常见腐蚀形态特征及防护对策分析..doc

胡尖山采油区常见腐蚀形态特征及防护对策分析李登运 （长庆油田第三采油厂胡尖山作业区）摘要：随着胡尖山采油区油井含水不断上升及采出水回注区块不断扩大，油井井筒、地面集输系统、注水系统等腐蚀现象明显加剧，大大缩短了各系统设备的使用寿命，其主要表现为油管穿孔、抽油杆与油管偏磨、集输管线刺漏、法兰腐蚀、配水管线和注水单井管线穿孔等为了延长井筒及地面工艺系统使用寿命，降低频繁上修、更换费用，本文通过对胡尖山采油区常见腐蚀形态特征的分析，研究其腐蚀机理，旨在采取有针对性的防护措施关键字：腐蚀 硫化氢 腐蚀机理 防腐 HCC 阴极保护 在石油开采和输送的过程中，腐蚀造成管道和设备破损，导致企业需要投入大量的财力和物力来控制腐蚀石油开采过程中，各个油田所处的地质构造不尽相同，使得油井采出液中含有不同腐蚀介质，油井采出液经三相分离器、沉降罐处理后得到采出水采出液和采出水具有较强的腐蚀性，直接影响了原油的生产及安全针对腐蚀的危害性，我区尝试采取引进一些新的管道防腐技术、加药改变水性、改变集输工艺以及采取阴极保护等手段1 常见腐蚀形态特征分析的意义釆出液含有H2S、CO2、O2等溶解性气体，以及油、悬浮物、无机离子、细菌(硫酸盐还原菌、腐生菌)等，这些腐蚀介质在较低的含量下就可以腐蚀设备。

采出液将腐蚀介质带到集输系统，采出水经过自然沉降、混凝、净化等过程，采出水中的硫化物、游离C02、Cl-、矿化度、硫酸盐还原菌等腐蚀介质含量偏高，油田系统受到严重的腐蚀同时采出水必须要经处理后回注或排放，如果不经处理，土壤、水源很容易被污染采出水回注中，水中钙镁离子与硫酸根、碳酸根结合，产生沉淀，使得金属表面形成沉积物，导致管道结垢、堵塞等问题随着我国对原油需求量的增加，油水井、原油集输管道的数量也日益增加，采出液的量也不断增加但是管道的腐蚀给采油、原油集输带来了更为严重的影响，同时也给国家造成了巨大的经济损失管道的腐蚀造成的危害主要有：(1)使设备和管道损坏；(2)停产；(3)跑冒、滴、漏及燃烧、爆炸等事故；(4)环境污染；(5)产品流失；(6)人员伤亡等就胡尖山作业区而言，每年腐蚀所造成的经济损失就达上千万元因此，充分认识腐蚀的形成机理与研究相应的防腐蚀技术具有重要的现实意义2 油田常见的腐蚀类型2.1 电化学腐蚀当金属和电解质溶液接触时，金属表面是粗糙不均匀的，金属的种类、内应力、表面光洁度都可能会有很大的差别，或者由于金属的不同部位所接触电解液的种类、浓度、温度、流速等存在差别，会在金属表面会出现阴极区和阳极区，阴极和阳极通过金属本身互相闭合而形成腐蚀电池。

金属电化学腐蚀就是通过阳极和阴极反应过程进行的2.2 盐类腐蚀Ca2+ 、Mg2+ 离子会增大油田采出水的矿化度，使局部腐蚀更为严重它们也能够沉积在金属表面形成良好的覆盖层，能起到保护金属的作用；但如果覆盖层分布不均匀，覆盖部分与未覆盖部分之间又会形成浓差电池，并将产生点蚀油田开采时带有少量油田水，经过脱水处理仍有少量水存在于原油中这些水中含有盐类，主要是氯化钠，还有氯化镁、氯化钙以及少量的硫酸盐这些氯化物受热水解生成腐蚀性很强的盐酸，使介质中存在大量的Cl- 腐蚀介质中的Cl- 能够吸附在保护膜上并与金属表面的阳离子生成氯化物，使金属设备产生点蚀，当介质中含有溶解氧时会加剧点蚀，在金属设备表面造成穿孔若介质中Cl- 的浓度较大，Cl- 可直接穿透保护膜，加剧局部腐蚀Cl- 对碳钢和低合金钢的腐蚀最为严重2.3 溶解氧腐蚀氧腐蚀是最常见的腐蚀，只要有空气和水存在就会发生这种腐蚀在中性及弱碱性油田注水系统中，氧去极化是这类腐蚀的主要原因电子从阳极流向阴极，使Fe失去电子，油田水中溶解氧获得电子，从而生成Fe(OH)2， Fe(OH)2脱水，被氧化成Fe(OH)3，脱水后即形成铁锈(Fe2O3·xH2O)。

如果此反应氧被消耗且Fe(OH)3附在金属表面形成一层膜会抑制腐蚀作用但是由于油田水中的氧来自大气，空气源确保了腐蚀反应长期持续发生在酸性条件下，油田注水系统中碳钢的腐蚀过程反应原理如下：8H2O → 8OH- + 8H+4Fe → 4Fe2+ + 8e-8H+ + e- → 8H吸附Fe2+ + 8H2O → Fe(OH)2+8H吸附氧在油气田生产中还常生成氧浓差电池，其中氧浓度高的部分是阴极，浓度低的是阳极碳钢在水与空气的界面上发生的腐蚀可归因于氧浓差腐蚀由于在界面处水可从空气中充分得到氧，而水的下层氧的浓度较低且得不到及时补充，因而产生氧的浓度差，形成氧浓差腐蚀2.4 二氧化碳腐蚀二氧化碳作为油田采出液中的伴生气溶于水形成碳酸，使溶液中存在氢离子pH显酸性，发生电化学腐蚀油气井中的二氧化碳对碳钢的腐蚀主要是局部腐蚀，严重的局部腐蚀经常使设备遭到破坏油田中含有的Ca2+ 、Mg2+ 等金属离子可以在二氧化碳溶液中生成碳酸盐垢附着在碳钢表面碳钢在二氧化碳水溶液中产生腐蚀后会在碳钢表面生成腐蚀产物，即少量松软且不致密的FeCO3膜所发生的反应主要有：Fe2+ + CO32- → FeCO3Fe2+ + 2HCO3- → Fe(HCO3)2Fe(HCO3)2 → FeCO3 + CO2 + H2O腐蚀产物、结垢产物和金属表面不同的生成物膜在钢铁表面不同区域的覆盖程度和均匀程度是不同的，金属不同区域之间存在实际腐蚀电位差，形成了腐蚀电偶，使得电位较负的金属区域加速腐蚀，造成局部腐蚀。

该研究结论在实际的油气田生产中已经得到证实这种局部腐蚀由于阳极面积小，往往穿孔的速度很快影响二氧化碳腐蚀的主要因素是温度、CO2分压、pH值、流速、介质组成、以及管材材质2.5 硫化氢腐蚀油田采出水中的H2S一部分来自于油层及伴生气中，另一部分是原油和水中的含硫物质通过微生物的作用转化而来的当油田水中既有溶解的硫化氢又有溶解氧时，腐蚀会更加的严重在酸性油气田的腐蚀中，H2S作为阳极过程的催化剂促进碳钢表面铁离子的溶解，碳钢的阳极产生的亚铁离子与腐蚀介质中的硫离子生成FeS膜覆盖在碳钢设备的表面当生成的这层膜致密时，有抑制腐蚀的作用；当这层膜不致密时就极其容易破裂，FeS膜成为腐蚀电池的阴极，此时会出现大阴极和小阳极的情况，加速了阳极碳钢表面铁离子的溶解，易发生点蚀，使碳钢在低应力状态下也会发生晶间应力腐蚀开裂产生较大裂纹，甚至造成断裂H2S腐蚀的影响因素主要有硫化氢的浓度、pH值、温度、流速、介质组成以及暴露时间等2.6微生物腐蚀油田生产系统中存在着各种各样的微生物群体，它们对油田设备和管线腐蚀造成的损失是非常巨大的，其中最常见的细菌是硫酸盐还原菌(SRB)，它在特定的条件下会参与金属的腐蚀过程，是对油田生产影响最大的微生物。

硫酸盐还原菌是一种在缺氧条件下以有机物为养料的特殊微生物，它能在pH值为5～10，温度为5～100℃的环境中生长油田回注水水质适合硫酸盐还原菌的生长，使其大量繁殖硫酸盐还原菌含有一种氢化酶，氢化酶能使硫酸盐还原菌利用在金属表面阴极区产生的氢把SO42- 还原成H2S，从而减少了阴极上氢的极化，使阴极反应加快反应生成的S2- 与阳极的Fe2+ 反应生成FeS，加速了金属的腐蚀硫酸盐还原菌常造成油套管的局部腐蚀甚至出现穿孔3 胡尖山作业区腐蚀现状调查3.1 油井的腐蚀现状胡尖山采油作业区采出液主要来自侏罗系和三叠系，矿化度高，呈中性偏弱碱性所管辖区油井开井240余口，2013年1月至今，通过对躺井的腐蚀情况的调查统计，由于腐蚀引起的躺井多达37口，腐蚀躺井共影响产量约90吨，管杆损坏更换费用上万元据分析，油井腐蚀是上述腐蚀类型共同的作用结果，但其主要以二氧化碳腐蚀、硫化氢腐蚀、微生物腐蚀和电化学腐蚀为主1）抽油杆的腐蚀由于介质的腐蚀性和冲刷作用，抽油杆及接箍出现不同程度的腐蚀现象在抽油杆接箍偏磨，以及H2S、CO2酸性介质作用，电化学作用等的情况下，抽油杆及接箍腐蚀严重，腐蚀后呈现麻斑，严重的有深坑。

抽油杆偏磨破坏其表面的保护层，而抽油杆表面腐蚀后材质变得疏松，又使得磨损更容易，腐蚀与偏磨相互促进，使得腐蚀加剧在含水高且成酸性腐蚀的油井中，由于腐蚀疲劳、氢脆、应力腐蚀等原因，经常出现抽油杆断裂如图3-1、图3-2、图3-3、图3-4所示： 图3-1 接箍腐蚀 图3-2接箍腐蚀 图3-3 抽油杆腐蚀 图3-4抽油杆腐蚀2）井下工具的腐蚀油井井下工具是在油井出现游离水后腐蚀才严重的，这是因为游离水中含有H2S、CO2酸性介质以及细菌等由于活塞、阀等处于运动状态，因此损坏程度更大抽油泵腐蚀主要发生在凡尔球和球座，占95％以上，其中又以固定凡尔球和球座最严重，被腐蚀的球座表面有麻点这是因为球座始终处于受磨损状态，而凡尔球受流体的冲击，易形成涡流导致腐蚀如图3-5、图3-6、图3-7、图3-8所示： 图3-5 固定凡尔点蚀 图3-6 固定凡尔总承腐蚀 图3-7 活塞腐蚀 图3-8 凡尔球腐蚀3）油管的腐蚀油管的腐蚀大致上可分为均匀腐蚀和局部腐蚀，其中影响最严重的是局部腐蚀造成的腐蚀穿孔。

然而局部腐蚀主要是二氧化碳腐蚀、微生物腐蚀以及电化学腐蚀造成的油管腐蚀大部分呈圆形或椭圆形，外小内大，呈八字形，油管的腐蚀是从管内开始的一旦油管外壁发现腐蚀现象，那么对应内壁会有更大面积的腐蚀油管内壁既有腐蚀又有结垢，甚至发生垢下腐蚀随着油管的腐蚀，大量的腐蚀残渣掉入井筒，而这些残渣容易进入固定凡尔座内，导致凡尔坐封不严，最终形成固定凡尔漏失如图3-9、图3-10、图3-11、图3-12所示： 图3-9 油管腐蚀 图3-10 油管腐蚀 图3-11 油管腐蚀 图3-12 眼管腐蚀4）套管的腐蚀套管的腐蚀主要出现在动液面以下，这是因为油水混合中含H2S、CO2、O2等溶解性气体由于这些腐蚀介质的存在，套管往往出现大面积的腐蚀，在胡尖山采油作业区的元162井区最为严重典型案例有：①定594-21的套管因腐蚀发生套破现象；②定593-16在2012年多次检泵时发现固定凡尔总承堵死，尾管被杂质填满，经化验后得知杂质主要成分为氧化铁以此判断元162区块套管存在严重腐蚀现象3.2 地面集输管线腐蚀现状胡尖山采油作业区目前所管辖区有元162、安42和黄30三个井区，井组数共计约120个，增压站4个，300方沉降罐6个，300方储油罐2个，铺设管线约89km，其中管线均为埋地管线。

由于胡尖山采油区釆出液含有H2S、CO2、O2等溶解性气体，以及油、悬浮物、无机离子、细菌(硫酸盐还原菌、腐生菌)等，这些腐蚀介质在较低的含量下就可以腐蚀管线和储罐据分析，腐蚀的类型主要为硫化氢腐蚀、溶解氧腐蚀、电化学腐蚀和二氧化碳腐蚀1）埋地管线腐蚀油区大部分地区为黄土高原，主要以黄土梁峁及沟壑地貌为主，地形破碎，质地疏松，植被稀疏，腐蚀总体上为弱腐蚀，本质是电解质腐蚀这种腐蚀常常造成埋地管线的外部腐蚀 图3-13 埋地管线外腐蚀 图3-14 沉降罐内腐蚀采油区采出液所含各种腐蚀介质，在原油集输过程中，最常见的埋地管线腐蚀当属管线的内介质腐蚀元一增至元162站输油管线最为典型分析其原因：元一增至元162管线输送的是油水混合物，含水较多，同时原油在输送过程中极易发生油水分离，具有较高腐蚀性污水集中于管线底部，水作为。