高压气井、凝析气井CO_2腐蚀机理及防腐技术

发表日期：2016年5月31日  来源：中国防腐木网

　高压气井、凝析气井co2腐蚀机理及防腐技术陈飞，1*文艺（塔里木油田勘探发研究院，新疆库尔勒841000）塔里木盆地所发现的气田、凝析气田，天然气中大多不含H2S而含有一定量的C（）2.高压气、凝析气中C（）2的腐蚀有其内在客观规律，C（）2的腐蚀主要与分压、温度、含水置、pH值、盐的含董、流速、流态、攻角等因素有关。防止C（）2的腐蚀的措施是多样的，对于长期生产的高压气井、凝析气，采用13Cr不锈钢防腐是经济可行的。

　　co2腐蚀；气（凝析气井；影响因素截止2003年底，塔里木油田分公司在塔里木盆地发现了以克拉2、迪那2为代表的一批大中型气田，推动并促成了“西气东输”项目的建设。目前，牙哈23凝析气田已经投人开发，克拉2等气田、凝析气田正在进行产能建设。塔里木盆地所发现的气田、凝析气田，除少数气田天然气中含外，其他大多数气田、凝析气田天然气中基本都不含H2S，而含有一定量的co2.在没有水时，co2不产生腐蚀；当有冷凝水时，02溶于水生成碳酸，产生腐蚀。32的腐蚀过程是随着氢去极化过程而进行的，而且是由溶液本身的水合氢离子和碳酸中分解的氢离子共同来完成的。下面研究高压气井、凝析气井中co2的腐蚀机理及其防治技术。

　　co2在气井、凝析气井中的腐蚀类型快认识气井、凝析气井（：02腐蚀的内在规律，为即将投人开发的其他气田、凝析气田的腐蚀、防腐研究提供理论基础。牙哈23凝析气田气井、凝析气井中的腐蚀类型主要为：①深坑型腐蚀。腐蚀过程形成周边锐利、界面清晰的坑，这种坑在比较短的时间内就能完全穿透油、套管壁等。②环状腐蚀。呈均匀腐蚀或严重坑蚀。主要原因是由于油管或阀体在加工过程中的热处理部位和其他部分具有不同晶粒结构，而在过渡区对腐蚀敏感。③篼流速加剧腐蚀。存在腐蚀性气体的情况下，管子截面变小部位和收缩节流部位的流速增篼，则腐蚀加剧。试验表明，当气流速度增加3. 7倍，腐蚀速度则增加5倍。现场中，这种加剧腐蚀的情形主要发生在井口设备及油管上……

　　<：02腐蚀的影响因素C02分压可用C02分压的数值判断是否存在C02的腐蚀：C02分压小于0.021MPa，无腐蚀；C02分压在0.0210.21MPa之间，中等腐蚀；（：02分压大于0.21MPa，严重腐蚀。塔里木盆地各气田、凝析气田C02分压0.2172.84MPa，从C02分压角度分析，都处于严重腐蚀区间。

　　环境温度低温（6（TC以下）情况下，腐蚀产物为FeC03，膜疏松而附着力差，无保护性，腐蚀表现形式为均匀腐蚀；中温区（6110'C），生成厚而疏松的，6（：03膜，有一定的保护性，腐蚀速率最篼且腐蚀表现形式主要为局部腐蚀；篼温区（大于15.，此时由于金属表面生成薄而致密的FeC03Fe304保护膜，腐蚀速率较低。

　　水的含量及水汽露点当天然气中没有水时（干气），不产生C02腐蚀。在地层条件下，天然陈飞969），男，1"2年大学毕业，工程师，现从事采气工艺研究。

　　石油天然气学报（江汉石油学院学报）气往往含有一定量的水汽（如边、底水气藏），天然气流人井筒过程中，随着温度、压力的下降，天然气的饱和含水汽量也将下降。当达到其露点温度时，即会出现冷凝水，如果天然气中含有co2等腐蚀性组分，在合适的牵件下就会产生膺蚀。气、凝析气井4*，当井简海度陪于水蒸汽的露点温度*或天然气中含水饱和度低于露点温度下含水饱和度，即采出天然气中无冷凝水析出，则井下无腐蚀产生；日产水量在0.52.3m3之间，（：02腐蚀最为严重；当日产水量大于2. 3m3时，（：02腐蚀开始减轻；当含水量继续上升，井筒积水，出现气水界面，气水界面位置腐蚀；剧。

　　pH值天然气中含水、C02的情况下，PH值是COz压和温度以及Ca2+，Mg2+，Fe2+含量的函数。一般来说，pH值越低，C02腐蚀越严重，随着pH升篼，金属处于稳定区域，腐蚀速率逐渐下降。

　　ci的含量cr对钢材有腐蚀作用，当水中含cr时，在某些情况下对co2腐蚀有促进作用，在某些情况下又有抑制作用。

　　不同金属之间的电位差2种不同的金属或合金相接触时，由于其电位的不同可能产生电偶腐蚀。防止电偶腐蚀的方法有：①设计中应尽可能避免使用异种金属组合；②如果必须采用异种金属组合时，应该尽可能使用电位系列中电位接近的金属，因为如果2种金属的电位差超过50mV就可能出现电偶腐蚀；③异种金属之间采用绝缘垫片或涂层；④采用电位过渡接头。

　　流速一般丰说，随着流速的增加，<：02对金属的腐蚀也会增加，但这方面的资料不多，耳很多是相互矛盾的。某试验采用合成海水，C02分压0.IMPa，6（TC，结果表明，当流速低于lm/s时，流速的增加会大大加快C02对钢材的腐蚀；当流速大于lm/s时，流速的增加对C02对钢材的腐蚀速率影响不大。

　　流态管内流体在流动过程中的流态分为层流、过渡流、紊流。在C02分压、温度等其他腐蚀条件相同的情况下，紊流区的腐蚀速率要比层流的高。

　　攻角攻角是指粒子人射方向与流道表面的夹角。在直管段，攻角是最小的，此时流体对管道表面的冲损较小；而在直角拐弯段，攻角最大，比如在节流阀及小四通位置，此时流体对管道表面的腐蚀较严重。有试验表明，当气体流速V<*20m/S时，最大腐蚀率发生在攻角90*处；当V>30m/s时，最大腐蚀率发生在攻角360°，90*处，而607°腐蚀较轻。因而一般来说，在节流及拐弯段腐蚀比直管段严重。

　　3牙哈23凝析气田的腐蚀实例及处理措施3.1采气井口阐两的腐蚀牙哈23凝析气田在2000年全面投人开发，2002年3月发现井口采油树存在腐蚀现象，主要表现为：①立管腐蚀比较严重，其中上端比下端严重。②节流阀腐蚀比较严重，出口比人口严重，部分节流阀阀座已腐蚀脱落。③靠近气流拐弯处腐蚀较严重。生产阀门的人口比出口严重，集气管线拐处比平直段较严重。④阀板、阀座流道没有进行特殊处理的部位有不同程度的腐蚀。

　　3.2井下油管腐蚀情况通过对起出地面油管的检，发现油管腐蚀比较严重：①油管腐蚀井段主要集中在1500m井深以上，该井段温度范围在79r；②井深l5Om以下腐蚀逐渐减轻，甚至腐蚀；③油管丝扣部位较严重，多处发现穿孔，YH33井共有7根油管蜾纹发生穿孔；④油管本体有沟槽状腐蚀，没有发现穿孔。

　　3.3采油树及油管的防腐工艺措施选择耐腐蚀材料多次试验证明，钢材中的Cl对防止C02腐蚀有较好的作用。尤其是Cr含量超过9%的钢材，抗C02腐蚀性能较好。但也存在临界温度，如9Cr的临界温度为10r，13Cr的临界温度为150*C，25Cr的临界温度为25*C.塔里木油田可以选择13Cr管材，虽然该油管价格超过普通油管的23倍左右，成本较高。但对于寿命较长的油气井，采用耐腐蚀材质则比其他防腐方法经济。

　　对流道内表面进行表面处理及涂敷防腐涂层涂层是使用较普遍的防腐方法，但内涂层油管防腐也有缺点：①用涂料防腐，由于涂层较薄，难以形成完整无孔的保护膜，因而在腐蚀性较强的环境中受到一定限制；②由于篼压气井采用气密封油管，一般是通过较大的扭矩使密封面产生一定的变形达到密封的目的，如采用涂料防腐，在上扣过程很容易破坏涂层，而油管的密封面又是最容易发生腐蚀的。

　　因此对于篼压气井、凝析气井不推荐采用内涂层防腐油管。对于井口装置，为了达到防腐蚀的目的，可考虑对井口装置内表面进行处理，以增强井口防腐蚀能力。法兰钢圈槽、阀门内部堆焊防腐蚀不锈钢，既可以提篼井口的防腐蚀性能，也可根据需要提篼某些部位的抗冲蚀性能。

　　加缓蚀剂西南油气田采用加缓蚀剂的方法防止井下油管、井口、地面管线的腐蚀，取得了很好的效果。但是这一方法在塔里木油田的应用受到两方面限制：一是工艺问题，塔里木油田气井、凝析气井压力普遍较高，加药比较困难；二是成本问题，与西南油气田相比，塔里木油田的气井、凝析气井具有产量篼、井的寿命长的特点，随着时间的延长，如采用加缓蚀剂的方法，成本会很快超过采用不锈钢油管。

　　改变油气井工况根据C02腐蚀的规律，改变油气井工况，是经常采用的方法。如限制井的产量、采用大直径管道以降低气流速度、采用大角度弯头都属于该方法，该方法可以使C02腐蚀有所减轻，但不能从根本上解决问题。

　　孙龙德塔里木盆地凝析气田开发。北京：石油工业出版社，2003. H.R布雷德利石油工程手册采油工程北京，石油工业出版社，1992.四川石油管理局天然气工程手册。北京：石油工业出版社，1982.石宝珩油气田腐蚀与防护技术手册。北京：石油工业出版社，1999张均海上油气田完井手册北京，石油工业出版社，1998.弘文针对潜力区及供液不足区的井进行了调整，其中潜力区上调参8口井1井次，调后有4口井进人合理区，4口井仍在潜力区，这4口井的转数都已超过166转，基本上已无调整余地，需以后换大泵处理；供液不足区下调参4口井，有2口井进人合理区，2口井仍在供液不足区，已无下调余地。

　　5结加强了螺杆泵井管理的科学性，可按控制图上点视的分布及各区的比例有针对性的做工作，制订措施，便于管理和挖潜；沉没度应控制在合理的范围2500m以内。对于沉没度篼于500m的井，可上调转速或换大泵；对于沉没度小于200m的井，应下调转速或换小泵。

　　蜾杆泵动态控制图是一种质量控制工具，配合泵况综合诊断方法，可形成宏。观控制单井分析系统。现场实际应用表明，它能够篼效、准确的分析和诊断蜾杆泵井下故障，是蜾杆泵井下故障技术的新发展，可在油田推广应用。

　　王鸿勋，张琪。采油工艺原理。北京：石油工业出版社202盛国富。*杆泵井下故障综合诊断方法研究与应用盛国富。乡杆泵合理沉没度与泵况控制图研究盛国富。水平井蠼杆泵地面工艺技术应用研究易国华