含CO2油氣田腐蝕特點分析及防腐對策

范家僖 李敏

1中國石油冀東油田分公司南堡油田作業區

2中國石油冀東油田分公司陸上油田作業區

某含CO2油氣田自2007 年開始開發3 800 m 以上深層油氣井，由于對油氣井產物腐蝕性認識不足，在早期投產的深層油氣井及場站管柱、管道、設備設施等設計中未能充分考慮腐蝕影響，導致該批井在投產2～3 年后開始出現腐蝕。經過排查，CO2分壓在嚴重腐蝕界限以上的油氣井占總井數的60%以上，其中部分油氣井腐蝕尤為嚴重，已經造成了2 口井的報廢和2 口井的油管斷裂，嚴重制約了油氣田的有效開發。為了盡快確定腐蝕原因，開展了腐蝕特點分析及對策研究，從而解決生產問題。

1 地面設備設施腐蝕部位及分析

按照管道和站場完整性管理要求[1]，對該油氣田多座集氣站進行了安全檢測，暴露出了大量的安全隱患，主要的腐蝕部位和腐蝕情況表現在三個方面。

1.1 站內管道減薄位置多，彎頭減薄嚴重

對3座接轉站檢測，共發現站內管道減薄超標缺陷29 處，最大減薄率達30%，絕大部分減薄位置出現在彎頭和其后的直管段部位，具體情況見表1。

表1 接轉站腐蝕減薄情況Tab.1 Corrosion and thinning status of transfer station

通過對減薄管段數據整理分析，發現油氣田較為集中的腐蝕位置（圖1），分別為進站出地后第一和第二個直角彎頭、三級節流后U型彎頭、分離器排污管出口第一個彎頭。

圖1 接轉站腐蝕集中位置Fig.1 Corrosion concentration location of transfer station

由于彎頭減薄最為嚴重，對此進行了重點分析，從彎頭的流場分布圖（圖2）可以看出，沿流動方向的外弧由于流體的慣性作用，流速最大，受到的沖刷腐蝕也最大，從而造成彎頭比直管段腐蝕嚴重[2]。

圖2 彎頭流場分布圖Fig.2 Distribution of elbow flow field

對減薄比較嚴重的管段進行分析（圖3），直管段相對彎頭腐蝕稍輕，發生部分腐蝕，腐蝕產物膜疏松且清晰可見，彎頭處的實際腐蝕比較嚴重，能看出明顯的點蝕和坑蝕現象。

圖3 腐蝕管段實際腐蝕情況Fig.3 Actual corrosion status of corroded pipe section

1.2 加熱爐盤管普遍腐蝕，存在嚴重安全隱患

從加熱爐盤管的外表面（圖4）看，主要發生的為均勻腐蝕，但伴隨著一定數量的局部腐蝕，最大腐蝕深坑達到3 mm，腐蝕比較嚴重。分析原因，可能為殘存在加熱爐爐水中的碳酸鹽在長期運行條件下會分解為CO2和氧化物，而CO2在高溫和水的條件下對加熱爐的盤管造成了腐蝕。

圖4 加熱爐盤管外表面腐蝕情況Fig.4 Corrosion on the outer surface of heating furnace coil

從盤管的內壁（圖5）進行觀察，每條盤管都存在著嚴重的坑蝕現象，部分盤管在大小頭變徑處腐蝕非常嚴重，尤其是腐蝕最為嚴重的A區塊氣井加熱爐盤管腐蝕最為突出。

圖5 加熱爐盤管內表面腐蝕情況Fig.5 Corrosion on the inner surface of heating furnace coil

從盤管的電鏡圖（圖6）來看，腐蝕產物膜都比較疏松，腐蝕介質能夠輕易地到達金屬的表面，成為電化學反應的陽極，而腐蝕介質難以到達的部位則作為電化學反應的陰極，這種小陽極、大陰極的腐蝕將使金屬在較短的時間內形成特別嚴重的局部腐蝕。

圖6 加熱爐盤管電鏡圖Fig.6 Electron micrograph of heating furnace coil

C-1井曾經發生盤管泄漏，盤管表面有非常明顯的裂紋（圖7），對裂紋進行金相分析（圖8），所有的裂紋都源于金屬的內表面，呈樹枝狀，擴張走向的趨勢比較明顯，有很多的分叉和二次裂紋，屬于比較典型的應力腐蝕開裂的特征。通過與其他氣井對比生產參數，唯獨該井的氯離子濃度較高，達到了15 000 mg/L 以上，因此推斷為氯離子引起的應力腐蝕開裂。

圖7 C-1井加熱爐盤管腐蝕泄漏情況Fig.7 Corrosion and leakage status of heating furnace coil in Well C-1

圖8 裂紋微觀形態Fig.8 Crack morphology

通過上述分析，加熱爐盤管腐蝕主要有以下幾個原因：①CO2分壓大于0.26 MPa，超過嚴重腐蝕分壓界限；②加熱爐內溫度超過50 ℃，處于強腐蝕溫度區間；③大小頭和盤管彎頭流速達到6 m/s，沖蝕嚴重。

1.3 閥門堆積雜質多，沖刷腐蝕嚴重

閥門堆積大量雜質（圖9），一方面造成密封面的沖刷腐蝕，另一方面使得閥門在開啟或關閉的過程中對密封面造成磨蝕。

圖9 閥門腐蝕情況Fig.9 Valve corrosion status

2 主要腐蝕因素分析

經過兩年多的室內實驗、現場腐蝕監測及油管實際檢測發現：該油氣田的腐蝕是多種因素共同作用的結果[3-7]。

2.1 CO2含量

在其他生產參數相似的條件下，B-1 井的CO2含量高，腐蝕速率（表2）也明顯大于B-2井，CO2含量（體積分數）成為主要腐蝕影響因素。

表2 不同CO2含量腐蝕監測數據Tab.2 Corrosion monitoring data of different CO2 content

井下管柱60 ℃和70 ℃腐蝕產物主要為碳酸鹽和氯化物，110 ℃時主要為碳酸鹽（圖10），說明氣井主要發生的CO2腐蝕，CO2含量是影響同一區塊腐蝕的主要因素。

圖10 氣井井下腐蝕產物成分Fig.10 Composition of downhole corrosion products of gas wells

2.2 流速

通過在井口安裝腐蝕監測掛片，對于不同的氣井（表3），產氣量的大小決定了腐蝕速率的差異，對于同一口井（表4），當產氣量明顯增大時，腐蝕速率也顯著增大，說明流速是影響同一區塊腐蝕的主要因素。

表3 不同氣井腐蝕監測數據Tab.3 Corrosion monitoring data of different gas wells

表4 同一口井腐蝕監測數據Tab.4 Corrosion monitoring data of the same well

2.3 溫度

不同溫度下氣井更換的油管剖管后的腐蝕狀況見圖11，通過對腐蝕速率的測算，能夠繪制出實際的腐蝕速率與溫度和深度的關系曲線（圖12）。由曲線可以看出：在53 ℃～88 ℃范圍內腐蝕最為嚴重，溫度大于88 ℃腐蝕速率會大幅降低，說明溫度是影響同一口井腐蝕程度的主要因素。

圖11 不同溫度、深度油管實際腐蝕片段Fig.11 Actual corrosion segments of oil pipes at different temperatures and depths

圖12 油管實際腐蝕速率與溫度的關系曲線Fig.12 Relationship curve of actual corrosion rate and temperature of oil pipe

2.4 pH值

從井口監測的數據（表5）來看，A區塊的pH值一般都小于7，腐蝕速率在1 mm/a 以上，而B區塊的pH 值一般都大于7，腐蝕速率在1 mm/a 以下，說明pH 值是影響不同區塊腐蝕的主要因素。在眾多氣井腐蝕因素雜亂的條件下，能根據pH 值的大小初步判斷氣井的腐蝕速率，可以作為新區塊開發時防腐工作的參考。

表5 井口腐蝕監測數據Tab.5 Wellhead corrosion monitoring data

2.5 氯離子

氯離子容易破壞金屬表面的鈍化膜，從而對金屬造成非常嚴重的局部腐蝕。通過對該油氣田氯離子含量的統計，有4 口氣井的氯離子含量常年較高，是油氣田腐蝕最為嚴重的井；有7口井的氯離子含量波動較大，有時能達到10 000 mg/L 以上，這些井的腐蝕比較嚴重。可見氯離子的含量與氣井的腐蝕存在著非常密切的關系（表6、表7），是不可忽視的因素。

表6 氯離子含量常年較高氣井Tab.6 Gas wells with high chloride ion content throughout the years

表7 氯離子含量波動較大氣井Tab.7 Gas wells with large fluctuation of chloride ion content

3 防腐技術措施

目前國內采用的防腐措施大致可分為緩蝕劑防腐和耐蝕材質防腐兩類，這2項技術在該油氣田都有應用，而且起到了較好的防腐效果[8-9]。

3.1 緩蝕劑防腐措施

緩蝕劑按作用機理方式可分為薄膜劑和鈍化劑兩大類。薄膜劑主要有胺類，如伯胺、仲胺、聚胺、硫化物、磷化物等，可在金屬表面和腐蝕介質之間形成一不可滲透的阻擋層；鈍化劑主要有釩酸鹽、鉻酸鹽等，主要在金屬表面形成一保護性氧化層起抗腐蝕作用。

該油氣田應用的緩蝕劑為薄膜劑類型，先試用了2種水溶性的緩蝕劑（表8），通過現場試驗，緩蝕效率均達到90%以上。

表8 水溶性緩蝕劑性能評價現場試驗數據Tab.8 Field test data of performance evaluation of water soluble corrosion inhibitor

試驗使用油溶性緩蝕劑（表9），采取在氣井井口安裝掛片方式進行緩蝕劑效果評價。掛片安裝30 天后取出，表面形成油性膜體，掛片仍具有嶄新的金屬光澤（圖13），根據標準GB/T 23258—2020《鋼質管道內腐蝕控制規范》，將點腐蝕腐蝕速率控制在0.13 mm/a以內。

圖13 緩蝕劑加注前后監測掛片腐蝕對比情況Fig.13 Corrosion comparison of monitoring hanging piece before and after adding corrosion inhibitor

表9 油溶性緩蝕劑性能評價現場試驗數據Tab.9 Field test data of performance evaluation of oil soluble corrosion inhibitor

從現場試驗情況看，緩蝕劑起到了很好的防腐效果，達到現場應用要求。通過推廣應用，可有效降低腐蝕速率，延長油氣井管柱和管道壽命，減少安全隱患。

3.2 耐蝕材質防腐措施

進行2項現場試驗：①對13Cr材質和N80材質進行了掛片監測以及短接檢測，13Cr材質腐蝕速率約為N80 材質的1/100（表10、表11）；②對20#鋼材質和316L 不銹鋼材質進行了掛片測試，316L 不銹鋼材質腐蝕速率約為20#鋼材質的1/500（表12）。

表10 13Cr材質和N80材質掛片試驗數據Tab.10 Test data of 13Cr material and N80 material hanging pieces

表11 13Cr材質和N80材質短接試驗數據Tab.11 Short circuit test data of 13Cr and N80 materials

表12 20#鋼材質和316L不銹鋼材質掛片試驗數據Tab.12 Test data of 20#steel and 316L stainless steel hanging pieces

根據316L 不銹鋼材質在實際中的應用情況來看，對于高含CO2、氯離子濃度較低的氣質，316L材質可以滿足該油氣田防腐要求。對于高含CO2、氯離子濃度較高的氣質，當溫度低于50 ℃時，316L 材質仍然可以滿足防腐要求；當溫度接近或高于50 ℃時，應選用雙相不銹鋼，通常以2205 鋼為代表。

3.3 防腐管柱優化

采用13Cr油管+插入式防腐封隔器，封閉油套環空，注入環空保護液，實現油套管防腐。由于封隔器完全封閉了油套環空，產出氣不再與產層上部套管接觸，因此上部套管不再受CO2腐蝕影響，同時封隔器及井下管柱采用13Cr 防腐材質管材，可降低腐蝕程度。

3.4 防腐措施優選

通過近10 年的防腐實踐，針對地面集輸系統，在CO2分壓達到0.2 MPa 以上流程中，優先選擇耐蝕材質做到本質安全，為進一步降低投資費用，可考慮應用普通碳鋼內襯316L 不銹鋼材質，同時加強腐蝕監測技術手段，在必要時輔助加注緩蝕劑延緩腐蝕；在CO2分壓低于0.2 MPa 流程中，可采用普通碳鋼材質，在實際生產中根據腐蝕監測結果配合加注緩蝕劑進行防腐。針對井下管柱環境，CO2分壓達到0.2 MPa 以上單井，優先選擇13Cr 耐蝕材質。為進一步降低投資費用，可考慮13Cr+普通材質組合管柱，即在井下溫度高于100 ℃的深度應用普通材質油管，在井下溫度低于100 ℃的深度應用13Cr材質，配合緩蝕劑套管加注油管返出，達到防腐目的[10]。

按照管道和站場完整性管理的要求，定期開展檢測，根據檢測結果制定防護對策，一般采取更換、定期監測檢測或多種防腐措施相結合的方式消除安全隱患。

4 結論及認識

（1）某油氣田發生的腐蝕主要為CO2腐蝕，氯離子在一定程度上加劇了腐蝕。

（2）井下管柱的腐蝕監測表明，腐蝕溫度區域主要集中在53～88 ℃，88 ℃以上基本不腐蝕，因此可通過優化設計組合油管進行防腐，在腐蝕程度高的區域，采用耐蝕程度高的管材。

（3）接轉站的腐蝕薄弱位置主要集中在進站的2 個直角彎頭、加熱爐盤管、三級節流閥及閥后U型彎頭、輪換計量閥組、分離器的進氣和排污彎頭，對于這些易發生腐蝕的位置，將重點進行腐蝕監測，定期進行腐蝕檢測，出現安全隱患時及時進行整改，保證接轉站安全運行。

（4）高含CO2油氣井的腐蝕規律還需要進一步深入認識，應重視檢測試驗研究方法，尤其是井下管柱腐蝕程度檢測技術，只有在明確了井下管柱的腐蝕狀況后，才能針對性地采取措施，確保油氣井安全生產。