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)進入中后期，油井腐蝕現(xiàn)象日趨嚴重，已對油田的生產(chǎn)、集輸?shù)拳h(huán)節(jié)產(chǎn)生了嚴重的影響[1]。在油田開發(fā)和生產(chǎn)過程中，管材與設備的腐蝕不僅會造成氣井停產(chǎn)從而影響生產(chǎn)進度，相應增加檢修和整改作業(yè)的資金投入，嚴重情況下，還會引發(fā)原油泄漏，對周邊的環(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)濟虧損和嚴重的負面影響。

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

1 油井腐蝕因素分析

1.1 油井腐蝕現(xiàn)狀

國外對于油井腐蝕的機理、井下管材的檢測及防腐技術方面的研究多數(shù)從建立腐蝕預測模型的角度出發(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模型的基礎了提出了MC3模型，從電化學與金屬質(zhì)量傳遞系數(shù)的角度入手，定量地確定油井腐蝕的速率。挪威能源技術學院（IFE）研發(fā)了基于M-506（NOR）標準的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，很難被廣泛應用于氣田現(xiàn)場。

自19世紀80年代，我國便開始著手對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方面。王明輝[6]等人通過室內(nèi)實驗，針對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，精確評估了管材的使用壽命。賀海軍[7]等人結(jié)合灰色關聯(lián)法，對油井套管開展了防腐模擬評價室內(nèi)實驗，通過定量分析管材的安全服役壽命對其進行了優(yōu)選。趙健[8]等人提出了深層油井管材陰極保護計算公式，通過計算和推導得出，在一定的誤差范圍內(nèi)，這種計算方法能夠為深層油井管材保護提供可靠的數(shù)據(jù)，具有一定的實用性和可靠性。當前，我國對不同儲層物性油田的腐蝕問題進行了大量的研究，在防腐技術方面已相當成熟[9,10]，當然，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，必須對其腐蝕的影響因素、腐蝕環(huán)境、形成原因及腐蝕監(jiān)控等相關工藝技術進行更深入的分析和研究。

1.2 腐蝕類型

（1）電化學腐蝕 油井電化學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，通過陰陽極電化學反應，促使金屬管材形成腐蝕。在通常情況下，電化學腐蝕可以表現(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)特征多為細小腐蝕坑、點蝕。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，隨著原油消費需求的不斷攀升，我國加大了對高含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，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、應力導向開裂及破壞等。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，對鋼制材質(zhì)具有很強的腐蝕性，其腐蝕特征多為蜂窩狀、點蝕及流動誘發(fā)侵蝕等。

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

此外，H2S可促進金屬陽極溶解，或在其表面形成硫化物起到保護作用，降低CO2腐蝕。CO2即可加速H2S腐蝕中保護膜的形成進度，在一定環(huán)境下，又能促使H2S在保護膜上分解，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)應力時，在一定應力下引起損壞，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，流體在井筒中流動時，其攜帶的機械力會在一定程度上破壞井下管材表面的保護膜，造成腐蝕程度加深；（4）空泡腐蝕，油井井下流場產(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

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，這些有機防腐材料在凝固后形成一層致密的保護膜，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、耐腐蝕能力好、抗?jié)B性高及韌性好等特點[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械磨損，延長其服役壽命，相應使投資成本較低。需要強調(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用，加之常規(guī)有機內(nèi)涂層都具有一定的滲透性，嚴格控制涂層的抗?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，進而發(fā)生了去離子反應，造成金屬被氧化形成腐蝕。金屬鍍層的防腐機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，但由于易受流體流速及壓力突變的影響，常常會發(fā)生穿孔或應力開裂等防腐失效問題[18]。當前，非晶態(tài)鎳磷合金鍍層已在國內(nèi)許多油田現(xiàn)場取得應用，從應用效果來看，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阻力，具有良好的抗結(jié)垢和抗細菌腐蝕性[19]。但經(jīng)過大量現(xiàn)場試驗證明，這些非金屬材料應力抗性較差，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用時，防腐性能失效[20]。

2.4 化學試劑

該類防腐措施主要是在腐蝕環(huán)境中引入化學試劑，使其與腐蝕介質(zhì)發(fā)生反應，改變介質(zhì)的性質(zhì)和組成，從而實現(xiàn)防腐的目的?；瘜W試劑防腐有許多不同于其他工藝措施的優(yōu)點，例如，加注方式靈活簡易、針對性強、成本低及見效快等[21]。油田現(xiàn)場使用的化學試劑以緩蝕劑最為常見，緩蝕劑中的特殊官能團可優(yōu)先與金屬離子形成吸附膜，對井下管材起到保護作用，降低管材“氧腐蝕”的速度。針對不同地質(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及加注機制等因素的影響。

2.5 滲氮處理

滲氮防腐技術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)場試驗得出，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。滲氮防護常被用于油井管材外壁防腐，由于其氮化層較薄，在嚴重腐蝕工況中可能會出現(xiàn)過早腐蝕的現(xiàn)象，實用性和可靠性相對較低[23]。

2.6 陰極保護

陰極保護法以防止或減弱管材料的電化學反應為切入點，通過一定的工藝技術，改變井下管材表面的電化學條件來降低防腐的速度，又稱電化學保護法。目前，主要的陰極保護防腐工藝有：犧牲陽極法和外加電流法。外加電流法可通過實現(xiàn)對保護金屬進行陰極極化，避免其發(fā)生電化學反應。此方法保護范圍廣，投資成本低，且電流持續(xù)可控，但缺點也十分明顯，現(xiàn)場需人為管控，設備一旦出現(xiàn)問題維修費用較高[24]。犧牲陽極法是在被保護管材連接電位更低的材料，構(gòu)成原電池，進而對陰極金屬進行了有效的保護，其克服了外加電流法防腐工藝的弊端，實現(xiàn)了無人管控及無需外加電源，同時電流分散性能良好，對周圍設施基本無影響[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比表Tab.1 Comparison table of average service life and anti-corrosion cost of main anti-corrosion processes

3 評價

3.1 技術優(yōu)勢對比

由于油井井下環(huán)境十分復雜，結(jié)合實際的腐蝕工況，合理經(jīng)濟的選取不同類型的防腐技術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]。不同防腐技術適用的環(huán)境、應用的效果、初期資金投入、后續(xù)維修費用及更換次數(shù)都不盡相同，油井主要防腐工藝的技術優(yōu)勢對比見表2。

表2 油井主要防腐工藝的技術優(yōu)勢對比Tab.2 Comparison of technical advantages of main anti-corrosion technologies for oil wells

3.2 弊端與不足

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

（1）技術層面 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 隨著氣田向自動化及智能化方向的不斷發(fā)展，勢必需要配制更高等級的管材設備，普通防腐對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轉(zhuǎn)，導致投資與建設成本加大。

（3）腐蝕監(jiān)控與評價 對油井井下設備投入的前期、中期及后期的腐蝕監(jiān)控技術不夠完善，對CO2和H2S共存條件下的防腐評價針對性不強[30]。

4 展望

隨著油田開發(fā)進入中后期，一系列腐蝕造成的停產(chǎn)和檢修問題日益增多，雖然當前可利用的油井防腐技術有很多，但多數(shù)防腐工藝仍存在防腐效果評價不充分、現(xiàn)場技術儲備與經(jīng)驗不足及腐蝕監(jiān)控措施不到位等諸多問題，精確計算腐蝕速度、提前預測金屬的剩余壽命并及時確定更換時機，對保證油田平穩(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、精準預測其剩余壽命及完善腐蝕預測模型等多方面的研究，同時加強現(xiàn)場的相關技術性和經(jīng)濟性評價，為我國油田腐蝕與防護工藝的發(fā)展做出貢獻。