1、.油田腐蝕情況介紹在影響油套管腐蝕的諸多介質(zhì)中,CO2和H2S是最常見和最有害的兩種腐蝕氣體介質(zhì),它們的作用會導致所謂酸性腐蝕和甜腐蝕。在石油天然氣的開發(fā)過程中, 油田主要存在的兩大腐蝕問題為：一種是主要以CO2和H2S單獨造成的腐蝕即CO2腐蝕和硫化物應(yīng)力腐蝕開裂,另一種是以CO2+H2S+Cl-等氣體和介質(zhì)共存的情況下造成的腐蝕,它們不僅給油田造成了巨大的經(jīng)濟損失,而且往往帶來一些災(zāi)難性的后果,如人員傷亡、停工停產(chǎn)以及環(huán)境污染等。目前我國塔里木、長慶、XX、華北、江漢等的某些區(qū)塊主力油氣田均存在嚴重的CO2腐蝕,而且這些油田不少區(qū)塊還存在更為嚴重和復雜的CO2+H2S+Cl-綜合腐蝕。1

2、塔里木油田CO2腐蝕環(huán)境調(diào)研塔里木油田地處新疆塔克拉瑪干沙漠,油氣井多是4000m以上的深井和超深井,井下溫度、壓力和腐蝕介質(zhì)含量都很高,環(huán)境十分惡劣。因此勘探開發(fā)難度大、成本高,油田建設(shè)投資巨大。隨著油田的不斷開發(fā)生產(chǎn),油田含水量持續(xù)上升,腐蝕問題將越來越嚴重。表 SEQ 表 * ARABIC 1塔里木主要油氣田腐蝕因素統(tǒng)計表油氣田腐蝕組分含量地層CO2Cl104mg/LH2Smg/m3溫度壓力MPa牙哈23凝析氣田0.71.2101212014056桑南凝析氣田0.323.4610.3612.731151235359克拉2氣田0.60.740.057580.287110074迪那凝析氣田0

3、.160.530.099777.234118139102111輪南油田0.059.448.3214.81231294952解放渠東油田0.082.3811.3414.971191266062塔中4油田0.216.64.4525.81051162540塔中16油田0.294.444.07419.451101173744塔中10油田0.468.140.1796.0181061174551哈得遜油田0.886.088.1718.221081165255Puckett-Ellenberger2815112.843.4Brown-Bassett5015112.843.4塔中1號氣田2.494.210.3

4、6618.48716.93256083號井32701281345163東河塘油田0.3824.925.8915.176.71501401434265輪古油田0.1511.796.67813.5619161231305862和田河油田0.081.685.4680.587.147024塔中6氣田0.833.756.85947.3049376001091194246Puckett-Ellenberger2815112.843.4Brown-Bassett5015112.843.4注：該表的數(shù)據(jù)統(tǒng)計的是各區(qū)塊最具代表性的數(shù)據(jù),并非全部數(shù)據(jù)。塔里木油田,環(huán)境十分惡劣及復雜,包括高溫、高壓、CO2-H2S

5、-Cl共存腐蝕環(huán)境、CO2-Cl共存腐蝕環(huán)境以及H2S-Cl共存腐蝕環(huán)境,見 REF _Ref194286396 h * MERGEFORMAT 表1。從 REF _Ref194286396 h * MERGEFORMAT 表1中可以看出,存在H2S酸性腐蝕環(huán)境區(qū)塊均同時含有CO2氣體,某些CO2含量較低的油氣井的環(huán)境可以看作是H2S 、Cl共存腐蝕環(huán)境,但這種情況很少見。表 SEQ 表 * ARABIC 2塔里木輪南油田介質(zhì)環(huán)境介質(zhì)成分Cl-HCO3-SO42-Mg2+Ca2+濃度g/L200.61.20.10.6條件溫度：60-150,CO2分壓：10atm,流速：1m/s塔里木油田井下工

6、況環(huán)境復雜還在于其介質(zhì)環(huán)境具有高的總礦化度、氯離子含量、CO2含量、鐵含量和低pH值。有很強的腐蝕性。以輪南油田為例,其原始地層壓力在50MPa以上,溫度為120左右,氯離子含量高達13104mg/L,礦化度達2013104mg/L左右,CO2分壓0.73.5MPa,見 REF _Ref194199242 h * MERGEFORMAT 表2。這樣惡劣的腐蝕環(huán)境往往會對井下設(shè)備造成十分嚴重的腐蝕。根據(jù)塔里木油田高溫、高壓、CO2-H2S-Cl共存腐蝕環(huán)境、CO2-Cl共存腐蝕環(huán)境及水介質(zhì)參數(shù)種類與特征和已發(fā)生腐蝕破壞油管的腐蝕缺陷形狀與特點可以判斷,塔里木油田腐蝕的類型屬于在含CO2-H2S-

7、Cl/CO2 -Cl和地層水中的CO2腐蝕。塔里木油田已存在較嚴重的CO2腐蝕且已發(fā)生多次CO2腐蝕失效事故,腐蝕類型以具有自催化加速發(fā)展特征的局部腐蝕為主,且腐蝕速率很高,而均勻腐蝕則較輕微。腐蝕部位的形狀大多是點坑狀、溝槽狀以及具有平底銳邊的臺地狀等。油田腐蝕與結(jié)垢現(xiàn)狀調(diào)研表明：油田目前已存在較嚴重的腐蝕與結(jié)垢問題。2 XX油田腐蝕環(huán)境調(diào)研XX油田深層氣藏主要存在CO2腐蝕,慶深氣田產(chǎn)出流體組分相當復雜,一般主要成份為氮氣、甲烷、二氧化碳、乙烷、丙烷、丁烷等,其產(chǎn)液量隨著開采時問及開采方式的不同而不同。深層氣井產(chǎn)液的礦化度較高,達到6000 m g /L以上;產(chǎn)水類型為C aCl或NaCl

8、型,Cl-含量較高；PH值均在7. 0左右,呈酸性；深層產(chǎn)液含氧,其產(chǎn)液成分中離CO2含量較高。XX油田深層氣藏目前投入開發(fā)的主要是砂礫巖和火山巖兩類儲層。慶深氣川儲層埋藏深度大于2 500 m,地層壓力、溫度較高,巖性復雜,產(chǎn)出氣中普遍含有CO2,試氣時一般含量在0.52.6%之問,生產(chǎn)過程中會發(fā)生一定變化。如升深2井在1996年投產(chǎn)初期CO2含量1.85%,到20XXCO2含量已升至5. 36%。升深2井因井下管柱腐蝕嚴重,于20XX7月已實施報廢處理。從起出的油管分析,主要表現(xiàn)為局部腐蝕,內(nèi)表面腐蝕遠遠大于外表面,形成與氣流方向的溝槽,油管600m以上腐蝕嚴重,部分油管甚至已腐蝕成篩網(wǎng)狀

9、。油管600 m以下主要是均勻腐蝕,其絲扣腐蝕較嚴重。3 中原油田腐蝕環(huán)境調(diào)研中原油田自1989年采用氣舉采油,油井增產(chǎn)效果十分明顯,但隨著含水量的逐年升高,腐蝕也日益加劇,截至目前已多次發(fā)現(xiàn)油管腐蝕穿孔和套管腐蝕泄漏現(xiàn)象,影響了油田的正常生產(chǎn),年直接經(jīng)濟損失在千萬元以上。 REF _Ref194202419 h * MERGEFORMAT 表3為該油田中文13-127井及其文13- 257井的水質(zhì)資料情況分析,從樣品所在生產(chǎn)井的水質(zhì)情況知道,兩井高含水,且pH值較低,礦化度和Cl - , Ca2+、HCO3-、CO2含量高,會對碳鋼造成較強的腐蝕。且對中原油田氣舉井套管、油管的腐蝕結(jié)果進行分

10、析后,發(fā)現(xiàn)失效主要是由于油井高礦化度產(chǎn)出水中CO2腐蝕作用的結(jié)果。說明該油田以CO2腐蝕為主。表 SEQ 表 * ARABIC 3樣品所在生產(chǎn)井的水質(zhì)情況 mg/L4 長慶油田腐蝕環(huán)境調(diào)研長慶油田位于陜甘寧盆地,自70年代開發(fā)以來,已先后建成了近2500口油井及300口氣井。由于陜甘寧盆地屬多層性大型自流水盆地,下白晉系洛河宣君組分布范圍廣,產(chǎn)水量高達每天10000m3,自流量每天2000m3,壓力6-7MPa,水質(zhì)主要是Na2S04及CaCl2水型,還含有SO42-、CO2、H2S、Cl-、SRB,總礦化度很高,氣井平均地層溫度為104,壓力在30Mpa左右,在這種高溫高壓條件下,體系的腐蝕

11、將非常嚴重。如此惡劣的腐蝕環(huán)境造成長慶油田油套管柱的嚴重腐蝕。從長慶腐蝕特點來看,油管多發(fā)生內(nèi)壁腐蝕；從腐蝕環(huán)境來看,腐蝕主要由具有CO2、H2S、Cl-、SRB和高溫高壓高流速聯(lián)合作用引起的腐蝕。由于上述腐蝕特點,油管在使用過程中的腐蝕問題非常嚴重,每年都有大批油管腐蝕穿孔。至1996年底,已有502口井損壞,平均壽命6-7年,而且以每年7-10%的損失率逐年增加。 REF _Ref194199400 h * MERGEFORMAT 表4為長慶油田提供長慶油田模擬腐蝕環(huán)境：表 SEQ 表 * ARABIC 4長慶油田模擬腐蝕環(huán)境腐蝕介質(zhì)成分NaHCO3Na2SO4CaCl2含量g/L0.20

12、.215.632實驗條件溫度：60,CO2分壓：0.1MPa,流速：1m/S,含水100%或含水80%、含原油20%5 XX氣田腐蝕環(huán)境調(diào)研含硫化氫天然氣在全球分布廣泛。我國目前已在XX、渤海灣、鄂爾多斯、塔里木和準噶爾等含油氣盆地發(fā)現(xiàn)了含硫化氫天然氣。其硫化氫含量變化區(qū)間很大,從微含硫化氫到天然氣中硫化氫含量占92%以上。XX氣區(qū)70%的井生產(chǎn)的天然氣都含有硫化氫和二氧化碳。由于產(chǎn)層壓力高,H2S和CO2的分壓也高,一般均達到酸性天然氣界線。因此,含硫氣井一般也為酸性天然氣井。XX氣田中CO2-H2S共存氣田的腐蝕具有多樣性,因氣藏的介質(zhì)含量,凝析油田產(chǎn)量,Cl-含量不同。下表為部分XX氣田

13、中CO2、H2S共存氣田的腐蝕性環(huán)境情況：以XX磨溪氣田天然氣井下腐蝕的數(shù)據(jù)為例：井中H2S含量為1.66%2.35%,CO2含量為0.36%0.89%。少量地層水含有CO2、H2S、Cl-,單井日產(chǎn)水為0.13m3/d,地層水中Cl-50000120000mg/L,礦化度為69630222800 mg/L。井深約2700m,所用油管為日本NT-80SS抗硫油管。該氣田自1994年3月正式投入開發(fā)后,氣田地下管串及地而集輸系統(tǒng)受到嚴重腐蝕,導致油管斷裂,油嘴、針閥被刺,水套爐、輸氣支線經(jīng)常堵塞,集氣干線超壓,清管頻繁,嚴重危及氣田安全生產(chǎn)。氣田在試生產(chǎn)的頭三年里就有10余口井油管因腐蝕而穿孔或

14、斷裂落入井底,更換腐蝕穿孔的油管達數(shù)千米,斷落于井內(nèi)的油管有1600多米無法打撈。腐蝕發(fā)生在油管柱下端約2000m以下的積水段,2000m以上未見任何腐蝕。腐蝕產(chǎn)物主要是硫化鐵和少量的氯化鐵。研究發(fā)現(xiàn),腐蝕以電化學腐蝕和H2S腐蝕為主,兼有CO2、硫酸鹽還原菌等腐蝕。表 SEQ 表 * ARABIC 5XX部分氣田CO2、H2S和地層水含量表6 XX油田腐蝕環(huán)境XX油田屬于低滲透、非均質(zhì)油田,隨著開發(fā)時間的延長,注采系統(tǒng)腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象越來越突出。腐蝕、結(jié)垢問題造成注水壓力逐年升高,地層壓力逐漸降低,注水井欠注嚴重,地層能量不足;油井綜合含水逐年提高,產(chǎn)量遞減迅速,已嚴重影響了油田正常生產(chǎn)。表4

15、為XX乾安油田大情字油田侵蝕性物質(zhì)分析結(jié)果,結(jié)果表明,乾安油田大情字地區(qū)雖處于開發(fā)的初期,但油田產(chǎn)出水成份復雜,為高硬度,高礦化度,結(jié)垢型水質(zhì),有少量CO2和H2S腐蝕性氣體；同時,有較高的HCO3,C1-,并有一定的負硬度,易產(chǎn)生垢下腐蝕；給井下采油設(shè)備帶來了嚴重的腐蝕破壞和結(jié)垢。表 SEQ 表 * ARABIC 6XX乾安油田大情字油田侵蝕性物質(zhì)分析結(jié)果6.1XX乾安大情字油田產(chǎn)出水及集輸管網(wǎng)水相水質(zhì)礦化度高,總礦化度達到2.1104 mg/L屬于氯化鈣結(jié)垢型水質(zhì),堿度較大,而且出現(xiàn)了負硬度；水中氯離子含量高,達4000 mg/ L9400mg/ L。同時還含有較高的硫酸根離子。是引起油井及管網(wǎng)結(jié)垢的主要原因。6.2油