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西北某酸性油田腐蝕及防護措施分析

文檔作者：何智勇谷壇楊仲熙計維安文檔來源： 1．四川大學化學工程學院2．中國石油西南油氣田公司天然氣研究院		點擊數(shù)：	更新時間： 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措施分析
何智勇 谷 壇。 楊仲熙 計維安。
(1．四川大學化學工程學院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。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)造成嚴重威脅，
直接影響油田開發(fā)的效果和效益。因此，加強腐蝕
防護技術(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腐蝕大面積減
薄，導致爆破事故已發(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，進行了大量的研究和現(xiàn)
場試驗，雖然研究結(jié)果還無法解釋存在著的許多矛
盾，對于CO 腐蝕與防護的研究仍在深入系統(tǒng)地進
行中，但可以確定，由于存在CO，，必然會加重環(huán)境
的電化學腐蝕。
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第37卷第3期 西北某酸性油田腐蝕及防護措施分析
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
造成油套管的電化學腐蝕。同時，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
會影響到FeS、FeCO 保護膜的形成及其穩(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)過程中同時存在多種腐蝕因
素，實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
田的腐蝕防護措施的選擇設(shè)計有重要的意義。
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
算的腐蝕結(jié)果，與實際腐蝕結(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
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)鍵點在于
分析液態(tài)水生成的部位。本項目利用Hysis和Pre—
dict腐蝕預(yù)測軟件，以一口典型生產(chǎn)井為例，進行液
態(tài)水生成的部位分析，同時對腐蝕程度進行預(yù)測評
價。
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；當含水量為
10％ 時，腐蝕嚴重部位在井下3 000～4 0oo m ，
4 000m以下腐蝕輕微；當含水量大于20％ 時，井下
管柱腐蝕嚴重，4 000 m以下腐蝕最嚴重。
此外，還需要說明的是，由于模擬腐蝕試驗在完
全水介質(zhì)中進行，所測試結(jié)果將比現(xiàn)場油管實際腐
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
為嚴重，部分油管已穿孔，嚴重的油管已斷裂。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，初步計算腐蝕速率
大于2 mm／a，屬于極嚴重腐蝕。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
重，出現(xiàn)穿孔和油管嚴重減薄，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，重點應(yīng)考慮材
質(zhì)的抗H，S應(yīng)力腐蝕性能。依據(jù)的標準主要有
NACE標準和EFC標準。目前，大家傾向于依據(jù)
ISO人員15156標準。無論采用哪個標準，在材料
選擇前開展大量的評價工作是非常必要的。
4．2 緩蝕劑防腐
緩蝕劑防腐方案的制定一般有以下幾個步驟，
即確定方案的目標一認識防護對象一篩選緩蝕劑一
確定緩蝕劑現(xiàn)場加注工藝一防護效果監(jiān)測一技術(shù)經(jīng)
濟評估一形成生產(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)模擬井底條件評價了緩蝕劑的緩蝕效
果。試驗條件：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，試驗時間為24 h，材質(zhì)為TP
110，試驗結(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)標準，合理選材，抑制H，S應(yīng)力腐蝕破
裂，同時加注有效的緩蝕劑，建立完善的腐蝕防護方
案和腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，是實現(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：馮學軍

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