19油水井套管油管腐蚀与防护研究现状综述(丁继峰).pdfVIP

油水井套管、油管腐蚀与防护研究现状综述 丁继峰 郭勇 王亮 （钢铁研究总院青岛海洋腐蚀研究所 266071） 摘要：针对油水井的套管、油管的腐蚀与防护国内做了大量的研究和应用。文中综述了油水井套管、油管 腐蚀的原因；在油水井内防腐蚀方面对耐蚀合金材料的应用、化学药剂的研究应用、阴极保护的研究应用、 以及涂镀层防腐方法进行了综述。 关键词：套管 油管 腐蚀 防护 耐蚀合金 化学药剂 阴极保护 涂镀层 1 前言 随着油田开发进入中后期，油田油、水井损坏问题日益严重，成为困扰石油开采工业的一 大难题。国内仅大庆、胜利、中原和长庆油田就有套损井 2 万多口。因套损井有相当一部分是 腐蚀损坏，其中三分之一以上的井有较高的产量，其腐蚀环境各个油田不尽相同，同一个油田 的各个油井也不尽相同。因为腐蚀引起油井破坏，造成不必要的报废井，制约了油田的产量， 严重影响油田的经济效益。套管的寿命直接决定了油井的寿命，油井的寿命又决定了油田的寿 命。 国内外 90%以上的油田在开发初期就以预防为主，开展腐蚀影响因素的调研，弄清楚油水 井腐蚀的影响因素，根据具体因素采取相应的防护措施，这种以防为主的方法取得了良好的经 济效益和社会效益。针对油水井的套管、油管的腐蚀与防护国内做了大量的研究和应用。 2 油水井套管、油管腐蚀原因研究 油水井套管、油管腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀。腐蚀与材质、活性介质和腐蚀条件有关。从 腐蚀机理上讲，一般有 O2 腐蚀、CO2腐蚀、H2S 腐蚀、细菌腐蚀、结垢腐蚀等。 研究表明，在无氧（除氧）和低氧条件下，油田采出水的腐蚀速率随矿化度的上升开始增 加幅度非常明显，随着矿化度的进一步增加又趋于稳定的趋势，当矿化度在 0～10×104mg/l 时，随矿化度的增加，其腐蚀速率成倍增加，当矿化度达到 15×104mg/l 以上时，腐蚀速率趋 于稳定、甚至有下降趋势。 油田中溶解氧在浓度小于 0.1mg/l时就能引起碳钢的腐蚀。溶解氧是影响采出水腐蚀性的 主要因素之一。对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧是极强的阴极去极 剂，这使阳极的铁失去电子变成 Fe2+，与 OH-结合而成为 Fe(OH)2，并在其它因素的协同下 造成较强的氧浓差电池腐蚀。在油田生产过程中，本来时仅含微量的氧，但是在后来的沉积处 理中，与空气接触而产生氧。为了减少溶解氧的腐蚀，在油田处理过程中一般选用闭式流程。 对于溶解的氧采用除氧的办法，主要有除氧塔物理除氧和除氧剂化学除氧的办法。在高矿化度 下，溶解氧对碳钢的腐蚀将出现局部腐蚀，腐蚀速率可达 3～5mm/a。 国内外研究的趋势是腐蚀机理的研究和不同腐蚀介质腐蚀预测模型的研究。就国内油气田 - 114 - 实际情况而言侧重于进行 H2S 和CO2 等酸性气体的腐蚀研究和腐蚀预测。 对于 CO2 腐蚀，在无大量 H2S 存在的条件下，影响 CO2 腐蚀的主要有 CO2 分压(pCO2)、温 度及采出水的组成。在影响 CO2 腐蚀的诸多因素中，研究者普遍认为，CO2 分压起着决定性作 用。由 CO2分压概念下的腐蚀动力学可知，当温度一定时，pCO2 值越大，钢的腐蚀就越快。 当分压大于 0.21MPa，发生严重的局部腐蚀； 当分压在 0.048～0.21MPa之间发生不同程度的点蚀； 分压 0.021～0.048MPa 时，发生轻的均匀腐蚀； 分压小于 0.021MPa 时，不发生腐蚀。 根据温度的影响不同，碳钢的 CO2腐蚀可分为四种情况: （1）温度小于 60℃，钢表面存在少量软而附着力小的 FeCO3 腐蚀产物膜，金属表面光滑 易发生均匀腐蚀。 （2）温度在60～110℃之间，钢表面生成具有一定保护性的 FeCO3 腐蚀产物层，易发生 严重的局部腐蚀(深孔)。 （3）温度在110℃附近，均匀腐蚀速度高，局部腐蚀严重(深孔)，腐蚀产物为厚而疏松 的 FeCO3 粗结晶。 （4）150℃以上，腐蚀产物是细致、紧密、附着力强、具有保护性的 FeCO和Fe CO 膜，