CO2腐蝕環境下油套管防腐技術

孟慶豐

摘要：研究了CO2對油管的腐蝕機理、特征及影響因素，并提出了使用耐蝕合金管材、涂鍍層管材、注入緩蝕劑、陰極保護和使用普通碳鋼等五類防腐技術，可有效延緩氣體對油套管的腐蝕、預防套管漏失的發生。

關鍵詞：CO2腐蝕電化學腐蝕影響因素防腐蝕技術

CO2氣體溶于水中形成碳酸后引起電化學腐蝕，如不及時采取有效措施，將導致油套管的嚴重破壞甚至油井報廢。CO2對油、套管的腐蝕是油田開發的一個亟待解決的重要課題。

一、CO2的腐蝕機理

CO2對金屬的腐蝕主要表現為電化學腐蝕，即CO2溶解于水生成碳酸后引起的電化學腐蝕，其化學反應式主要為

CO2+H2O H2CO3

Fe+ H2CO3 FeCO3+H2

水中溶解了CO2使pH值降低，呈酸性，碳酸對鋼材發生極化腐蝕。隨著碳酸的增多，溶液酸性增加，加快了鋼鐵的腐蝕速度。CO2對碳鋼的腐蝕為管內腐蝕，表現為3種腐蝕形式：均勻腐蝕、沖刷腐蝕和坑蝕，其產物為FeCO3和Fe3CO4。在一定條件下，水汽凝結在管面形成水膜，CO2溶解并吸附在管面，使金屬發生均勻的極化腐蝕。管柱內的高速氣流沖刷帶走腐蝕物，使得金屬表面不斷裸露，腐蝕加速。腐蝕產物FeCO3和Fe3CO4在金屬表面形成保護膜，但這種膜生成的很不均勻，易破損，出現典型的坑點腐蝕，蝕坑常為半球形深坑。CO2生產井的腐蝕部位主要集中在管串的上部位置及內壁，這是因為井筒的中上部位壓力低、井溫低，凝析水易產出，與CO2作用生成腐蝕介質H2CO3的濃度高，隨著氣體流動，酸液以液滴形式附著在管內壁上形成局部的嚴重蝕坑蝕洞，造成了油套管的腐蝕現象。

二、影響因素

（1）CO2分壓。在影響CO2腐蝕速率的各個因素中，CO2分壓起著決定性的作用，它直接影響CO2在腐蝕介質中的溶解度和溶液的酸度，即溶液的酸度和腐蝕速度皆隨CO2分壓的增大而增加。在氣井中，當CO2的分壓大于0.2MPa時，將發生腐蝕，分壓小于0.021MPa時，腐蝕可以忽略不計。在低流油井和凝析氣井環境中，當CO2的分壓大于0.1MPa時通常是腐蝕環境。

（2）流速。高流速會促進腐蝕，因為高流速下會發生湍流并且造成不均勻條件下的點蝕。另外，高速流動時流體導致CO2腐蝕產物Fe CO3膜的破損，致使金屬界面暴露在腐蝕介質中，遭受流體強烈的沖刷和腐蝕。

（3）溫度。溫度對腐蝕速率的影響，不僅體現在溫度對氣體及組成溶液的各種化學成分的溶解度、溶液pH值的影響方面，而且體現在溫度對保護膜的影響。這是因為CO2腐蝕反應中生成的Fe CO3膜在高溫中（大于成膜溫度）才具有保護性。一般而言，在60℃以下時，碳鋼表面生成的是少量松軟且不致密的Fe CO3膜，此時的腐蝕為均勻腐蝕；在100℃時，腐蝕速率增大，腐蝕產物較厚但仍很疏松，此時形成深坑狀或環狀腐蝕，在高于150℃的溫度條件下，由于生成致密且附著力極強的FeCO3膜，腐蝕基本能被阻止。

（4）pH值。增大pH值將降低FeCO3的溶解度，有利于生成FeCO3保護膜，使H+含量減少，H+的還原反應速度降低，因而可降低腐蝕速度。

三、防CO2腐蝕技術

（1）使用耐蝕合金鋼管材。主要是指用于防CO2腐蝕而開發的合金鋼油管(如1Cr、9Cr、13Cr等鋼管)。該類管材依靠自身的耐腐蝕性能抵抗CO2腐蝕。該技術的施工方法基本與使用普通碳鋼管材相同，在其有效期內，無須其它配套措施，對油氣井生產作業無影響，且工藝最簡單，但初期投資較大。

（2）使用涂鍍層油管。主要依靠其涂層或鍍層來隔絕鋼體與腐蝕介質的接觸，達到防腐的目的。其防腐效果的好壞與涂層或鍍層材料及其工藝技術水平有關，油管接頭處和加工時存在的“漏點”是易被腐蝕的薄弱部位。而對于需修井作業的生產井，由于涂鍍層易受破壞而無法達到防腐的目的。該技術對油氣井生產影響相對較小，工藝較簡單而且成本一般不會很高，但不適用于高溫環境。

（3）注入緩蝕劑。緩蝕劑一般為長鏈化合物，屬于含氮化合物或有機磷酸鹽類，常用的緩蝕劑有重鉻酸鹽、磷酸鹽、有機氨類等，這類化合物具有很強的表活性，吸附到金屬表面后形成化學吸附，結果在金屬的表面形成牢固的緩蝕劑膜。對于光滑的管壁，緩蝕效果可達90%以上。緩蝕劑分子不僅吸附在金屬表面，也吸附在鹽垢表面，影響著垢的組成和結晶度，增加了垢的臨界破裂應力，有利于垢的剝離。利用緩蝕劑的防腐作用達到減緩油管腐蝕的目的，其防腐效果主要與井況(如溫度、壓力)、緩蝕劑類型、注入周期、注入量有關。該技術成本低，初期投資少，但工藝較復雜，對生產影響較大。注入方式：①間歇注入方式。該方式在將緩蝕劑自油管內注入后，必須關井一段時間后才能開井(處理周期一般為2～3個月)，對生產有一定影響。②連續注入方式。主要通過油套環空或環空間的旁通管及注入閥將緩蝕劑連續注入井內或油管內，油氣井不需關井，對生產影響較小。

（4）陰極保護。該技術利用犧牲陽極的方式保護井下管柱(一般用于保護套管)免受腐蝕。其操作工藝復雜，且易受方案設計時所需基本參數準確度及現場環境的影響，而且作業成本較高，很難實現最佳的防腐效果。

（5）使用普通碳鋼。使用普通碳鋼管柱，并在其壽命期限內更換油管管柱，套管用封隔器加環空保護液進行保護。該防腐技術需頻繁更換油管，對油氣井生產影響很大，且壓井作業對儲層傷害較大，但生產初期基本不增加附加防腐費用。1999年某公司模擬雅克拉凝析氣田的腐蝕環境(Cl-含量為70g/l， CO2分壓取2.5MPa)，在不同的試驗溫度下，進行金屬掛片腐蝕試驗。試驗表明：①相同溫度下普通鋼的腐蝕速率遠遠大于合金鋼；②添加緩蝕劑XC-01對抑制試樣全面腐蝕起到了較好的緩蝕效果，其緩蝕效率在92%以上，但存在著局部腐蝕；③涂層防腐技術，在130℃的腐蝕環境下滿足不了防腐的需要。僅從防腐效果的角度看，耐腐蝕合金鋼管柱應是最好的選擇。但由于其一次性投入很大，因而需要從油氣田開發的整體角度來進行評價，需要考慮防腐技術的一次性投入、作業的成本、可操作性、對油氣井生產造成的影響及油氣藏開發的壽命等因素。

四、幾點認識

針對CO2腐蝕的特點，在調研一些腐蝕實例的基礎上，針對注CO2強化采油井，我們提出具體做法。

（1）優化井身結構。考慮到注入氣體的特殊性，固井時應將油層套管外水泥返至井口，可起到延緩氣體對套管的腐蝕、預防套管漏失、阻止外部水源侵入的作用。

（2）油套管選擇。考慮到注CO2氣的試驗性質及某廠井深，油、套管可以選用J55、N80低強度級別材料較選用合金鋼(如13Cr)管材的價格可節省約2/3。

（3）氣體入井前脫水處理。CO2氣體進井前應做嚴格的脫水處理，避免在井筒內流動時析出凝析水。

（4）優化注氣管柱。應在射孔井段上部下封隔器，延長套管使用壽命。

（5）入井氣體加熱。井口安裝耐高壓高熱的熱采井口，同時將入井CO2氣體加熱到150℃后注入井內，防止氣體在井內析出凝析水。

（6）油、套管表面采用涂層保護。這項技術經氮化處理后，油套管表面形成了致密均勻的耐蝕白亮層，在不降低原有機械性能的前提下其表面抗蝕性能較常規處理的油套管有明顯改善；由于不改變螺紋尺寸精度，保證管螺紋正常嚙合。螺紋表面硬度可達HRC60以上，對油管螺紋有良好的防護作用。研究表明，在模擬油田介質中有氮化防腐層試樣的腐蝕速率比無氮化層試樣的腐蝕速率降低4.7倍，而且氮化層可形成鈍化膜。

（7）加注緩蝕劑。添加緩蝕劑是一種經濟有效的控制CO2腐蝕的手段，作為滲氮防腐油、套管必要時的防腐補充。

參考文獻：

[1] 談士海，張文正.CO2生產井的腐蝕機理及預防[J] 石油鉆采工藝，2001.