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西北某酸性油田腐蝕及防護(hù)措施分析

文檔作者：何智勇谷壇楊仲熙計(jì)維安文檔來源： 1．四川大學(xué)化學(xué)工程學(xué)院2．中國石油西南油氣田公司天然氣研究院		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2021年10月16日
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石油與天然氣化工
CHEMICAL ENGINEERING OF O IL ＆ GAS 2008
西北某酸性油田腐蝕及防護(hù)措施分析
何智勇 谷 壇。 楊仲熙 計(jì)維安。
(1．四川大學(xué)化學(xué)工程學(xué)院2．中國石油西南油氣田公司天然氣研究院)
摘 要 針對西北某酸性油田的開發(fā)環(huán)境，從H：S、CO 、H：0、C1一等方面，分析了油田開發(fā)中
面臨的腐蝕問題，找到了油田腐蝕的主要因素。從材料選擇、緩蝕劑防腐、腐蝕監(jiān)測等方面，提出了
油田控制腐蝕、安全生產(chǎn)的建議。
關(guān)鍵詞 酸性油田 腐蝕 腐蝕控制 安全生產(chǎn)
西北某酸性油田油藏埋藏較深(5 400～6 000
m)、溫度高(125℃ ～130％)，部分井含有H，S(幾十
毫克每立方米到100多克每立方米)，地層水具有
礦化度高、cl一含量高(約17 X 10 mg／L)、pH值較
低(約5．6)的特點(diǎn)。自開采以來，油田多次出現(xiàn)油
套管腐蝕穿孔斷裂問題，對安全生產(chǎn)造成嚴(yán)重威脅，
直接影響油田開發(fā)的效果和效益。因此，加強(qiáng)腐蝕
防護(hù)技術(shù)應(yīng)用，對確保油田安全、清潔、高效開發(fā)具
有重要意義。
l 油田腐蝕因素分析
一般情況下，油氣田的腐蝕因素主要包括H，s、
CO 、H 0、C1一、溫度、壓力、流速等。
1．1 H S含量情況
油田幾個(gè)區(qū)塊H s濃度分布大體如下：a區(qū)(0
～ 600)X 10 ( )、b區(qū)(0～1400)X 10 ( )、c區(qū)
(0～3000)X 10 ( )、d區(qū)(0～80 000)X 10 ( )、
e區(qū)(0～500)X 10 ( )。
腐蝕發(fā)生的基本條件是有H：s和液態(tài)水。在
H：s的腐蝕形態(tài)中，SSC危害最大，HIC發(fā)生破壞的
周期較長。管道積液段由于電化學(xué)腐蝕大面積減
薄，導(dǎo)致爆破事故已發(fā)生多起。
上述H，S濃度檢測結(jié)果表明，西北某酸性油田
H，s分布范圍廣濃度高，而且隨著油田的進(jìn)一步開
發(fā)，還可能遭遇更 9口惡劣的H：S腐蝕環(huán)境，因此需
要采取必要的防硫措施以避免因H，s作用而造成
油套管的腐蝕和斷裂。
1．2 CO，含量情況
油田井中普遍含較高的CO，(圖2)，如果按井
底壓力為40 MPa計(jì)算，則絕大多數(shù)井井底CO，分
壓都大大超過了0．2 MPa。
CO 溶于水對鋼鐵有腐蝕性，而且在同樣pH
值條件下，含水的CO：溶液的腐蝕性比鹽酸還厲
害。因此，近二十年來，國外尤其在石油工業(yè)中對
CO 腐蝕的研究特別重視，進(jìn)行了大量的研究和現(xiàn)
場試驗(yàn)，雖然研究結(jié)果還無法解釋存在著的許多矛
盾，對于CO 腐蝕與防護(hù)的研究仍在深入系統(tǒng)地進(jìn)
行中，但可以確定，由于存在CO，，必然會(huì)加重環(huán)境
的電化學(xué)腐蝕。
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第37卷第3期 西北某酸性油田腐蝕及防護(hù)措施分析
1．3 采出水情況
油田產(chǎn)出水中含有cl一、HC0~-等強(qiáng)腐蝕性離
子，其中cl一濃度介于70 000 mg／L～170 000 mg／L
(圖3)，且水溶液pH值介于5～6．8。因此，必定會(huì)
造成油套管的電化學(xué)腐蝕。同時(shí)，由于流體的高速
沖刷，將可能造成管壁的沖刷腐蝕。腐蝕的最終結(jié)
果將是腐蝕介質(zhì)和流體沖刷同時(shí)作用造成油管破
壞
0D
如
00000
5 00O0
00000
50000
O00O0
50000
0
圖3
1．4 溫度和壓力
溫度和壓力對油套管腐蝕的影響是顯而易見
的。壓力的大小直接影響到CO，和H，s的分壓，而
溫度的影響則較為復(fù)雜。溫度不僅會(huì)影響到CO 、
H s氣體和溶液中各腐蝕性組分的溶解度，而且還
會(huì)影響到FeS、FeCO 保護(hù)膜的形成及其穩(wěn)定性，從
而影響腐蝕速率。西北某酸性油田井口溫度范圍為
10~C～70℃ ，差別較大，井下溫度為113℃ ～130~C，
相對比較接近。油田各單井井口的溫度和壓力經(jīng)常
發(fā)生變化，而井底地層溫度的變化則較小，基本在
120~C左右，但壓力稍有變化。井深5 500—6 000
／13，地層壓力為59．1～62．4 MPa，井口壓力變化較
大，一般為10 MPa左右。
2 腐蝕主控因素
酸性油田的生產(chǎn)過程中同時(shí)存在多種腐蝕因
素，實(shí)際的腐蝕是這些因素綜合作用的結(jié)果。在該
酸性油田的腐蝕環(huán)境下，主要腐蝕因素的明確，對油
田的腐蝕防護(hù)措施的選擇設(shè)計(jì)有重要的意義。
在眾多腐蝕因素中，H，S、CO，、C1一、溫度、流速
的相互作用復(fù)雜多變，采用Predict腐蝕預(yù)測軟件計(jì)
算的腐蝕結(jié)果，與實(shí)際腐蝕結(jié)果有差距，但用來分析
腐蝕趨勢和確定腐蝕主要因素是可行的。
腐蝕預(yù)測結(jié)果表明，在研究的范圍內(nèi)，對電化學(xué)
均勻腐蝕而言，溫度是最主要的腐蝕因素(有液態(tài)
水存在條件下)，其次為流速、CO 含量，H S、C1一對
腐蝕的影響在研究的范圍內(nèi)跳躍較大，其影響規(guī)律
是復(fù)雜的。
3 腐蝕預(yù)測
對于井下管柱，在不同的深度、不同的生產(chǎn)過程
中，存在不同的腐蝕環(huán)境，其電化學(xué)腐蝕程度差別較
大。因此，明確井下的腐蝕縱向特征，對于油田防腐
具有重要的指導(dǎo)意義。表1是對井下油管不同部位
的腐蝕預(yù)測。
井深，m 5400 4000 3000 2000 1000 0
溫度，℃ 128 103．6 89．2 75．8 61 48
壓力，MPa 60 48．4 38．8 30．2 21．5 12
pH 4．22 4．25 4．33 4．40 4。46 4．63
1 iL(H20)，％ 一 一 一 一 一 1
- V．mm／a 一 一 一 一 一0．127
pH 4．22 4．25 4．33 4。40 4．46 4．63
2 _己(H，0)，％ 一 一 一 一0．50 2
V．mm／a 一 一 一 一 0。06 0。214
pH 4．22 4．25 4．33 4．40 4．46 4．63
5 己(H，0)％ 一 一 一0．60 3．80 5
水 V．mm／a 一 一 一0．10 0．30 0．254
量- pH 4．22 4．25 4．33 4．40 4。46 4．63
繇10五(H20)，％ 一 一 1．90 5．70 8．80 10
。 V．mm／a 一 一 1．05 1．03 0．61 0．27
pH 4．22 4．25 4。33 4．40 4。46 4．63
20五(H，0)，％ 一 5．7 10．70 14．50 17．70 20
V．mm／a 一4．78 2．09 1．03 0．61 0．27
pH 4．22 4．25 4．33 4．40 4．46 4．63
50_己(H，0)，％ 22．70 38．70 41．70 26．50 48．60 50
注： (w o)為液態(tài)水含量；V為腐蝕速率。
從井底到井口，溫度、壓力不斷下降，液態(tài)水含
量不斷增加，因此，研究縱向腐蝕特征的關(guān)鍵點(diǎn)在于
分析液態(tài)水生成的部位。本項(xiàng)目利用Hysis和Pre—
dict腐蝕預(yù)測軟件，以一口典型生產(chǎn)井為例，進(jìn)行液
態(tài)水生成的部位分析，同時(shí)對腐蝕程度進(jìn)行預(yù)測評
價(jià)。
測試條件：
產(chǎn)液：380 m3／／d；產(chǎn)氣：14 200 133 ／d；
天然氣中：CIt4 80％ ；C2H6 8％ ；C3H8 5％ ；H2S
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石油與天然氣化工
CHEM lCAL ENG lNEERlNG OF O lL ＆ GAS 2008
0．51％ ；CO2 4．36％ ；
水中離子含量：C1—140 000 mg／L；SO 200
mg／L；HCO~- 150 mg／L；Ca 26 000 mg／L；Mg
2 600mg／L；
井深：5 400 m；
井底：溫度120％ ；壓力60 MPa；
井口：溫度48 c(=；壓力12 MPa。
結(jié)果表明，隨著產(chǎn)出液含水量的增加，腐蝕不斷
增加；在不同含水量情況下，腐蝕發(fā)生的嚴(yán)重部位不
同，含水量低于2％ ，井下管柱腐蝕輕微；含水量高
于5％ ，井下管柱在3 000 m以上腐蝕；當(dāng)含水量為
10％ 時(shí)，腐蝕嚴(yán)重部位在井下3 000～4 0oo m ，
4 000m以下腐蝕輕微；當(dāng)含水量大于20％ 時(shí)，井下
管柱腐蝕嚴(yán)重，4 000 m以下腐蝕最嚴(yán)重。
此外，還需要說明的是，由于模擬腐蝕試驗(yàn)在完
全水介質(zhì)中進(jìn)行，所測試結(jié)果將比現(xiàn)場油管實(shí)際腐
蝕速率偏高，但所反映的趨勢是一致的。
該井油管腐蝕現(xiàn)狀印證了上述預(yù)測。該井
1997年完鉆，開采至2000年8月，不含水，日產(chǎn)液
在300 m。以上，產(chǎn)氣約1×10 m ／d；9月含水上升
達(dá)7％ ，2001年油套壓下降，產(chǎn)油量下降，9月含水
上升至45％ ，2002年含水最高上升至51％ ，2003年
油壓下降至1．7～2．0MPa，日產(chǎn)油下降到35～40
m ，含水40％ ～45％ ；2004年油壓下降至1．7 MPa，
日產(chǎn)油下降到30 m ，日產(chǎn)氣2 300 m ，含水43％ ～
45％ 。2005年7月，從該井起出的油管看，腐蝕極
為嚴(yán)重，部分油管已穿孔，嚴(yán)重的油管已斷裂。腐蝕
主要發(fā)生在4 500 m左右，腐蝕特征表現(xiàn)為典型的
H S、CO 、C1一腐蝕特征，以點(diǎn)蝕和局部腐蝕為主，油
管已大量出現(xiàn)穿孔，且管壁減薄。
從該井的生產(chǎn)資料分析可知，該井從見水到穿
孔大約只有兩年多的時(shí)間。因該井是封隔器完井，
套壓上升就說明封隔器失效或油管穿孔。因此油管
穿孔主要以套壓上升作為判斷，初步計(jì)算腐蝕速率
大于2 mm／a，屬于極嚴(yán)重腐蝕。該井屬含H，s油氣
井，氣體中伴隨著一定量的CO：。高礦化度產(chǎn)出水
加上酸性氣體的存在是造成腐蝕的主要原因。該井
產(chǎn)出水普遍在40％ 以上，最高超過了50％ ，使油水
狀態(tài)從油包水型轉(zhuǎn)化為水包油型，致使腐蝕極為嚴(yán)
重，出現(xiàn)穿孔和油管嚴(yán)重減薄，造成油管斷裂。
4 腐蝕控制措施
4．1 材質(zhì)的選擇
在含硫酸性油氣井中，在選材時(shí)，重點(diǎn)應(yīng)考慮材
質(zhì)的抗H，S應(yīng)力腐蝕性能。依據(jù)的標(biāo)準(zhǔn)主要有
NACE標(biāo)準(zhǔn)和EFC標(biāo)準(zhǔn)。目前，大家傾向于依據(jù)
ISO人員15156標(biāo)準(zhǔn)。無論采用哪個(gè)標(biāo)準(zhǔn)，在材料
選擇前開展大量的評價(jià)工作是非常必要的。
4．2 緩蝕劑防腐
緩蝕劑防腐方案的制定一般有以下幾個(gè)步驟，
即確定方案的目標(biāo)一認(rèn)識防護(hù)對象一篩選緩蝕劑一
確定緩蝕劑現(xiàn)場加注工藝一防護(hù)效果監(jiān)測一技術(shù)經(jīng)
濟(jì)評估一形成生產(chǎn)管理規(guī)范并推廣使用。
2004年，天然氣研究院針對該酸性油田的腐蝕
條件，在室內(nèi)模擬井底條件評價(jià)了緩蝕劑的緩蝕效
果。試驗(yàn)條件：現(xiàn)場水樣H：S 400 mg／L、CO：400
mg／L，溫度80％ ，壓力10 MPa，H：S分壓0．35 MPa、
CO：分壓1．5 MPa，試驗(yàn)時(shí)間為24 h，材質(zhì)為TP
110，試驗(yàn)結(jié)果(見表2)表明，緩蝕劑起到了很好的
防腐效果。
緩蝕劑 濃度，mg／L 腐蝕速率，mm／a 緩蝕率，％
空 白0 1．3794 一
CT／TP 2—21 100 0．0677 95
5 結(jié) 論
(1)對該酸性：油田的電化學(xué)均勻腐蝕而言，溫
度是最主要的腐蝕因素(有液態(tài)水存在條件下)，其
次為流速、CO，含量；
(2)腐蝕預(yù)測的關(guān)鍵在于水的預(yù)測，防腐的首
要任務(wù)是解決好水對金屬材料的腐蝕；
(3)該酸性油田腐蝕因素復(fù)雜多變，腐蝕環(huán)境
惡劣。依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，合理選材，抑制H，S應(yīng)力腐蝕破
裂，同時(shí)加注有效的緩蝕劑，建立完善的腐蝕防護(hù)方
案和腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，是實(shí)現(xiàn)該油田安全、清潔、高效
開發(fā)的可行路線。
收稿日期：2008一o1一o6；收修改稿：2008一o1—24；編輯：馮學(xué)軍

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