高同福

摘 要：腐蝕作為石油管失效的三大主要形式之一，在“石油管工程”中占有十分重要的位置。失效統(tǒng)計結(jié)果表明，70%的失效和腐蝕有關(guān)。根據(jù)中國腐蝕協(xié)會、中國石油協(xié)會、中國化工協(xié)會發(fā)布的資料，在石油和石化行業(yè)，由腐蝕造成的損失約占行業(yè)總產(chǎn)值的6%，而且油氣田的腐蝕事故經(jīng)常造成重大經(jīng)濟(jì)損失，包括災(zāi)難性事故和環(huán)境污染?？梢?，加強(qiáng)腐蝕與防護(hù)研究可為石油工業(yè)帶來巨大經(jīng)濟(jì)效益。目前，雖然H2S/CO2對集輸管材腐蝕問題已經(jīng)引起了各個油田以及研究院所的重視，并開展了相應(yīng)的防腐蝕研究，但由于H2S/CO2腐蝕規(guī)律受環(huán)境條件影響較大，不同油氣特性和集輸工況會引發(fā)不同形式及程度的腐蝕破壞。因此，所采取的防護(hù)措施也往往因各油田的特定生產(chǎn)和集輸條件的不同而存在較大差別。

關(guān)鍵詞：內(nèi)腐蝕監(jiān)測；防護(hù)技術(shù)；氣田

中圖分類號：TE980 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1003-5168（2018）08-0070-04

Application of Internal Corrosion Monitoring and Protection

Technology in Yanchang Gas Field

GAO Tongfu

（Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Co.， Ltd. Exploration Company，Yanan Shaanxi 716000）

Abstract： Corrosion， as one of the three main forms of oil pipe failure， plays a very important role in "oil pipe engineering". According to the failure statistics analysis， 70% failure is related to corrosion. According to the information issued by the China corrosion Association， the China Petroleum Association and the China Chemical Industry Association， in the petroleum and petrochemical industries， the losses caused by corrosion account for about 6% of the total output value of the industry， and the corrosion accidents in oil and gas fields often cause significant economic losses， including catastrophic and environmental pollution. It can be seen that strengthening the research of corrosion and protection can bring huge economic benefits for the petroleum industry. At present， although the corrosion problem of H2S/CO2 has aroused the attention of various oil fields and research institutes， and the corresponding corrosion prevention research has been carried out， but the corrosion law of H2S/CO2 is greatly influenced by the environmental conditions， and the different characteristics of oil and gas and the loading condition will lead to the different form and degree of corrosion damage. Therefore， the protective measures adopted are often different because of the specific production and gathering conditions in different oilfields.

Keywords： internal corrosion monitoring；protection technology；gas field

氣田采出水成分十分復(fù)雜，通常含有大量的殘油、機(jī)雜、有機(jī)質(zhì)、微生物、腐蝕成垢因子及其他無機(jī)離子，且礦化度很高，一般為8 000～100 000mg/L。尤其在酸性氣田的采出地層水中，含有大量侵蝕性很強(qiáng)的離子，導(dǎo)致井筒和地面集輸管線產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕。由于這些油田采出水通常都在油氣田集輸管網(wǎng)及設(shè)備內(nèi)流動存貯，油田采出水中的腐蝕和促進(jìn)腐蝕性因子接觸到的都是油田管網(wǎng)和設(shè)備內(nèi)壁，因此會導(dǎo)致管網(wǎng)內(nèi)壁腐蝕，致使管網(wǎng)從內(nèi)向外發(fā)生腐蝕穿孔，使在役油田管網(wǎng)失效，造成重大經(jīng)濟(jì)損失和嚴(yán)重社會危害。

1 氣田水樣及氣樣分析

氣井的腐蝕是一個電化學(xué)過程。天然氣的開采過程中，H2S、CO2、有機(jī)硫化物、地層水和礦物質(zhì)等介質(zhì)均會對處于復(fù)雜環(huán)境中的氣井井下管柱產(chǎn)生腐蝕。為了研究影響腐蝕的因素，需要對氣田的水質(zhì)和氣體組成進(jìn)行詳細(xì)分析。

1.1 水型判斷方法

油氣田水樣水型是根據(jù)水樣中Cl-、Na+、Mg2+、SO42-含量（單位mmol/L）計算原生水型特性系數(shù)。依據(jù)蘇林分類法，可以將油氣田水樣水型分為以下幾類[1-3]。

①當(dāng)Cl-濃度1]，水型為NaHCO3型；若[Na+-Cl-SO2-4<1]，水型為Na2SO4型；若[Na+-Cl-SO2-4=1]，水型為Na2SO4型。

②當(dāng)Cl-濃度>Na+濃度時：若[Cl--Na+Mg2+<1]，水型為MgCl2型；若[Cl--Na+Mg2+>1]，水型為CaCl2型；若[Cl--Na+Mg2+=1]，水型為CaCl2型。

1.2 延長氣田某采氣廠部分氣井水樣分析結(jié)果

對某采氣廠的部分氣井取水樣，分析結(jié)果如下。

①絕大多數(shù)水樣具有“三高一低”的特點(diǎn)，即礦化度高、Ca2+、Mg2+離子含量高、水樣中游離的Cl-、HCO3-離子含量較高，水樣的pH值較低。

②產(chǎn)出水的礦化度及組成在一定范圍內(nèi)波動、變化。部分井礦化度大于1×105mg/L，水質(zhì)極差，屬于具有極強(qiáng)腐蝕性的體系。

③由于Fe2+、Fe3+的普遍存在，說明氣井存在不同程度的腐蝕。

④目標(biāo)氣井產(chǎn)出水屬于CaCl2水型，大部分氣井具有碳酸鈣和硫酸鋇結(jié)垢趨勢，少部分氣井具有硫酸鍶結(jié)垢趨勢，無硫酸鈣結(jié)垢趨勢。

1.3 延長氣田某采氣廠部分氣井氣樣分析結(jié)果

對現(xiàn)場采集的試驗(yàn)井的天然氣氣樣，實(shí)驗(yàn)室參考標(biāo)準(zhǔn)《天然氣的組成分析 氣相色譜法》（GB/T 13610—2003），采用氣相色譜法測定天然氣組分，氣樣分析結(jié)果如表1所示。從氣樣分析表可看出，除常規(guī)天然氣成分外，還含有少量CO2氣體，CO2氣體的含量為1.30%～4.62%（v/v）[4-6]。

2 內(nèi)腐蝕因素

延長氣田某采氣廠的腐蝕受到諸多因素的影響，具體包括：CO2分壓，介質(zhì)溫度，水介質(zhì)礦化度，pH值，水溶液中Cl-、HCO3-、Ca2+、Mg2+離子和溶解O2及細(xì)菌等。

2.1 CO2分壓

在干燥條件下，雖然CO2對金屬沒有腐蝕性，但在潮濕環(huán)境中或者溶于水后，在相同pH值條件下，CO2對金屬的腐蝕比鹽酸還要嚴(yán)重。此外，氣田生產(chǎn)過程中，環(huán)境的溫度、壓力常常高于常溫常壓。在這種環(huán)境條件下，腐蝕會進(jìn)一步加劇，不僅會造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失，也可能引發(fā)安全事故，并對水資源和環(huán)境造成嚴(yán)重污染。CO2分壓與其腐蝕性關(guān)系見表2。

按技術(shù)報表中各個氣井的套壓和表1，計算得到CO2分壓，現(xiàn)場井口CO2分壓為0.118 0～0.726 3MPa，絕大部分大于0.21MPa，會產(chǎn)生腐蝕。

2.2 介質(zhì)的Cl-含量

在常溫下，Cl-的加入使CO2在溶液中的溶解度減少，碳鋼的腐蝕速率降低。在壓力為5.5MPa、溫度為150℃時，如果NaCl的含量低于10%，碳鋼的腐蝕速率隨著Cl-含量的增加而輕微地減小；但當(dāng)NaCl的含量大于10%時，隨著Cl-含量的增加，碳鋼的腐蝕速率急劇增加。

從水樣結(jié)果看出，氣井的Cl-含量分布范圍較廣，最高可達(dá)2×105mg/L，絕大部分含量在1 000mg/L以上，對鈍化膜的形成產(chǎn)生阻滯作用，增加了對管道點(diǎn)蝕、局部腐蝕的可能性。

3 內(nèi)腐蝕監(jiān)測技術(shù)

腐蝕速率決定了工藝管道、油套管安全運(yùn)行的時間。內(nèi)腐蝕監(jiān)測及為降低腐蝕速率所采取的措施可以使管道運(yùn)行達(dá)到最佳效益，并降低管道壽命周期內(nèi)的運(yùn)行成本。隨時掌握管道、油套管的腐蝕情況，及時發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，防止出現(xiàn)突然的腐蝕破壞事故造成非計劃停工，做到防患于未然。

3.1 掛片法

腐蝕掛片監(jiān)測是在線內(nèi)腐蝕監(jiān)測的最基本方法之一，適用各種介質(zhì)即電解質(zhì)和非電解質(zhì)，監(jiān)測周期1月以上，利用前后質(zhì)量的變化，分析腐蝕速率[7]。

2017年1月，選取了10氣井，進(jìn)行了空白掛片試驗(yàn)，監(jiān)測時間4個月。其中，目前空白樣片已取出，對掛片進(jìn)行了稱重對比（見表3）、腐蝕產(chǎn)物分析、掃描電鏡分析、能譜分析和腐蝕狀況分析，數(shù)據(jù)分析試驗(yàn)井已達(dá)到中度腐蝕。

3.2 在線電阻探針法

電阻探針技術(shù)是一種比較傳統(tǒng)的在線內(nèi)腐蝕監(jiān)測方法。由于引進(jìn)了電子技術(shù)，使連續(xù)在線監(jiān)測成為現(xiàn)實(shí)，其適用于各種腐蝕介質(zhì)，是一種比較常用的在線監(jiān)測分析技術(shù)。電阻探針測量腐蝕速率主要利用電阻探針絲在長度不變、截面積均勻減小時電阻值增大的特性來測量探針電阻值的改變量，計算探針絲直徑的變化，進(jìn)而得到金屬的腐蝕速率[8]。

某采氣廠2016年在2座集氣站外輸管線處安裝了在線電阻探針，對腐蝕速率進(jìn)行實(shí)時監(jiān)測。在線電阻探針監(jiān)測數(shù)據(jù)見表4。

從表4的數(shù)據(jù)可以看出，某采氣廠2座集氣站外輸管線屬于輕度腐蝕。雖然在短時間內(nèi)腐蝕較為緩慢，但隨著生產(chǎn)開發(fā)的進(jìn)行，伴生水及CO2、H2S等含量升高，腐蝕將逐步加劇。

4 內(nèi)腐蝕防護(hù)技術(shù)

加注緩蝕劑是減緩油氣采集輸管線及油、套管腐蝕，延長使用壽命的有效方法。合理加注緩蝕劑是發(fā)揮其最佳防腐性能的保證。

空白掛片取出后，某采氣廠進(jìn)行了緩蝕劑加注作業(yè)，首次對試驗(yàn)井加注了120L水溶性緩蝕劑。3個月后，進(jìn)行了第二次80L加注作業(yè)，再次掛入掛片，4月后取出，進(jìn)行了對比分析試驗(yàn)。加注緩蝕劑后掛片分析結(jié)果見表5。

從表5可以看出，試驗(yàn)氣井加注緩蝕劑后，腐蝕速率由中度腐蝕降至輕度腐蝕。

5 緩蝕劑加注制度

通過不斷試驗(yàn)，確定了適合延長氣田某采氣廠的緩蝕劑加注頻率。

①正常生產(chǎn)井：首次預(yù)膜120L緩蝕劑，日產(chǎn)水小于1m3的每6個月加注緩蝕劑80L；日產(chǎn)水大于1m3的每3個月加注緩蝕劑80L。

②長關(guān)井：首次預(yù)膜120L緩蝕劑，以后每6個月加注緩蝕劑40L。

③外輸管線：每6個月注80L。

6 結(jié)語

在氣田開發(fā)過程中，每一階段都貫穿著腐蝕及防治?？梢哉f，防腐是相對的，而腐蝕是絕對的。采取經(jīng)濟(jì)合理的腐蝕防護(hù)措施是確保氣田高效開發(fā)的有效手段。同時，腐蝕監(jiān)測能在整個過程中實(shí)時地提供大量的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，這對于氣田安全、經(jīng)濟(jì)、有效的生產(chǎn)將會起到重要作用。

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