重庆气矿井下油管腐蚀分析及防治措施
重庆气矿井下油管腐蚀分析及防治措施
黎洪珍 李娅 罗立然 张勇
（西南油气田分公司重庆气矿）
摘 要：在天然气的开采过程中，井下管串起着非常重要的作用。重庆气矿所属气井因井深、压力高、腐蚀流体含量高，井下油管被严重腐蚀破坏，从而影响作业、生产和经济效益。本文针对重庆气矿井下油管所处腐蚀环境、腐蚀现象和特点，在分析腐蚀影响因素的基础上，结合重庆气矿腐蚀控制现状总结，进行井下油管防治措施探讨，并提出了可操作的建议措施。
油管腐蚀现状
重庆气矿所属气井因井深（最深达5318m ）、压力高、腐蚀流体含量较高（见表1），井下油管普遍存在被腐蚀破坏的现象，有的是轻微的失重腐蚀，有的是局部较严重腐蚀，而最为严重的是油管腐蚀穿孔、断落入井，给气田开发和修井作业带来巨大困难。
表1 重庆气矿主要气田腐蚀流体含量
1）油管穿孔或断落会改变天然气流动通道，使产水气井不能正常带液生产，严重的会导致产水气井水淹，造成气井停产。如池6井因井下油管腐蚀穿孔（图1），气田水不能有效带出，导致水淹停产。
2）油管穿孔或断落导致井下压力计等工具不能正常入井，气井的动态资料不能正常录取。如池18井2002年5月下通井规在井下1049m 遇阻，2003年修井发现油管从250m 开始已腐蚀穿孔，在701m 处腐蚀断落。
3）油管穿孔或断落使修井作业困难。因腐蚀的油管强度变得非常低，在修井作业过程中，入井工具对油管不能加压、造扣，稍有不慎，可能造成井下油管在套管内错断成几段，加大了打捞难度，甚至有些气
图2 池18井油管腐蚀成脆片 图1 池6井油管腐蚀穿孔
井因此而报废。如池18井因井下管串腐蚀严重，油管在井内成脆块（图2），无法打捞，导致气井报废。
为了全面了解油管在井下的腐蚀状况及防腐效果，重庆气矿从2001年开始对卧龙河、沙罐坪、福成寨、双家坝、大池干、明北月、高峰场、沙坪场、五百梯、石宝寨等三十多口井取出油管进行腐蚀检测评价工作（检测井基本情况见表2）。
表2 取样分析井基础数据表
对取样的油管从化学成分、机械性能、腐蚀环境、腐蚀产物、腐蚀特点等进行综合分析评价，各井油管腐蚀部位及腐蚀特点主要表现为：
1）大部分气井油管材质符合API要求，油管腐蚀破坏主要由电化学腐蚀引起。
2）大部分气井如罐3、成18、池18井等油管外壁比内壁腐蚀严重，见图3。
3）缓蚀剂加注及时及加注制度合理的气井，如天东67、90井、池30井和龙会2井等，取出的油管腐蚀较轻（图4）。
图3 池18井油管内外壁腐蚀图示图4 池30井油管外貌4）大部分气井油管腐蚀形式为点腐蚀、坑腐蚀和溃疡状腐蚀。
5）腐蚀产物主要为Fe9S8，部分井腐蚀产物中还有FeCO3、Cl-、Si。部分取样检测井腐蚀产物分析见表3。
表3 部分取样检测井腐蚀产物主要成分表
为了验证油管腐蚀分析和预测腐蚀介质对井下油管的腐蚀情况，取腐蚀严重井段的油管在35MPa高压釜内进行室内模拟试验，根据室内模拟试验结果，结合综合检测评价，属于严重腐蚀的气井有22口，属于中等腐蚀的气井有2口，属于轻微腐蚀的气井有9口。可见气井腐蚀不仅普遍存在，而且一部分气井的井下油管腐蚀相当严重。取样检测井井下油管腐蚀状况见表4。
表4 近年取样检测井油管腐蚀状况评价表
井号主要腐蚀
因素
主要
腐蚀
部
位
腐蚀
速度
（m
m/a）
腐蚀
程度
井
号
主要腐蚀
因素
主要
腐蚀
部
位
腐蚀
速度
（m
m/a）
腐蚀
程度
罐2 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.534
5
严重
腐蚀
七
里4
CO2、H2S、
Cl-
下部
0.696
3
严重
腐蚀
罐3 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.69
严重
腐蚀
七
里9
CO2、H2S、
Cl-
下部
0.411
9
严重
腐蚀
罐7 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.792
4
严重
腐蚀
七
里17
CO2、H2S、
Cl-
中部
1.254
7
严重
腐蚀
罐10 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.492
严重
腐蚀
七
里43
H2S、S
中上
部
382.7
严重
腐蚀
成18 CO2、H2S
中下
部
0.327
6
严重
腐蚀
铁
山12
H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.58
严重
腐蚀
成32 CO2、H2S、
Cl-
中下
部
0.386
严重
腐蚀
池
34
CO2、H2S、
Cl-
中下
部
0.14
中等
腐蚀
峰7 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.635
9
严重
腐蚀
峰
6
H2S、CO2下部
0.173
3
中等
腐蚀
峰12 H2S、CO2
中上
部
0.534
5
严重
腐蚀
宝
1
H2S、CO2、
Cl-
均匀
腐蚀
0.01
轻微
腐蚀
云合2 H2S、CO2、
Cl-
下部0.39
严重
腐蚀
池
10
CO2、H2S、
Cl-
均匀
腐蚀
0.01
轻微
腐蚀
池6 CO2、H2S、
Cl-
整体0.551
严重
腐蚀
池
30
CO2、H2S
均匀
腐蚀
0.036
轻微
腐蚀
池12 H2S、CO2、
Cl-
中上
部
0.798
9
严重
腐蚀
池
61
CO2、H2S、
Cl-
均匀
腐蚀
0.01
轻微
腐蚀
池18 CO2、H2S、
Cl-
整体0.5
严重
腐蚀
天
东67
CO2、H2S、
Cl-
下部0.184
轻微
腐蚀
池22 CO2、H2S
中下
部
0.437
严重
腐蚀
天
东90
CO2、H2S、
Cl-
均匀
腐蚀
0.01
轻微
腐蚀
池28 H2S 上部
0.399
8
严重
腐蚀
七
里8
CO2、H2S
均匀
腐蚀
0.01
轻微
腐蚀
池35 H2S、CO2上部
0.977
4
严重
腐蚀
龙
会2
H2S、CO2
均匀
腐蚀
0.042
轻微
腐蚀
池38 H2S、CO2整体
0.716
6
严重
腐蚀
月
2
CO2、H2S
均匀
腐蚀
0.088
2
轻微
腐蚀
卧93 H2S、CO2、
Cl-
中下
部
0.607
8
严重
腐蚀
备注：1）主要腐蚀因素是根据H2S、CO2和Cl－具体的含量和相对含量而定；
2）油管腐蚀主要受第一因素控制。
油管腐蚀影响因素分析
根据国内外的研究成果及重庆气矿油管腐蚀分析表明，造成井下油管腐蚀的主要因素是流体性质、井筒有凝析液或井底有积液，油管材质选择不当、缓蚀剂保护不及时等也会影响井下管串安全运行。
一、腐蚀环境影响
重庆气矿所属的大多数气井H 2S 、CO 2腐蚀性流体含量较高，油管所处的井下环境十分恶劣，致使井下油管发生严重的腐蚀破坏。
（一）H 2S 对油管腐蚀分析
H 2S 本身对金属材料无腐蚀破坏作用，只有溶于水中才具有腐蚀性[1]，重庆气矿气井产出流体中均含有凝析水或地层水，且H 2S 含量较高，因此，造成油管腐蚀的主要因素是H 2S 。从三十多口取样检测井油管腐蚀分析知，含H 2S 酸性油气田的腐蚀破坏往往表现为由点蚀导致局部壁厚减薄、蚀坑或（和）穿孔、断落（图5）。
H 2S 还将引起硫化物应力腐蚀破坏和氢脆，如七里43高含H 2S 气井油管入井7天接箍氢脆破裂（见图6），导致油管掉入井中时再次断落，增加打捞难度和修井成本。
同时，从重庆气矿高含硫生产井地面设备腐蚀状况知，高含H 2S 天然气所析出的单质硫对井下管串的腐蚀也非常严重，如峰15井防冻剂加注回路的止回阀与高含硫天然气接触的一面腐蚀严重（年腐蚀率2.8mm/a ）,与防冻剂接触的一面腐蚀较轻（图7），由此可见，高含硫生产井油管腐蚀状况不容乐观。
从三十多口取样检测井腐蚀产物分析
知，重庆气矿以H 2S 腐蚀为主的腐蚀产物主要为Fe 9S 8，它是一种疏松的黑色硫化铁粉末，在环形空间，由于是静止状态，油管外壁的腐蚀产物Fe 9S 8附着管壁与油管外壁形成腐蚀电池，产生严重的垢下腐蚀。若含H 2S 天然气中还含有其它腐蚀性组份如CO 2，一般而言将使H 2S 对油管的腐蚀速度显著增加。
（二）CO 2对油管腐蚀分析
轻微腐蚀
图7 峰15井止回阀腐蚀图示
接箍裂口
图5 罐3井油管腐蚀断裂图示
在有水的环境中，CO 2极易溶于水而形成碳酸，降低环境的pH 值，增加酸度，使油管发生腐蚀，腐蚀产物为FeCO 3。当温度低于60℃时，FeCO 3膜结合力和保护力差，钢材表面为均匀腐蚀，在（60～110）℃之间，腐蚀速率高，腐蚀产物为粗结晶的FeCO 3，这种产物厚而松，以局部腐蚀为主，将产生严重的坑蚀
[1]
。如成32井断裂油管处井温为94℃，此处CO 2
的腐蚀速度比油管上部高，油管产生严重的坑点腐蚀和溃疡状腐蚀；成18井在2098m 的腐蚀产物为Fe 9S 8，无FeCO 3，在3421m 处的腐蚀产物中有FeCO 3，这是由于气井上部的温度较低，油管受CO 2的影响不大，气井下部的温度要高些，油管受CO 2的腐蚀严重。
从油管检测知，CO 2腐蚀破坏的主要形式 为孔腐蚀和脓疮腐蚀且腐蚀穿孔的速度很快。如卧93井受CO 2腐蚀影响，油管接箍表面形成溃疡状腐蚀坑洼，接箍边缘腐蚀成锯齿状（图8）。
（三）H 2S 、CO 2相对含量对油管腐蚀分析
在H 2S 和CO 2腐蚀介质同时存在的情况下，H 2S 与CO 2相对含量对腐蚀具有复杂的影响，Pots 等认为，H 2S 与CO 2含量的比值对腐蚀状况的影响符合图9所示的规律。
由图9知，整个腐蚀区域分为三个部分：
рCO 2/рH 2S ＜20，此时腐蚀以H 2S 为主；20≤рCO 2/рH 2S ＜500，此时腐蚀以CO 2和H 2S 共同作用为主；рCO 2/рH 2S ≥500，此时腐蚀以CO 2为主。对于此比值，不同的研究单位有不同的结论，重庆气矿通过近几年对多口气井油管腐蚀分析后认为，当CO 2对H 2S 的分压比рCO 2/рH 2S 小于4时，腐蚀表现为H 2S 腐蚀形态；当其比值大于4时，腐蚀表现为CO 2腐蚀形态。同时，从三十多口取样检测井油管腐蚀部位看，以H 2S 腐蚀为主的大部分气井主要腐蚀部位在气井中上部，以CO 2腐蚀为主的大部分气井主要腐蚀部位在气井中下部。
（四）Cl -对油管腐蚀分析
Cl -在油管的腐蚀过程中起了“落井下石”的作用，它是腐蚀的催化剂。Cl -来自气田水中矿化物和酸化作业中的残酸，带负电荷的Cl -，基于电价平衡，它总是吸附到钢铁的表面，阻碍保护性的硫化铁膜在钢铁表面的形成，并且Cl -还能通过金属表面硫化铁保护膜的细孔或缺陷渗入膜内，使保护膜发生显微开裂，导致孔蚀。Cl -一旦与金属表面接触，会加速铁离子溶解，生成易水解的FeCl 3，从而加速腐蚀。有资料表明，Cl -的存在可加速腐蚀2～
5
图8 卧93井油管腐蚀外貌
CO
2分压
H 2S
分 压
图9 H 2S 和CO 2分压对腐蚀的影响
倍[1]，特别是会促进金属的局部腐蚀（孔蚀、坑蚀）。如成32井在1989年的酸化作业中残酸未排尽，下部油管长期浸泡在含有腐蚀介质的气田水中，因而下部油管腐蚀成人工可以轻轻折断的脆片（图10）。
从池18井油管腐蚀分析知，池18井与池30井产量、压力、井下硫化氢和二氧化碳含量接近，但池18井油管腐蚀极为严重（图11），而池30井油管未见明显腐蚀坑洼，主要原因也是池18井井底有残酸未排尽所致。
从重庆气矿多口井油管腐蚀分析知，当Cl -含量小于10000mg/L 时，腐蚀速率较高，但无明显规律；但当Cl -含量大于10000mg/L 时，随着Cl -含量的升高，腐蚀速率随之升高（图12）。
（五）井底不完善，对油管造成冲蚀
从三十多口取样检测井油管腐蚀情况看，除天东67、池10、22、34井外，其余井油管外壁比内壁腐蚀严重。这是因为油管内壁的流体是流动的，凝析液不易在油管内壁吸附形成腐蚀电池，内壁腐蚀轻；油套环空由于没有封隔器，腐蚀介质进入，随着井深的减少，温度和压力将降低，凝析液量也增加，这些凝析液附着在油管外壁上形成腐蚀电池，造成油管外壁腐蚀严重。油管内壁腐蚀的主要原因是生产初期井底不完善，外加产量较高，对油管内壁有冲蚀。如池22井日产气在（40～50）×104m 3/d 左右，气流中夹杂物对油管造成冲蚀（图
Si 存在，说明砂砾对油管有（六）缓蚀剂对油管的保护作用
从取样的油管看，缓蚀剂加注及时与合理的气井，油管腐蚀程度要轻得多，如天东67
图10 成32井油管腐蚀状况
图11 池18井因Cl 加剧腐蚀
图13 池22井油管内壁受冲蚀图示
井，开井生产的同时就加注了缓蚀剂，其缓蚀剂加注周期、加注量、加注方式及药剂型号均结合了生产实际，使油管得到了较好保护，因而油管腐蚀轻微。其余井由于未及时加注缓蚀剂或缓蚀剂选择不具针对性，油管腐蚀严重。如峰12井从油管入井开始实施缓蚀剂保护，因缓蚀剂加量不足和型号不具针对性，油管投运9年不到即发生腐蚀断落；成18、成32井等虽从1997年开始加注缓蚀剂，但油管早已发生腐蚀，缓蚀剂不能发挥作用；罐3井和龙会2井腐蚀流体含量及生产状况接近，但因龙会2井在油管投入使用时开始加注缓蚀剂，罐3井油管使用10年后才开始加注缓蚀剂，因此，两口井油管腐蚀程度不同，见表5。
表5 龙会2、罐3井腐蚀介质含量及对油管的腐蚀情况
二、油管材质影响
重庆气矿井下油管使用材质为J、C、KO、DST、AC、SM、NT、BGC系列，绝大部分为日本油管，只有极少部分为中国宝钢生产的油管。按要求，每口井的油管管材应符合API要求，但因各种原因，仍有部分井不符合，见表6。
就化学成分而言，主要是添加了一些微量耐蚀元素，如钼、铬等，这些微量元素的主要作用是提高油管的抗腐蚀性能。如天东67井的油管材质中增加了铬和钼含量，使油管的耐点蚀性能增强，因而，油管下部腐蚀较轻；罐3井、峰12井等油管材质中铬和钼含量低，因而油管腐蚀断裂。
表6 部分取样井油管的机械性能及化学成分表
因管理不善，部分井使用油管不符合API标准。如罐2、7井及天东90井，罐2井油管接箍破裂主要因材质中锰含量超过生产厂家规定值,抗硫能力较差，且接箍裂缝边缘有外力碰撞的痕迹（施工作业所致），造成部分应力集中，导致油管接箍应力开裂（图14）；罐7井油管因材质中锰含量超标，从井口下20mm处整齐断裂（图15）；天东90井井下9.15～9.63m井段油管丝扣的硬度和强度没有达到C90级标准油管要求，导致丝扣磨光、油管滑落，增加打捞难度和修井费用。
图14 罐2井接箍破裂图示图15 罐7井油管井口脆断图示
防治措施
对于井下油管，目前较成熟的防治措施主要有：采用抗硫耐蚀材料、安装井下封隔器、加注缓蚀剂。重庆气矿经过长期的生产实践证明，最经济有效的防治措施是选用抗硫耐蚀油套管，并结合缓蚀剂加注。
一、选取合适的管材和油管结构
造成油管腐蚀的主要因素是流体中腐蚀介质，其含量不同，油管腐蚀程度及腐蚀部位不同，因此，在钻井过程中应了解流体性质及含量，确定使用符合要求的油管材质和油管结构，制定合理的保护措施。如七里43井因流体中含H2S、H2S分压太高，应选用高抗H2S管材。重庆气矿目前正进行二、三叠系的滚动开发，该气藏普遍存在流
体腐蚀性强，这类气井最好采用封隔器完井以保护套管内壁和油管外壁。
二、作业后尽快排尽井底残液
从取样油管腐蚀分析知，在酸化作业后，由于排液不彻底,挤入深度地层酸没有排出，随着生产被气流带出沉于井底，加速油管腐蚀。如成32井等因酸化作业后未排尽残液，油管腐蚀相当严重。因此要求完井酸化等作业后排尽井底残液或修井作业后尽快投入生产，防止井下管串长期处于酸雾中造成腐蚀。
三、制定合理的生产制度
气井在制定生产制度时，不仅要考虑产能需要，还应考虑冲蚀影响及带液能力。如池10、22、峰6、7等井油管存在冲蚀。对于目前的部分高产井，如天东30、88井等，应注意油套压变化情况，高产井出现井口压力接近、产量突变等异常情况，有可能是油管发生了严重腐蚀，这部分井应及早发现，及时采取如修井换油管等措施，保证气井正常生产。
对于产水气井，在生产中应适时分析气井油套压变化，掌握井下动态，确定气井合理的产量。同时加强气水动态监测、油套压差跟踪分析、临界产量适时计算、井下压力计实测压力、探液面等，及时分析判断井底积液情况，防止井底形成腐蚀条件。
四、加注适宜的缓蚀剂
（一）缓蚀剂选择
缓蚀剂应用针对性强，对于不同的腐蚀介质和环境，使用的缓蚀剂不同，即使同一介质，当温度、压力、浓度和流速等操作条件改变时，采用的缓蚀剂也需要改变。因此，应先通过室内配伍性试验，结合现场评价试验来选择缓蚀剂。如五百梯气田选用的CT系列缓蚀剂，结合了室内试验和现场评价，因而，该气田井下油管保护较好。
（二）缓蚀剂加注
缓蚀剂首次加注要进行预膜，之后为定期加注以补充耗量，正常加注的加注量及加注周期一般根据缓蚀剂的型号、井况、生产情况、加注设备情况、防腐的要求等，通过现场评价试验而定。
从重庆气矿近年缓蚀剂加注情况知，当缓蚀剂正常加注量达到（45～90）kg/月时，缓蚀剂能够达到应有的保护效果。但新投产或作业后的气井须生产正常后开始加注缓蚀剂，否则，所加缓蚀剂与井底脏物胶结在一起，堵塞井筒及地面节流元件，影响气井正常生产。对于生产时间较长、油管腐蚀较严重的气井不宜加注缓蚀剂；否则，油管不仅得不到保护，还将产生严重的垢下腐蚀，且缓蚀剂与腐蚀产物胶结在一起沉留井底或附在油管内壁，影响气井生产。一些低压、低产气井如张家场、福成寨等气井压力低、带液困难，加注缓蚀剂后对气井生产影响大，因此不宜加注缓蚀剂，维持现状生产。
（三）缓蚀剂效果评价
重庆气矿对缓蚀剂效果评价主要采用失重腐蚀挂片检测、在线腐蚀探针监测结合缓蚀剂残余浓度分析。
1、失重腐蚀挂片检测
在不加注和添加缓蚀剂的情况下，把已知重量且与井下油管材质相同的试片放入腐蚀环境中，经过一段时间后，取出试片，经仔细清洗后称重，通过计算试片重量损失、表面积和时间，求出试片的腐蚀率，从而计算出缓蚀剂的缓蚀率。
2、在线腐蚀探针监测技术
在设备正常运行的情况下，用电信号方式对腐蚀速度进行“瞬时”测量，跟踪腐蚀速度的变化，及时反映生产工艺条件变化所导致的腐蚀速度变化，信号又能与常规仪器相连接，从而做到报警，甚至可以利用取得的腐蚀数据对生产装置的操作进行控制，特别是在考察缓蚀剂的现场应用时，能够直接从数据连续变化趋势得出其加注量和加注周期。
3、缓蚀剂残余浓度分析
对产出水中的残余缓蚀剂浓度进行检测，确定气井中的缓蚀剂含量，进而可知井下油套管是否受到保护。从重庆气矿近年油管检测分析知，腐蚀主要发生在油管外壁，因此，采用残余浓度分析必须加大缓蚀剂注入量，因而造成浪费。
失重腐蚀挂片检测、在线腐蚀探针监测和缓蚀剂残余浓度分析各有优缺点，如果以上三种方法配合使用，将更全面地评价缓蚀剂的现场使用效果。
五、建立气井解堵配套技术
重庆气矿在对气井实施缓蚀剂防腐过程中，个别气井
出现了含有缓蚀剂成份的堵塞物，这些堵塞物沉留井底或
油管内壁，使天然气流动受阻，影响气井正常生产（图16）。
如成30井从1996年开始加注缓蚀剂保护油套管，部分含
有缓蚀剂的残留物沉积于井筒，2004年至2005年经过多次加
药清洗，目前井筒堵塞物基本清除，压力、产量均有提高（解
堵后产气量由解堵前的4.1×104m3/d上升到7.8×104m3/d）。
因此，建议在气井后续生产管理中定期进行通井作业，及时
发现有堵塞趋势的气井并进行清洗，防止堵塞加剧。图16 油管内壁堵塞图示
六、加强监测，动态调整保护方案
随着气田的开发，气井的产量、压力和产水量等都在不断变化，确定的气井缓蚀剂保护方案也需随之调整。因此，井下油管防治工作应从完井开始，建立一整套防腐管理措施，如完井后腐蚀的控制、腐蚀挂片、在线探针监测、缓蚀剂残余浓度分析和腐蚀检测技术等，通过监测分析，掌握气井的腐蚀状况和腐蚀趋势，及时了解缓蚀剂的保护效果，动态调整缓蚀剂保护方案。
七、适时更换油管
结合气井生产情况适时更换合理的管串。在气藏条件适合进行修井作业的时候，将使用了一定年限的油管更换，保证气井后续正常生产；对产量压力较低、生产时间较长、油管腐蚀比较严重的气井，不宜进行修井作业，维持现状生产。
结论及建议
一、结论
1、重庆气矿大部分油管材质符合API要求，油管腐蚀破坏主要由电化学腐蚀引起；多数气井井下管串腐蚀发生在油管外壁；主要腐蚀形式为点腐蚀、坑蚀和溃疡状腐蚀。
2、缓蚀剂加注及时、合理的气井，油管腐蚀较轻；气井投产之后，井下管串最经济有效的保护措施是加注适宜的缓蚀剂。
二、建议
1、应早期介入井下油管防治工作，以免增加后续管理的难度。
2、气井在完井试油或酸化作业后应尽量排完入井液，同时在生产中尽量防止井底积液，避免产生井下腐蚀条件。
3、应定期检测井下管串，了解其腐蚀状况和腐蚀趋势，及时调整防护方案或更换油管，确保气井正常生产。
4、应进一步加强气井井下管串腐蚀预测技术及其应用研究。
参考文献
1．《油气田腐蚀与防腐技术手册》编委会．油气田腐蚀与防腐技术手册．北京：石油工业出版社，1999；6（1）
特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析
腐蚀失效分析 特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析 吕拴录1,赵国仙1,王新虎1,严密林1,付道明2,张建新2 (1.中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点试验室,西安710065; 2.塔里木油田公司开发事业部,新疆库尔勒841000) 摘 要:对某井特殊螺纹接头油管腐蚀穿孔事故进行了调查研究,对腐蚀穿孔的油管接头样品的化学成分、力学性能、金相组织进行了试验分析,对油管腐蚀形貌进行了微观分析和宏观分析,对油管腐蚀产物进行了能谱分析。依据试验结果对油管腐蚀的原因进行了分析讨论,认为油管属于局部冲刷腐蚀,冲刷腐蚀原因是接头部位存在结构变化引起的紊流。 关键词:特殊螺纹接头油管;失效分析;冲刷腐蚀;CO 2腐蚀 中图分类号:T G172.8 文献标识码:B 文章编号:10052748X (2005)0420179203 ANAL YSIS O F DOWN HOL E PR EMIU M CONN EC TION TUBIN G CORROSION L U Shu an 2lu 1,ZHAO G uo 2xian 1,WANG Xin 2hu 1,YAN Mi 2lin 1,FU Dao 2ming 2,ZHANG Jian 2xin 2 (1.Tubular G oods Research Center of CNPC ,Xi πan 710065;2.Tarim Oilfield Company Development Department ,K orla 841000,China ) Abstract :An analysis of downhole premium connection tubing corrosion was performed based on field background search ,macro and micro corrosion morphology analysis and material testing.It is concluded that the tubing failure was caused by erosion 2corrosion.By analyzing the configuration of the tubing premium connection ,it is f urther determined that the erosion 2corrosion was due to high turbulences of downhole liquid flows and high shear stress at locations subject to abrupt geometric change because thread make 2up was not in the right position. K ey w ords :Premium connection tubing ;Failure analysis ;Erosion 2corrosion ;CO 2corrosion 某井投产2年9个月起出检查,发现部分油管严重腐蚀。腐蚀油管所处井段井深范围400m ～1500m ,按地层温度梯度计算该井段温度范围84～100℃。其中在井深740～1300m 井段油管腐蚀严 重,该井段温度89～96℃。发生严重腐蚀的油管外螺纹接头端面已腐蚀穿孔,其位置在现场上扣的外螺纹接头端部。 该井日产凝析油178t ,CO 2含量0.69%,不含水(有凝析水存在)。井底温度140℃,井口温度75℃。井底压力56M Pa ,井口压力30M Pa 。油管串 结构为:73mm ×5.51mm P110特殊螺纹接头油管×5100m 。 1 腐蚀形貌宏观分析 油管样品腐蚀形貌见图1。油管接箍段对应的内壁已经腐蚀,油管腐蚀呈纵向沟槽形貌。从接箍工厂端端面对应位置到接箍现场端副扭矩台肩位 收稿日期:2004207219;修订日期:2004210211 置,腐蚀越来越严重。在腐蚀最严重的现场端外螺纹接头端面位置内壁已腐蚀穿孔。现场端外螺纹接头内壁从端面起轴向距离约28mm 的范围相对其它区域腐蚀严重。现场端外螺纹接头端面未穿孔位置壁厚不足0.4mm ,工厂端外螺纹接头端面壁厚115～2.2mm 。接头部位形貌似有冲刷腐蚀的特征。 油管管体内壁也有腐蚀,但不是纵向沟槽腐蚀形貌,且腐蚀程度比接头部位轻的多 。 图1 油管接头内壁腐蚀形貌 ? 971?第26卷第4期2005年4月 腐蚀与防护 CORROSION &PRO TECTION Vol.26 No.4April 2005
LN2_3井油管腐蚀行为
第11卷第4期1999年7月腐蚀科学与防护技术 CORROSI ON SC IENCE AND PROTECT I ON TECHNOLOG Y V o l.11N o.4 Ju ly1999 L N2-3井油管腐蚀行为 张学元王凤平苏俊华杜元龙 (中国科学院金属腐蚀与防护研究所金属腐蚀与防护国家重点实验室沈阳110015) 杨之照马秀青常泽亮 (塔里木石油勘探开发指挥部油气开发公司库尔勒841000) 摘 要 采用一种实用的评价油管腐蚀状况的挂片装置,通过扫描电镜和X射线衍射仪对腐蚀产 物分析,结合仿真模拟试验,研究了LN223井油管的腐蚀现状.结果表明,LN223井油管的腐蚀属于 中度腐蚀. 关键词 油管腐蚀挂片装置 学科分类号 T G174.2 油管是原油从地下输送到地面的唯一通道,若其因腐蚀穿孔而报废,导致的直接经济损失将达2000～3000万元(对于一般的油井油管而言),间接损失更大.对于塔里木轮南油田而言,由于轮南油田井深,所开采的主要油藏为侏罗系油藏及三叠系油藏,约在地下4300～4700 m,因而造价更高,并且油管内的介质条件苛刻,CO2及C l-含量高,油层温度120℃,地层水矿化度为17×104～22×104m g L,水型为CaC l2型. LN223井是塔里木轮南油田的典型油井.其采油井段位于4733.0m～4746.3m.现在为自喷采油.油管内径为81mm.油嘴直径为7mm.日产液量为118T,其中油为83T,水为35 T,日产气为2504m3.含水量为30%.气油比为30m3 t.井口油压为3.40M Pa,套压为7.20 M Pa,回压为0.70M Pa,井下4200m处的流压为44.15M Pa.井口温度为42℃,井底温度为120℃.天然气组份分析成份和含量如下所示:甲烷(60.22%),乙烷(8.02%),丙烷(7.55%),异丁烷(2.27%),正丁烷(3.94%),氮气(6.67%),异戊烷(1.52%),正戊烷(1.58%),己烷(1.22%),庚烷(0.358%),辛烷(0.046%),壬烷(0.006%),二氧化碳(6.60%).其中只有二氧化碳为腐蚀性组份.井口和井下二氧化碳分压为:0.22和2.913M Pa,油井产出水总矿化度为195726.61m g L,成份分析及含量如下所示:HCO-3(184.16m g L),C l-:(114323.04 m g L),SO2-4(5283.3m g L),Ca2+(2905.8m g L),M g2+(486.4m g L),K++N a+(72512.11 m g L),Fe2+(31.8m g L). 就腐蚀检测技术来说,主要包括:瞬时腐蚀速度测量的电化学方法、剩余厚度测量法、油 汽 水介质成份测量分析法、挂片法、氢探头法、电阻法、压降法和交流电位降法等[1].现在各大油田还没有系统开展井下油管的腐蚀状况研究,只是从介质中Fe的含量变化定性地判断腐 收到初稿:1998206216,收到修改稿:1998210220
油管防腐技术的研究及应用
油管防腐技术的研究及应用 摘要：文章在对油管腐蚀状况进行调查、研究的基础上，总结出了油管腐蚀的一般规律和腐蚀的典型性，并在对腐蚀的类型、机理以及对腐蚀的影响因素的研究基础上，提出了有效的防腐工艺技术措施，这对于提高油气田的防腐工艺技术水平有一定的实用及参考价值。 关键词：腐蚀；油管腐蚀；油管；防腐工艺 修复油管在经过加热、清洗、探伤和试压等工序后，由于油管内外表面的油污被清洗掉，金属本体直接与空气接触，现场露天存放，腐蚀速度很快。一般经过一个小时后，内外表面便开始出现红色锈斑，随着时间的推移，腐蚀面积会逐步扩大，一周以后，金属表面裸露处将大面积腐蚀，伴有铁红色锈沫出现。时间再往后延长，腐蚀向深度扩展，原来未裸露的部分，出现内部腐蚀，形成锈皮脱落，导致修复油管不能下井使用，只能再次修复后使用。因此，正确认识油管防腐知识，增加油管使用年限，是一项急需而重要的工作，它直接关系着原油生产能否正常进行。 1腐蚀因素分析 ①油管材质的影响。对中原油田采油六厂马厂、桥口及白庙油区的10口油气井油管的腐蚀资料进行了分析，它表明在同种情况下，油管材质不同，油管受腐蚀的程度也会有所不同。从油管材质的化学成分分析来看，我们发现油管材质中铬含量增加，会增加油管表面钝化膜的稳定性，而钼含量的增加，会减少Cl-的破坏作用，从而使油管的耐点蚀性能增强。 ②H2S、Cl-、CO2的影响。对发生腐蚀油气井的腐蚀环境及腐蚀因素进行分析后可以看出，油管在使用过程中，受腐蚀性气体H2S、CO2、Cl-和硫酸盐还原菌（SRB）等共同作用发生腐蚀。 ③腐蚀类型的影响。油管在含酸气气井的腐蚀属电化学腐蚀。即：金属与电解质溶液接触时，由于金属表面的不均匀性，在金属表面出现阳极和阴极区，阳极和阴极区通过金属本身互相闭合而形成许多腐蚀微电池，电化学腐蚀就是通过这些阳极和阴极区反应过程进行的。 H2S在溶解在水中立即电离，使水有酸性，同时对油管产生电化学腐蚀，它的反应式表示为: H2S=H++HS-，HS-=H++S2-。阳极反应:Fe-2e→Fe2+；阴极反应:2H++2e→H2；阳极反应产物:Fe2++S2-→FeS↓。 电化学腐蚀阳极反应的产物是硫化铁，它与油管表面的粘结差、易脱落、易氧化，对油气井的正常生产有着严重的危害。
连续油管腐蚀原因分析
连续油管腐蚀原因分析 发表时间：2018-09-18T10:46:06.840Z 来源：《基层建设》2018年第20期作者：王威[导读] 摘要：连续油管放置于空气一段时间，内部表层会呈现生锈、腐蚀等问题，不仅使连续油管的正常使用受影响，并且降低了其使用寿命。 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部增产中心天津 300452摘要：连续油管放置于空气一段时间，内部表层会呈现生锈、腐蚀等问题，不仅使连续油管的正常使用受影响，并且降低了其使用寿命。所以，探讨连续油管的腐蚀原因，采纳针对性的措施以有效防腐。 关键词：连续油管；腐蚀；原因 随着能源需求量的日益增加，管道集输的负荷随之增长，埋地油气管道的腐蚀与防护问题也逐渐成为科技工作者们面临的重点问题。随着国内外海陆油气藏的勘探与开发，CO2和H2S成为各类型油气田普遍存在的腐蚀性气体，导致埋地管道发生腐蚀甚至穿孔。CO2、 H2S对埋地管道既有单因素环境下的腐蚀，也有二者共存环境下的腐蚀，国内外学者目前都在积极开展CO2/H2S共存环境下的腐蚀机理与防护措施的研究。 1连续油管腐蚀原因探讨 （1）盐腐蚀：首先污水具有高矿化度特点、海边空气也含盐，这就形成了盐腐蚀。如图1所示。将NaCl液滴滴在一块洁净的铁板上，经过一段时间会发现NaCl液滴覆盖的中心区域（a）因腐蚀而变暗，在液滴外沿产生棕色环（b）。导致图示现象产生的原因是发生了吸氧腐蚀，负极反应为：Fe-2e-=Fe2+（发生氧化反应），正极反应为：O2+2H2O+4e-=4OH-（发生还原反应），在液滴外沿，由于 Fe2++2OH-=Fe（OH）2， 4Fe（OH）2+O2+2H2O=4Fe（OH）3。形成了棕色Fe（OH）3铁锈环（b）。 图1 盐腐蚀示意图 （2）氧腐蚀：由于空气富含氧和水分，所以油管不可避免遭受氧腐蚀。空气中虽然CO2普遍存在，但一般情况下，钢铁表面的水膜酸性很弱或呈中性且溶有一定量的O2，故钢铁腐蚀以吸氧腐蚀为主。铁锈的生成反应式：Fe2++2OH-=Fe（OH）24Fe（OH）2+O2+2H2O=4Fe（OH）32Fe （OH）3=Fe2O3?nH2O+（3-n）H2O （3）离子腐蚀：由于原油污水中含有大量硫、金属阳离子、阴离子（如氯离子、硫酸根离子、碳酸根离子等），灰尘或异类金属颗粒也会附着在潮湿的空气分子中，这就不可避免产生复杂的化学腐蚀和电化学腐蚀。 （4）化学腐蚀：只要存有电解质、导体、阳极、阴极就可以发生电化学反应。随着油田开采时间的增加，油井中水的含量不断提高，这些水往往含有KCl、NaCl、H2S等化合物，这些物质在水中极易形成比较强的电解质溶液。鉴于油管是由不同的金属和非金属组成的合金钢管，当油管在强电解质溶液中使用时，因不同离子的活性不同，所以在油管的表面形成了许多微小的电池，其中铁元素成为阳极，比铁元素地位高的离子成为阴极，构成了一个化学电池，在电解液的腐蚀下铁原子被氧化成为铁离子。 2连续管道腐蚀防治措施 2.1涂料厚膜化的防腐 为了使油管使用寿命能耐久，应运用厚膜化的涂料实施防腐，把油管外表整理干净在上面喷上厚膜化涂料，涂层与基体结合，力度强大，将腐蚀介质阻隔在金属之外，对金属起到防腐作用，充分利用酸碱物质中为中性的无害物质来对管道进行保护，厚膜化的防锈涂料可发生电化反应，水分和氧气在遇到防锈涂料时发生化学反应，生成防腐离子，金属管道的表面转化为不易被空气氧化的金属，金属离子就无法外溢，到达防腐的意图。良好的附着力、抵抗介质渗透性、防腐性能强等优势，往往是厂家购买运用到各个领域中去的原因，涂料涂得越厚，隔绝防腐功能就越好，所以在对金属管道进行涂料时应运用厚膜化的涂料，延伸注连续油管的使用时间。 2.2氮化对于连续油管的防腐 氮化关于连续油管的防腐是一种很好的防腐工艺，在运用时油管内外部都没有污浊的污点，尺寸在油管内部并不可加以修改，这样就有利于施工人员在对油管进行投放与捞起时，削减对油管的摩擦损坏，促进工程的及时竣工。被氮化后的油管硬度高，所以在搬运时能够避免丝扣的磨损，避免对内部联接扣的腐蚀，施工在对油管进行铲除清理时也会削减时间，促进工作效率。因此，氮化防腐更应该运用于接连油管的防腐工作中。 2.3加注缓蚀剂 缓蚀剂是能够有效减缓气井井下油管发生CO2腐蚀的化学物质，其由于本身浓度以及混合物质的类型不一，发挥的缓解效果各不相同。加注缓蚀剂能够以少量的物质在金属管道表层形成防护作用，以微量化学物质发挥出减弱管材在腐蚀介质中的腐蚀速率。加注合适的缓蚀剂能够大幅降低腐蚀速率，甚至降为零。与此同时，缓蚀剂的加入并不会影响本体管材的物理机械性能。缓蚀剂加注方式是在发现腐蚀后进行积极腐蚀控制的重要补救方法，能够有效控制腐蚀扩展。 2.4阴极保护技术 电化学腐蚀是气井井下油管发生CO2腐蚀的根本原理，阴极保护是防止和削弱电化学反应的最直接方式。阴极保护法是将被保护金属连接到更低电位的金属上，使得电化学发生时，优先腐蚀被连接的金属。阴极金属溶解时的电子流会形成特定的管道金属阴极极化，进而发挥保护作用。阴极保护技术的另一种形式是外加电流，使用外加电流将被保护金属与电源负极连接，强制形成阴极，这种方式能够通过外加电流干预的方式进行气井井下油管腐蚀干预，且能够持续地进行电流调控，电流防护的范围大，适用于较大的气井井下油管管网的系统性防护。如 2所示。
某油田 N80钢油管腐蚀失效的原因
２０１６年１月第４０卷第１期 Vol．４０No．１Jan．２０１６ DOI :１０．１１９７３/j x g ccl２０１６０１０２２ 收稿日期:２０１４-１０-２７;修订日期:２０１５-１１-０３基金项目:四川省科技创新苗子工程项目(２０１３１０１４); 油气田材料重点实验室开放基金资助项目(x１５１５１４kcl３４)作者简介:黄本生(１９６９－),男,安徽巢湖人,副教授,博士.某油田N８０钢油管腐蚀失效的原因 黄本生１,卢杰２,邓龙１,李佳宸１ (１．西南石油大学材料科学与工程学院,成都６１０５００;２． 中国石油物资天津公司,天津３００２００)摘 要:通过对某油田使用的N８０钢油管的化学成分二 显微组织二腐蚀形貌和腐蚀产物进行分析,探讨了该油管腐蚀失效的原因.结果表明:该油管的主要腐蚀形式为局部腐蚀,外壁主要表现为大面积的点蚀,内壁主要表现为涂层破坏引起的严重局部腐蚀;腐蚀介质中的O ２二Cl －和S ２－导致油管发生吸氧腐蚀二氯盐腐蚀和硫化物腐蚀,其中Cl －为主要的腐蚀介质;S ２－和Cl －的协同作用会加速腐蚀产物膜的破坏,从而导致腐蚀加剧. 关键词:N８０钢油管;腐蚀产物;Cl －; 硫化物中图分类号:TG１７４．１ 文献标志码:B 文章编号:１０００-３７３８(２０１６)０１-００９３-０５Corrosion Failure Causes for N８０Steel Tubin g Used in a Oilfield HUANG Ben -shen g １,LU Jie ２,DENG Lon g １,LI Jia -chen １ (１．School of Mechanical and Electrical En g ineerin g ,Southwest Petroleum Universit y ,Chen g du ６１０５００,China ;２．China Petroleum Materials Tian j in Com p an y ,Tian j in ３００２００,China )Abstract :Corrosion reasons for N８０steel tubin g used in a oilfield were discussed b y anal y zin g chemical com p osition ,microstructure ,corrosion mor p holo gy and corrosion p roducts．The results show that the main corrosion forms of the tubin g was local corrosion ;outer wall showed a lar g e area of p ittin g while inner wall manifested as severe local corrosion due to failure of corrosion coatin g ．O ２,Cl －and S ２－in corrosion media caused ox yg en -absor p tion corrosion ,Cl －corrosion and sulfide corrosion ,Cl －was the main corrosive media．S y ner g istic effect of S ２－and Cl －accelerated the destruction of corrosion p roduct film ,and thus leadin g to corrosion acceleratin g ．Ke y words :N８０steel tubin g ;corrosion p roduct ;Cl －;sulfide ０ 引 言N８０(３７Mn５V )钢在我国油田大量使用,主要作为油管钢[１－３].随着油田作业时间延长,因腐蚀引发的N８０钢油管失效事故愈发频繁[ ４－１０].我国冀东油田地处滩涂地带,土壤盐碱度高,含水量大,井站二管 线多分布在虾池二鱼塘二苇地和盐田周围,腐蚀环境比 较恶劣.该油田用N８０钢注水油管在使用约２a 后 因发生腐蚀而报废[１１－１２],为找出该油管腐蚀失效的原因,作者在油田现场四根报废的油管上取样,通过 观察宏观和微观腐蚀形貌二管体的显微组织,以及分 析腐蚀产物的化学成分等进行失效分析. 图１ 四根油管外壁的宏观腐蚀形貌 Fi g .１ Macrosco p ic corrosion mor p holo gy of outer wall of four tubin g s: (a )tubin g A;(b )tubin g B;(c )tubin g C and (d )tubin g D １ 理化检验及结果 １．１ 宏观形貌 由图１可知,失效油管外壁的均匀腐蚀现象十３９
中国各大油田腐蚀情况介绍
油田腐蚀情况介绍 在影响油套管腐蚀的诸多介质中，CO2和H2S是最常见和最有害的两种腐蚀气体介质，它们的作用会导致所谓酸性腐蚀(sour corrosion)和甜腐蚀(sweet corrosion )。在石油天然气的开发过程中, 油田主要存在的两大腐蚀问题为：一种是主要以CO2和H2S单独造成的腐蚀即CO2腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂，另一种是以CO2+H2S+Cl-等气体和介质共存的情况下造成的腐蚀，它们不仅给油田造成了巨大的经济损失,而且往往带来一些灾难性的后果,如人员伤亡、停工停产以及环境污染等。目前我国塔里木、长庆、四川、华北、江汉等的某些区块主力油气田均存在严重的CO2腐蚀，而且这些油田不少区块还存在更为严重和复杂的CO2+H2S+Cl-综合腐蚀。 1 塔里木油田CO2腐蚀环境调研 塔里木油田地处新疆塔克拉玛干沙漠，油气井多是4000m以上的深井和超深井，井下温度、压力和腐蚀介质含量都很高，环境十分恶劣。因此勘探开发难度大、成本高，油田建设投资巨大。随着油田的不断开发生产，油田含水量持续上升，腐蚀问题将越来越严重。 表1 塔里木主要油气田腐蚀因素统计表
塔里木油田，环境十分恶劣及复杂，包括高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境以及H2S-Cl－共存腐蚀环境，见表1。从表1中可以看出，存在H2S酸性腐蚀环境区块均同时含有CO2气体，某些CO2含量较低的油气井的环境可以看作是H2S 、Cl－共存腐蚀环境，但这种情况很少见。 表2 塔里木轮南油田介质环境 塔里木油田井下工况环境复杂还在于其介质环境具有高的总矿化度、氯离子含量、CO2含量、铁含量和低pH值。有很强的腐蚀性。以轮南油田为例，其原始地层压力在50MPa以上，温度为120℃左右，氯离子含量高达13×104mg/L，矿化度达2013×104mg/L左右，CO2分压