩氣田開(kāi)發(fā)情況，選取YK2 井作為試驗(yàn)對(duì)象，研究不同井深部位的腐蝕特征。試驗(yàn)測(cè)試部位分別如下表 37 所示。試驗(yàn)介質(zhì)參數(shù)如表 38。其中測(cè)試溶液介質(zhì)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)油井水樣的分析結(jié)果而定，并假定從井底到井口介質(zhì)成分不變。流速參考工程院測(cè)壓報(bào)告 YK2 井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，產(chǎn)氣 萬(wàn)m3/d，產(chǎn)油 50m3/d，產(chǎn)水 ， 。 表 37 YK2 井腐蝕試驗(yàn)參數(shù) 部位 (距井口， m） 100 500 100 150 2020 2500 3000 3500 4000 4500 4800 5000 溫度（ ℃ ） 系統(tǒng)壓力（ MPa） CO2 分壓（ MPa） CO2 分壓（ psi） 雅克拉 大澇壩凝析氣田腐蝕機(jī)理及防腐對(duì)策 10 表 38 YK2 井腐蝕試驗(yàn)介質(zhì)（ 103 mg /L） 離子類型 Cl－ SO42 HCO3 Mg2+ Ca2+ K+ + Na+ Fe2+ Fe3+ pH 總礦化度 YK2 井 高溫高壓模擬腐蝕試驗(yàn)結(jié)果及分析 不同因素變化對(duì)材料腐蝕速率的影響 (1)溫度變 化對(duì)腐蝕速率的影響 三種材料在不同溫度時(shí)的腐蝕速率結(jié)果如圖 31 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。三種材料具 有類似的趨勢(shì)，但 HP13Cr 腐蝕速率較 P110 要低得多。大量的研究表明，溫度的影響總會(huì)出現(xiàn)一個(gè)峰值，只是不同的環(huán)境條件，出現(xiàn)峰值的溫度點(diǎn)略有差別。 40 60 80 100 120 140 160溫度（℃）腐蝕速率（mm/a）P11013CrHP13Cr 圖 31 溫度與腐蝕速率的關(guān)系 (2)CO2分壓對(duì)腐蝕速率的影響 CO2分壓與腐蝕速率的關(guān)系如圖 32 所示，隨 CO2分壓的增