油井腐蝕現(xiàn)狀及防腐技術(shù)探究與展望*

陳 棟，胡 玲，霍光春

（延長油田股份有限公司 杏子川采油廠，陜西 延安 716000）

隨著主力油田開發(fā)進(jìn)入中后期，油井腐蝕現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，已對(duì)油田的生產(chǎn)、集輸?shù)拳h(huán)節(jié)產(chǎn)生了嚴(yán)重的影響[1]。在油田開發(fā)和生產(chǎn)過程中，管材與設(shè)備的腐蝕不僅會(huì)造成氣井停產(chǎn)從而影響生產(chǎn)進(jìn)度，相應(yīng)增加檢修和整改作業(yè)的資金投入，嚴(yán)重情況下，還會(huì)引發(fā)原油泄漏，對(duì)周邊的環(huán)境造成污染，甚至危及人身安全，給企業(yè)帶來巨額的經(jīng)濟(jì)虧損和嚴(yán)重的負(fù)面影響。

油井腐蝕現(xiàn)象是多因素交互作用下的結(jié)果，因此，對(duì)其形成的原因、腐蝕的程度及防腐的措施進(jìn)行全方位的把控相當(dāng)困難。由于油井井下管材所處的環(huán)境相當(dāng)復(fù)雜，腐蝕的因素間往往相互關(guān)聯(lián)和交互，腐蝕類型眾多。近年來，雖然許多專家和學(xué)者對(duì)油井腐蝕的機(jī)理和影響因素進(jìn)行了一定的探索和研究，但對(duì)油井防腐全方位系統(tǒng)的報(bào)道還較少[2]。

1 油井腐蝕因素分析

1.1 油井腐蝕現(xiàn)狀

國外對(duì)于油井腐蝕的機(jī)理、井下管材的檢測(cè)及防腐技術(shù)方面的研究多數(shù)從建立腐蝕預(yù)測(cè)模型的角度出發(fā)，并取得了一定成效。早在1994年，S Nesic[3]等人結(jié)合經(jīng)驗(yàn)方程研發(fā)了NPO模型，通過模型分析得出影響油井腐蝕的主要因素有T、PH、CO2與H2S分壓、流體的密度、黏度等。M Nordsveen[4]等人在NPO模型的基礎(chǔ)了提出了MC3模型，從電化學(xué)與金屬質(zhì)量傳遞系數(shù)的角度入手，定量地確定油井腐蝕的速率。挪威能源技術(shù)學(xué)院（IFE）研發(fā)了基于M-506（NOR）標(biāo)準(zhǔn)的Norsok模型，結(jié)果顯示，影響油井腐蝕的因素還包括井下油管與流體間的剪切應(yīng)力、管材直徑及雷諾數(shù)等[5]。以上模型的建立雖然簡易，但由于模型所用參數(shù)較少，加之考慮的因素有所差異，因此，腐蝕模型的適用性也不盡相同，很難被廣泛應(yīng)用于氣田現(xiàn)場(chǎng)。

自19世紀(jì)80年代，我國便開始著手對(duì)油氣田井下油管的腐蝕展開研究，主要包括腐蝕的環(huán)境、影響因素及防腐措施等幾個(gè)方面。王明輝[6]等人通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，針對(duì)川東某油井中的套管在H2S與CO2共存條件下的腐蝕情況開展了研究，精確評(píng)估了管材的使用壽命。賀海軍[7]等人結(jié)合灰色關(guān)聯(lián)法，對(duì)油井套管開展了防腐模擬評(píng)價(jià)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，通過定量分析管材的安全服役壽命對(duì)其進(jìn)行了優(yōu)選。趙健[8]等人提出了深層油井管材陰極保護(hù)計(jì)算公式，通過計(jì)算和推導(dǎo)得出，在一定的誤差范圍內(nèi)，這種計(jì)算方法能夠?yàn)樯顚佑途懿谋Ｗo(hù)提供可靠的數(shù)據(jù)，具有一定的實(shí)用性和可靠性。當(dāng)前，我國對(duì)不同儲(chǔ)層物性油田的腐蝕問題進(jìn)行了大量的研究，在防腐技術(shù)方面已相當(dāng)成熟[9,10]，當(dāng)然，這只是油井防腐萬里長征的第一步，要想真正意義上把油井防腐工作搞扎實(shí)，必須對(duì)其腐蝕的影響因素、腐蝕環(huán)境、形成原因及腐蝕監(jiān)控等相關(guān)工藝技術(shù)進(jìn)行更深入的分析和研究。

1.2 腐蝕類型

（1）電化學(xué)腐蝕 油井電化學(xué)腐蝕是指井下管材與水接觸后，金屬失去電子被氧化，水中的H+從金屬表面獲得電子而被還原，通過陰陽極電化學(xué)反應(yīng)，促使金屬管材形成腐蝕。在通常情況下，電化學(xué)腐蝕可以表現(xiàn)為均勻腐蝕和局部腐蝕兩種，局部腐蝕多見于油井初始段和中段，表現(xiàn)特征多為細(xì)小腐蝕坑、點(diǎn)蝕。全面腐蝕則多存在于高產(chǎn)水、高礦化度的油井油管中，外在特征表現(xiàn)為大面積比較均勻的潰瘍狀腐蝕或片狀腐蝕[11]。

（2）酸性腐蝕 近年來，隨著原油消費(fèi)需求的不斷攀升，我國加大了對(duì)高含H2S/CO2酸性油田的勘探與開發(fā)，隨著油田開發(fā)向深層、超深層不斷推進(jìn)，高溫高壓下的腐蝕環(huán)境使得井下管材的服役壽命不斷遞減，極大限制了我國酸性油田的開發(fā)與增產(chǎn)[12]。油田的酸性腐蝕主要分為H2S與CO2腐蝕。H2S導(dǎo)致的局部腐蝕是油田井下管材最普遍的腐蝕類型之一，主要表現(xiàn)為氫損傷、應(yīng)力導(dǎo)向開裂及破壞等。CO2腐蝕是油井腐蝕中較為常見的酸性腐蝕類型，其與水接觸后，對(duì)鋼制材質(zhì)具有很強(qiáng)的腐蝕性，其腐蝕特征多為蜂窩狀、點(diǎn)蝕及流動(dòng)誘發(fā)侵蝕等。

在H2S和CO2共存的環(huán)境下，腐蝕的作用機(jī)理則較為復(fù)雜。兩種氣體分壓不同，腐蝕的情況也大不相同[13]，當(dāng)H2S含量小于7×10-6MPa時(shí)，腐蝕規(guī)律與CO2腐蝕一致，與H2S含量無關(guān)；當(dāng)CO2與H2S分壓比大于200時(shí)，井下管材表面會(huì)生成一定厚度的保護(hù)膜，極大緩解了管材的腐蝕程度；當(dāng)CO2與H2S分壓比小于200時(shí)，井下以H2S腐蝕為主。

此外，H2S可促進(jìn)金屬陽極溶解，或在其表面形成硫化物起到保護(hù)作用，降低CO2腐蝕。CO2即可加速H2S腐蝕中保護(hù)膜的形成進(jìn)度，在一定環(huán)境下，又能促使H2S在保護(hù)膜上分解，加快腐蝕速度。

（3）其他腐蝕 油井腐蝕還包括諸多的局部腐蝕，主要有以下幾種類型[14]：（1）縫隙腐蝕，包含危害性Cl-的侵蝕液通過一定寬度的縫隙進(jìn)入縫內(nèi)，長期滯留其內(nèi)造成腐蝕；（2）腐蝕疲勞，井下管材遭受循環(huán)應(yīng)力時(shí)，在一定應(yīng)力下引起損壞，使得所需的循環(huán)次數(shù)不斷減少，經(jīng)一定腐蝕后，疲勞現(xiàn)象加??；（3）沖刷腐蝕，流體在井筒中流動(dòng)時(shí)，其攜帶的機(jī)械力會(huì)在一定程度上破壞井下管材表面的保護(hù)膜，造成腐蝕程度加深；（4）空泡腐蝕，油井井下流場(chǎng)產(chǎn)生突變，在部分低壓處形成氣穴，這些氣穴在流經(jīng)高壓區(qū)域處迅速破滅從而造成局部腐蝕。

2 主要防腐技術(shù)

2.1 內(nèi)壁涂層

內(nèi)壁涂層是指采取一定的工藝舉措，將防腐材料涂覆在井下管材的內(nèi)表面，這些有機(jī)防腐材料在凝固后形成一層致密的保護(hù)膜，使其與腐蝕環(huán)境無法直接接觸，從而起到一定的防腐功效。常用的內(nèi)涂層種類繁多，主要包括環(huán)氧類材料、有機(jī)塑料、天然橡膠及納米聚合物等，這些高分子材料具有與金屬外表黏附力強(qiáng)、耐腐蝕能力好、抗?jié)B性高及韌性好等特點(diǎn)[15]。環(huán)氧類材料是目前最常用的防腐內(nèi)涂層之一，其不僅能夠起到降低井筒流體流動(dòng)壓力損失和摩阻系數(shù)的作用，還可以大幅度緩解井下管材之間的機(jī)械磨損，延長其服役壽命，相應(yīng)使投資成本較低。需要強(qiáng)調(diào)的是，由于施工作業(yè)難度系數(shù)高、涂層不耐高溫、易老化等原因[16]，極大限制了內(nèi)壁涂層防腐措施的應(yīng)用，加之常規(guī)有機(jī)內(nèi)涂層都具有一定的滲透性，嚴(yán)格控制涂層的抗?jié)B性也是需要考慮的重要因素之一。

2.2 金屬鍍層

井下管材發(fā)生電化學(xué)腐蝕的主要原因是腐蝕介質(zhì)的電位高于金屬管材的電位，進(jìn)而發(fā)生了去離子反應(yīng)，造成金屬被氧化形成腐蝕。金屬鍍層的防腐機(jī)理是將電位低于井下管材的金屬，利用電鍵或熱鍍工藝技術(shù)在管材表面形成一層金屬鍍層，可有效隔絕管材與H2S、CO2及Cl-等介質(zhì)相接觸[17]。金屬鍍層主要有非晶態(tài)鎳磷合金及雙層鍍等，這幾類鍍層與管材結(jié)合性良好、耐磨性與耐腐蝕性強(qiáng)，但由于易受流體流速及壓力突變的影響，常常會(huì)發(fā)生穿孔或應(yīng)力開裂等防腐失效問題[18]。當(dāng)前，非晶態(tài)鎳磷合金鍍層已在國內(nèi)許多油田現(xiàn)場(chǎng)取得應(yīng)用，從應(yīng)用效果來看，大面積潰瘍式和片狀腐蝕現(xiàn)象明顯減少，局部點(diǎn)蝕現(xiàn)象較為突出。

2.3 非金屬內(nèi)襯

采用非金屬內(nèi)襯進(jìn)行防腐，是指通過粘結(jié)或者變形的工藝措施，將一些特定的非金屬材料內(nèi)襯于井下管柱內(nèi)壁，阻隔其與外界接觸，有效規(guī)避了腐蝕環(huán)境對(duì)管柱表面的溶蝕和沖刷作用，從而起到抗腐蝕的目的。較為常見的非金屬內(nèi)襯有玻璃鋼管、陶瓷樹脂等，這些材料的耐蝕性優(yōu)于井下管材，與環(huán)氧類內(nèi)壁涂層相比，光滑度更高，可大幅度降低管道中的流動(dòng)阻力，具有良好的抗結(jié)垢和抗細(xì)菌腐蝕性[19]。但經(jīng)過大量現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，這些非金屬材料應(yīng)力抗性較差，不適用于超過2000m的深層井，加之其耐溫性能較弱，在溫度較高的工況中應(yīng)用時(shí)，防腐性能失效[20]。

2.4 化學(xué)試劑

該類防腐措施主要是在腐蝕環(huán)境中引入化學(xué)試劑，使其與腐蝕介質(zhì)發(fā)生反應(yīng)，改變介質(zhì)的性質(zhì)和組成，從而實(shí)現(xiàn)防腐的目的?；瘜W(xué)試劑防腐有許多不同于其他工藝措施的優(yōu)點(diǎn)，例如，加注方式靈活簡易、針對(duì)性強(qiáng)、成本低及見效快等[21]。油田現(xiàn)場(chǎng)使用的化學(xué)試劑以緩蝕劑最為常見，緩蝕劑中的特殊官能團(tuán)可優(yōu)先與金屬離子形成吸附膜，對(duì)井下管材起到保護(hù)作用，降低管材“氧腐蝕”的速度。針對(duì)不同地質(zhì)條件的油井腐蝕環(huán)境，所用的緩蝕劑類型也有所區(qū)別，其腐蝕效果主要受井下工況的T、P及加注機(jī)制等因素的影響。

2.5 滲氮處理

滲氮防腐技術(shù)具體工藝流程是指在特定的溫壓環(huán)境下，將活性氮介質(zhì)引入井下管柱中，氮化形成厚約十幾微米的淬火層，該氮化層含N、C的E相和C相，微觀呈銀白色，耐高溫高壓、耐磨，可大幅度提高管材的抗蝕能力。畢鳳琴[22]等人通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得出，J55油管經(jīng)滲氮處理后，腐蝕速率降低了8.2倍，由此可見，滲氮處理可有效增大井下管材的服役壽命。滲氮防護(hù)常被用于油井管材外壁防腐，由于其氮化層較薄，在嚴(yán)重腐蝕工況中可能會(huì)出現(xiàn)過早腐蝕的現(xiàn)象，實(shí)用性和可靠性相對(duì)較低[23]。

2.6 陰極保護(hù)

陰極保護(hù)法以防止或減弱管材料的電化學(xué)反應(yīng)為切入點(diǎn)，通過一定的工藝技術(shù)，改變井下管材表面的電化學(xué)條件來降低防腐的速度，又稱電化學(xué)保護(hù)法。目前，主要的陰極保護(hù)防腐工藝有：犧牲陽極法和外加電流法。外加電流法可通過實(shí)現(xiàn)對(duì)保護(hù)金屬進(jìn)行陰極極化，避免其發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)。此方法保護(hù)范圍廣，投資成本低，且電流持續(xù)可控，但缺點(diǎn)也十分明顯，現(xiàn)場(chǎng)需人為管控，設(shè)備一旦出現(xiàn)問題維修費(fèi)用較高[24]。犧牲陽極法是在被保護(hù)管材連接電位更低的材料，構(gòu)成原電池，進(jìn)而對(duì)陰極金屬進(jìn)行了有效的保護(hù)，其克服了外加電流法防腐工藝的弊端，實(shí)現(xiàn)了無人管控及無需外加電源，同時(shí)電流分散性能良好，對(duì)周圍設(shè)施基本無影響[25]。丁國清[26]等人采用犧牲陽極法極大延緩了金屬材料在天然海水中的腐蝕速度。

目前，油田主要防腐工藝的平均服役壽命與投資成本對(duì)比見表1。

表1 主要防腐工藝的平均服役壽命與防腐成本對(duì)比表Tab.1 Comparison table of average service life and anti-corrosion cost of main anti-corrosion processes

3 評(píng)價(jià)

3.1 技術(shù)優(yōu)勢(shì)對(duì)比

由于油井井下環(huán)境十分復(fù)雜，結(jié)合實(shí)際的腐蝕工況，合理經(jīng)濟(jì)的選取不同類型的防腐技術(shù)可高效解決井下腐蝕問題，保障油井的安全平穩(wěn)生產(chǎn)[27]。不同防腐技術(shù)適用的環(huán)境、應(yīng)用的效果、初期資金投入、后續(xù)維修費(fèi)用及更換次數(shù)都不盡相同，油井主要防腐工藝的技術(shù)優(yōu)勢(shì)對(duì)比見表2。

表2 油井主要防腐工藝的技術(shù)優(yōu)勢(shì)對(duì)比Tab.2 Comparison of technical advantages of main anti-corrosion technologies for oil wells

3.2 弊端與不足

當(dāng)前，油井防腐技術(shù)雖然在提升材料抗腐蝕性能與評(píng)估材質(zhì)使用壽命等方面都體現(xiàn)出一定的優(yōu)勢(shì)，但由于腐蝕環(huán)境的惡劣和腐蝕介質(zhì)的多樣，在應(yīng)用過程中勢(shì)必會(huì)有不少實(shí)際問題存在[28]。

（1）技術(shù)層面 主要包括多腐蝕介質(zhì)共存環(huán)境下腐蝕主控因素尚不明確，高溫高壓強(qiáng)酸性工況條件下腐蝕規(guī)律尚不清楚等。

（2）投資成本 隨著氣田向自動(dòng)化及智能化方向的不斷發(fā)展，勢(shì)必需要配制更高等級(jí)的管材設(shè)備，普通防腐對(duì)策可能無法滿足其正常需求[29]，需要研發(fā)新型防腐工藝保證油田正常運(yùn)轉(zhuǎn)，導(dǎo)致投資與建設(shè)成本加大。

（3）腐蝕監(jiān)控與評(píng)價(jià) 對(duì)油井井下設(shè)備投入的前期、中期及后期的腐蝕監(jiān)控技術(shù)不夠完善，對(duì)CO2和H2S共存條件下的防腐評(píng)價(jià)針對(duì)性不強(qiáng)[30]。

4 展望

隨著油田開發(fā)進(jìn)入中后期，一系列腐蝕造成的停產(chǎn)和檢修問題日益增多，雖然當(dāng)前可利用的油井防腐技術(shù)有很多，但多數(shù)防腐工藝仍存在防腐效果評(píng)價(jià)不充分、現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)儲(chǔ)備與經(jīng)驗(yàn)不足及腐蝕監(jiān)控措施不到位等諸多問題，精確計(jì)算腐蝕速度、提前預(yù)測(cè)金屬的剩余壽命并及時(shí)確定更換時(shí)機(jī)，對(duì)保證油田平穩(wěn)高效開發(fā)意義重大。建議積極開展明確管材井下工況邊界、精準(zhǔn)預(yù)測(cè)其剩余壽命及完善腐蝕預(yù)測(cè)模型等多方面的研究，同時(shí)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)的相關(guān)技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)，為我國油田腐蝕與防護(hù)工藝的發(fā)展做出貢獻(xiàn)。