油套管腐蚀机理硕士论文(编辑修改稿)

油套管腐蚀机理硕士论文(编辑修改稿)内容摘要：

、切合油田实际的工艺措施，给出最为经济有效防护方法。 研究主要结论 ① 建立、确定适合雅克拉、大涝坝 凝析气田含 CO2油气井，在超深、高温、高压、强腐蚀性环境中的腐蚀检测、监测方法； ② 给出油气田油、套管腐蚀的预测和评价结果；确定适合雅克拉、大涝坝凝析气田腐蚀环境工艺技术，包括管内、外涂层工艺的确定、筛选、开发研究化学缓蚀剂、特殊管材的选用、腐蚀源改造剂、抗腐蚀耐磨耐温金属合金镀层的采用等； ③ 选用的防腐方案减少因腐蚀造成的生产损失，延长油气田的油气井管材使用寿命；筛选出具有较好防腐效果、合理成本的工艺措施。 雅克拉 大涝坝凝析气田腐蚀机理及防腐对策 4 第 2 章 雅克拉 大涝坝气田腐蚀类型及失效原因分析 失效样品的测试与分析 调查分析 表明 YK YK S45 三口井均存在严重的腐蚀问题，并伴有冲刷腐蚀的特征。 从腐蚀部位来看，三口井油管腐蚀较严重的井段分别为： 1200～ 400m、 400～ 100m和 2020～ 600m，腐蚀基本发生在 2020m 以上。 图 21 为雅克拉 大涝坝气田 2 口气井腐蚀情况。 YK2 井油管丝扣腐蚀情况 S45 井油管加厚过渡带 图 21 雅克拉 大涝坝气田气井腐蚀情况 宏观分析 现场所取失效样品管宏观形貌见图 22 所示。 观察发现，油管内壁腐蚀 明显，管壁明显减薄，并已穿孔，腐蚀坑边沿尖锐，点蚀深挖特征十分明显。 内壁点蚀穿孔形貌 外壁局部腐蚀形貌 图 22 油管内壁腐蚀形貌 腐蚀产物分析 用 X射线衍射方法分析腐蚀产物的成分，结果如表 21 所示。 西南石油大学硕士研究生学位论文 5 表 21 腐蚀产物的 X射线衍射分析结果 腐蚀产物分子式 含量（ %） （ Fe， Mn） CO3 87 Fe3O4 8 FeO（ OH） 5 从 X射线衍射分析的结果可知，油管内壁的腐蚀产物包括（ Fe， Mn） CO FeO（ OH）和 Fe3O4。 其中（ Fe， Mn） CO3的含量约占 8687%， FeO（ OH）约占 5%， Fe3O4约占7%。 如上所述，（ Fe， Mn） CO3 是典型的 CO2 腐蚀产物， FeO（ OH）和 Fe3O4 可能是CO2腐蚀产物 FeCO3和空气中的氧接触后生成的最终产物或中间产物，也可能是金属 与氧反应生成 的， 这个结果表明油管内壁以 CO2腐蚀为主。 腐蚀失效分析 腐蚀产物分析 分析雅克拉－大涝坝油套管服役环境参数，可知油套管所处腐蚀环境大致为： ①气层深度： 5200～ 5400m ②气层温度 ： 131℃ ③气层压力： 58MPa ④ CO2分压： ～ ⑤不含 H2S、 O2 ⑥地层水总矿化度： 50,000～ 120,000 毫克 /升 ⑦凝析水总矿化度： 3,278 毫克 /升 ⑧地层水类型 CaCl2型 从雅克拉凝析气田油套管的腐蚀现状及腐蚀环境可以分析雅克拉凝析气田油套管腐蚀具有以下特征： ①油套管处于高浓度 Cl－ 、高 CO2含量及高矿化度的腐蚀环境中。 其中 Cl－ 浓度在 3～8 105mg/L， CO2分压为 ～ ，总矿化度为 ～ 105 毫克 /升 ，且温度处于易发生强烈局部腐蚀 的中温区域。 ②油管内流速很大，最高可达 10m 以上。 以管径 73mm 的油管为例，沙 15 井每天产气量为 (～ ) 104m3 时，以井口压力 30MPa，每天 30 104m3 气产量计算，该井井口气流速度达。 ③防腐蚀设计不合理，如油管转换接头内表面不光滑，地面管网焊接接头粗糙，高出表面形成突起，由此导致在流速高时形成湍流、冲蚀及孔蚀的现象。 ④管柱腐蚀严重部位分布呈现一定的规律性， 1000m 以上腐蚀相对较轻， 1000m 以雅克拉 大涝坝凝析气田腐蚀机理及防腐对策 6 下腐蚀严重，封隔器及油气层内油管腐蚀更加严重。 这说明必须在三个不同区域中 ，当温度、 CO2分压及 Cl－ 浓度不同时油套管所遭受的腐蚀程度不同。 ⑤腐蚀都先从油管的内壁开始，蚀穿油管后油套串通，造成套管腐蚀损伤。 腐蚀类型分析 从失效样品的宏观形貌和油管及地面管线的服役环境特点分析，可以确定油管和地面管线的腐蚀类型为高温高压环境中的 CO2 腐蚀和高流速作用下的冲刷腐蚀这两种腐蚀的综合作用结果。 主要依据有如下几点： ①油管材料的化学成分及力学性能分析结果未见异常，均符合 API 相关标准，表明材料本身不存在问题； ②从油管服役的介质和工况环境来看，天然气中含有较高的 CO2，产 出水中含有氯离子而且腐蚀温度在 60℃以上，具备了油管产生 CO2腐蚀的基本条件； ③从失效样品的腐蚀产物的结构和成分分析结果可以看出，油管腐蚀产物为FeCO3，扫描电镜和金相观察表明金属表面被 FeCO3覆盖，它是油管材料与 CO2作用的生成物； ④从失效样品的腐蚀形貌来看，腐蚀坑底部较平，但边缘比较尖锐、突出（见 22），总体分布呈现筛孔状，这也是 CO2腐蚀的典型形貌； ⑤大部分腐蚀区域呈现明显的条带状分布，这一特征与高流速气体的冲刷密切相关。 油管内气体流速高达 10m/s 以上，具有很强的冲刷力，如果产出气夹有砂 子，则油管内壁会受到更强的冲刷作用，发生冲刷腐蚀； ⑥从与雅克拉－大涝坝气田相邻的牙哈气田和其它有类似环境的油气田腐蚀特征即多年的研究分析结果来看，这些油气田的腐蚀为 CO2腐蚀，由此亦可以判断雅克拉－大涝坝气田井下及地面管网均具有 CO2腐蚀的特征。 综合以上六点特征，可以确定油管的腐蚀主要是由 CO2腐蚀和高速气流引起的冲刷作用的结果。 综合分析 分析雅克拉－大涝坝气田腐蚀类型，除了需要从其腐蚀环境与形貌特征加以判别外，还可以从 CO2腐蚀的普遍规律得到论证。 目前，在油气工业中根据 CO2分压来判断CO2腐蚀性经验规律（临界判据）如下： CO2分压小于 不产生腐蚀；在 ～ 间为中等腐蚀；大于 产生严重腐蚀。 就雅克拉气田而言，其天然气中二氧化碳的分压可高达 ，已远远超出 CO2的临界分压（ ），因而会产生严重的 CO2腐蚀。 此外，分析油套管的腐蚀特征，还需要综合考虑 CO2腐蚀特征及影响因素。 众所周西南石油大学硕士研究生学位论文 7 知， CO2腐蚀的影响因素有： CO2的分压、温度、腐蚀产物的保护性、流速、材料性能、其它离子的含量、某些有害气体（例如 H2S）的存在等。 在这些制约因 素中，以温度、CO2分压、含水率以及井筒内流体的流速影响最为显著，各种因素对 CO2腐蚀的影响程度具有不同规律，油管的最终腐蚀程度，是这些因素综合作用的结果。 温度的影响一般比较显著，在温度较低时，随温度升高腐蚀速率增加，当温度升高到一定程度，由于此时生成的腐蚀产物膜较为致密，保护性较好，反而使腐蚀速率降低。 由上述分析结果可知，油管失效主要由 CO2腐蚀引起的，这种由局部点蚀坑的不断发展导致管壁减薄和穿孔造成的腐蚀过程可简单描述如下： 地层水和天然气中的凝析水与油管接触在油管内壁形成一层很薄的水膜，天然气中的 CO2溶解水膜中使水膜的 pH 值下降，呈酸性，于是腐蚀从油管内壁开始发生。 腐蚀点首先在油管内壁形核，并不断向四周扩展形成局部腐蚀坑，腐蚀坑在腐蚀溶解和流体冲刷的双重作用下，不断扩大并与临近腐蚀坑相连导致管壁减薄并形成沿流体流动方向分布的沟槽；同时，单个的腐蚀坑会沿管壁方向不断向纵深腐蚀，直至管壁发生穿孔，最终形成了失效样品的腐蚀形貌。 由于金属表面被 CO2腐蚀产物 FeCO3 所覆盖，这些产物不能完全阻隔金属和溶液的物质交换，但限制了金属与溶液间的离子传递，再加之流体作用造成不同区域产物附着不同，导致金属表面不同区 域的电极电位发生变化，从而引起壁厚减薄不均。 壁厚减薄造成油管的抗拉强度下降，当其抗拉强度无法承受下部管柱的重力作用时，油管便发生失效，发生断裂、穿孔等事故。 小结 综合上述调查、检测、分析结果，得出如下几点结论： (1)从 雅克拉 大涝坝气田 20 年来的试采和开发历史来看，气田井下油套管存在严重的腐蚀问题。 (2)管内高速气流的冲刷不仅加剧的油管内壁的 CO2 腐蚀，同时由于气流的冲击作用，使管道内壁产生了严重的冲刷腐蚀。 (3)雅克拉 大涝坝气田井下油套管的腐蚀是 CO2 腐蚀和冲刷腐蚀两种腐蚀类型综合作用 的结果。 雅克拉 大涝坝凝析气田腐蚀机理及防腐对策 8 第 3 章 雅克拉－大涝坝井下油套管腐蚀机理与规律 实验材料及参数 试验材料 试验所用材料为 P1 13Cr 和 HP13Cr 三种材料，材料成分如表 31 所示。 表 31 材料的化学成分（ wt%） 元素 C Si Mn P S Cr Mo Ni V Ti P110 13Cr Hp13Cr 实验内容及参数选择 (1)不同因素变化对材料腐蚀速率的影响研究 依据现场环境，选取不同环境参数组合（不同的温度、压力、流速、介质浓度等）进行模拟试验，确定气田主要腐蚀因素及其影响程度、腐蚀的机理和规律。 试验参数的组合分别列于表 32～ 35 中，表 36 为选取雅大气田各主要腐蚀性离子含量均值略高，以此作为模拟井下含 CO2环境腐蚀介质成分等实 验参数。 表 32 试验温度改变情况 温度（ ℃ ） CO2 分压（ MPa） Cl－ 浓度 (mg/L) 流速 (m/s) 试验周期 60 2 100000 72h 90 2 100000 72h 110 2 100000 72h 140 2 100000 72h 表 33 CO2 分压改变情况 温度（ ℃ ） CO2 分压（ MPa） Cl－ 浓度 (mg/L) 流速 (m/s) 试验周期 90 100000 72h 90 100000 72h 90 100000 72h 90 100000 72h 表 34 Cl改变情况 温度（℃） CO2 分压（ MPa） Cl－ 浓度 (mg/L) 流速 (m/s) 试验周期 90 2 1000 72h 90 2 10000 72h 90 2 100000 72h 90 2 202000 72h 西南石油大学硕士研究生学位论文 9 表 35 流速改变情况 温度（ ℃ ） CO2 分压（ MPa） Cl－ 浓度 (mg/L) 流速 (m/s) 试验周期 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 90 2 100000 72h 表 36 腐蚀试验介质 离子类型 SO42 HCO3 Mg2+ Ca2+ K+ + Na+ Fe2+ Fe3+ pH 总矿化度 含量（ 103 mg / l） (2)典型井沿井筒方向腐蚀规律研究 在雅克拉－大涝坝气田选一口典型井，测试沿井筒方向不同深度部位的腐蚀速率。 根据目前雅克 拉－大涝坝气田开发情况，选取YK2 井作为试验对象，研究不同井深部位的腐蚀特征。 试验测试部位分别如下表 37 所示。 试验介质参数如表 38。 其中测试溶液介质根据现场油井水样的分析结果而定，并假定从井底到井口介质成分不变。 流速参考工程院测压报告 YK2 井的产量数据，产气 万m3/d，产油 50m3/d，产水 ，。 表 37 YK2 井腐蚀试验参数 部位 (距井口， m） 100 500 100 150 2020 2500 3000 3500 4000 4500 4800 5000 温度（ ℃ ） 系统压力（ MPa） CO2 分压（ MPa） CO2 分压（ psi） 雅克拉 大涝坝凝析气田腐蚀机理及防腐对策 10 表 38 YK2 井腐蚀试验介质（ 103 mg /L） 离子类型 Cl－ SO42 HCO3 Mg2+ Ca2+ K+ + Na+ Fe2+ Fe3+ pH 总矿化度 YK2 井 高温高压模拟腐蚀试验结果及分析 不同因素变化对材料腐蚀速率的影响 (1)温度变 化对腐蚀速率的影响 三种材料在不同温度时的腐蚀速率结果如图 31 所示。 其腐蚀速率基本遵循下述规律， 即：随着温度升高，腐蚀速率在 90℃时达到最大，此后随温度升高而下降。 三种材料具 有类似的趋势，但 HP13Cr 腐蚀速率较 P110 要低得多。 大量的研究表明，温度的影响总会出现一个峰值，只是不同的环境条件，出现峰值的温度点略有差别。 40 60 80 100 120 140 160温度（℃）腐蚀速率（mm/a）P11013CrHP13Cr 图 31 温度与腐蚀速率的关系 (2)CO2分压对腐蚀速率的影响 CO2分压与腐蚀速率的关系如图 32 所示，随 CO2分压的增。