油井腐蚀现状及防腐技术探究与展望*

陈 栋，胡 玲，霍光春

（延长油田股份有限公司 杏子川采油厂，陕西 延安 716000）

随着主力油田开发进入中后期，油井腐蚀现象日趋严重，已对油田的生产、集输等环节产生了严重的影响[1]。在油田开发和生产过程中，管材与设备的腐蚀不仅会造成气井停产从而影响生产进度，相应增加检修和整改作业的资金投入，严重情况下，还会引发原油泄漏，对周边的环境造成污染，甚至危及人身安全，给企业带来巨额的经济亏损和严重的负面影响。

油井腐蚀现象是多因素交互作用下的结果，因此，对其形成的原因、腐蚀的程度及防腐的措施进行全方位的把控相当困难。由于油井井下管材所处的环境相当复杂，腐蚀的因素间往往相互关联和交互，腐蚀类型众多。近年来，虽然许多专家和学者对油井腐蚀的机理和影响因素进行了一定的探索和研究，但对油井防腐全方位系统的报道还较少[2]。

1 油井腐蚀因素分析

1.1 油井腐蚀现状

国外对于油井腐蚀的机理、井下管材的检测及防腐技术方面的研究多数从建立腐蚀预测模型的角度出发，并取得了一定成效。早在1994年，S Nesic[3]等人结合经验方程研发了NPO模型，通过模型分析得出影响油井腐蚀的主要因素有T、PH、CO2与H2S分压、流体的密度、黏度等。M Nordsveen[4]等人在NPO模型的基础了提出了MC3模型，从电化学与金属质量传递系数的角度入手，定量地确定油井腐蚀的速率。挪威能源技术学院（IFE）研发了基于M-506（NOR）标准的Norsok模型，结果显示，影响油井腐蚀的因素还包括井下油管与流体间的剪切应力、管材直径及雷诺数等[5]。以上模型的建立虽然简易，但由于模型所用参数较少，加之考虑的因素有所差异，因此，腐蚀模型的适用性也不尽相同，很难被广泛应用于气田现场。

自19世纪80年代，我国便开始着手对油气田井下油管的腐蚀展开研究，主要包括腐蚀的环境、影响因素及防腐措施等几个方面。王明辉[6]等人通过室内实验，针对川东某油井中的套管在H2S与CO2共存条件下的腐蚀情况开展了研究，精确评估了管材的使用寿命。贺海军[7]等人结合灰色关联法，对油井套管开展了防腐模拟评价室内实验，通过定量分析管材的安全服役寿命对其进行了优选。赵健[8]等人提出了深层油井管材阴极保护计算公式，通过计算和推导得出，在一定的误差范围内，这种计算方法能够为深层油井管材保护提供可靠的数据，具有一定的实用性和可靠性。当前，我国对不同储层物性油田的腐蚀问题进行了大量的研究，在防腐技术方面已相当成熟[9,10]，当然，这只是油井防腐万里长征的第一步，要想真正意义上把油井防腐工作搞扎实，必须对其腐蚀的影响因素、腐蚀环境、形成原因及腐蚀监控等相关工艺技术进行更深入的分析和研究。

1.2 腐蚀类型

（1）电化学腐蚀 油井电化学腐蚀是指井下管材与水接触后，金属失去电子被氧化，水中的H+从金属表面获得电子而被还原，通过阴阳极电化学反应，促使金属管材形成腐蚀。在通常情况下，电化学腐蚀可以表现为均匀腐蚀和局部腐蚀两种，局部腐蚀多见于油井初始段和中段，表现特征多为细小腐蚀坑、点蚀。全面腐蚀则多存在于高产水、高矿化度的油井油管中，外在特征表现为大面积比较均匀的溃疡状腐蚀或片状腐蚀[11]。

（2）酸性腐蚀 近年来，随着原油消费需求的不断攀升，我国加大了对高含H2S/CO2酸性油田的勘探与开发，随着油田开发向深层、超深层不断推进，高温高压下的腐蚀环境使得井下管材的服役寿命不断递减，极大限制了我国酸性油田的开发与增产[12]。油田的酸性腐蚀主要分为H2S与CO2腐蚀。H2S导致的局部腐蚀是油田井下管材最普遍的腐蚀类型之一，主要表现为氢损伤、应力导向开裂及破坏等。CO2腐蚀是油井腐蚀中较为常见的酸性腐蚀类型，其与水接触后，对钢制材质具有很强的腐蚀性，其腐蚀特征多为蜂窝状、点蚀及流动诱发侵蚀等。

在H2S和CO2共存的环境下，腐蚀的作用机理则较为复杂。两种气体分压不同，腐蚀的情况也大不相同[13]，当H2S含量小于7×10-6MPa时，腐蚀规律与CO2腐蚀一致，与H2S含量无关；当CO2与H2S分压比大于200时，井下管材表面会生成一定厚度的保护膜，极大缓解了管材的腐蚀程度；当CO2与H2S分压比小于200时，井下以H2S腐蚀为主。

此外，H2S可促进金属阳极溶解，或在其表面形成硫化物起到保护作用，降低CO2腐蚀。CO2即可加速H2S腐蚀中保护膜的形成进度，在一定环境下，又能促使H2S在保护膜上分解，加快腐蚀速度。

（3）其他腐蚀 油井腐蚀还包括诸多的局部腐蚀，主要有以下几种类型[14]：（1）缝隙腐蚀，包含危害性Cl-的侵蚀液通过一定宽度的缝隙进入缝内，长期滞留其内造成腐蚀；（2）腐蚀疲劳，井下管材遭受循环应力时，在一定应力下引起损坏，使得所需的循环次数不断减少，经一定腐蚀后，疲劳现象加剧；（3）冲刷腐蚀，流体在井筒中流动时，其携带的机械力会在一定程度上破坏井下管材表面的保护膜，造成腐蚀程度加深；（4）空泡腐蚀，油井井下流场产生突变，在部分低压处形成气穴，这些气穴在流经高压区域处迅速破灭从而造成局部腐蚀。

2 主要防腐技术

2.1 内壁涂层

内壁涂层是指采取一定的工艺举措，将防腐材料涂覆在井下管材的内表面，这些有机防腐材料在凝固后形成一层致密的保护膜，使其与腐蚀环境无法直接接触，从而起到一定的防腐功效。常用的内涂层种类繁多，主要包括环氧类材料、有机塑料、天然橡胶及纳米聚合物等，这些高分子材料具有与金属外表黏附力强、耐腐蚀能力好、抗渗性高及韧性好等特点[15]。环氧类材料是目前最常用的防腐内涂层之一，其不仅能够起到降低井筒流体流动压力损失和摩阻系数的作用，还可以大幅度缓解井下管材之间的机械磨损，延长其服役寿命，相应使投资成本较低。需要强调的是，由于施工作业难度系数高、涂层不耐高温、易老化等原因[16]，极大限制了内壁涂层防腐措施的应用，加之常规有机内涂层都具有一定的渗透性，严格控制涂层的抗渗性也是需要考虑的重要因素之一。

2.2 金属镀层

井下管材发生电化学腐蚀的主要原因是腐蚀介质的电位高于金属管材的电位，进而发生了去离子反应，造成金属被氧化形成腐蚀。金属镀层的防腐机理是将电位低于井下管材的金属，利用电键或热镀工艺技术在管材表面形成一层金属镀层，可有效隔绝管材与H2S、CO2及Cl-等介质相接触[17]。金属镀层主要有非晶态镍磷合金及双层镀等，这几类镀层与管材结合性良好、耐磨性与耐腐蚀性强，但由于易受流体流速及压力突变的影响，常常会发生穿孔或应力开裂等防腐失效问题[18]。当前，非晶态镍磷合金镀层已在国内许多油田现场取得应用，从应用效果来看，大面积溃疡式和片状腐蚀现象明显减少，局部点蚀现象较为突出。

2.3 非金属内衬

采用非金属内衬进行防腐，是指通过粘结或者变形的工艺措施，将一些特定的非金属材料内衬于井下管柱内壁，阻隔其与外界接触，有效规避了腐蚀环境对管柱表面的溶蚀和冲刷作用，从而起到抗腐蚀的目的。较为常见的非金属内衬有玻璃钢管、陶瓷树脂等，这些材料的耐蚀性优于井下管材，与环氧类内壁涂层相比，光滑度更高，可大幅度降低管道中的流动阻力，具有良好的抗结垢和抗细菌腐蚀性[19]。但经过大量现场试验证明，这些非金属材料应力抗性较差，不适用于超过2000m的深层井，加之其耐温性能较弱，在温度较高的工况中应用时，防腐性能失效[20]。

2.4 化学试剂

该类防腐措施主要是在腐蚀环境中引入化学试剂，使其与腐蚀介质发生反应，改变介质的性质和组成，从而实现防腐的目的。化学试剂防腐有许多不同于其他工艺措施的优点，例如，加注方式灵活简易、针对性强、成本低及见效快等[21]。油田现场使用的化学试剂以缓蚀剂最为常见，缓蚀剂中的特殊官能团可优先与金属离子形成吸附膜，对井下管材起到保护作用，降低管材“氧腐蚀”的速度。针对不同地质条件的油井腐蚀环境，所用的缓蚀剂类型也有所区别，其腐蚀效果主要受井下工况的T、P及加注机制等因素的影响。

2.5 渗氮处理

渗氮防腐技术具体工艺流程是指在特定的温压环境下，将活性氮介质引入井下管柱中，氮化形成厚约十几微米的淬火层，该氮化层含N、C的E相和C相，微观呈银白色，耐高温高压、耐磨，可大幅度提高管材的抗蚀能力。毕凤琴[22]等人通过现场试验得出，J55油管经渗氮处理后，腐蚀速率降低了8.2倍，由此可见，渗氮处理可有效增大井下管材的服役寿命。渗氮防护常被用于油井管材外壁防腐，由于其氮化层较薄，在严重腐蚀工况中可能会出现过早腐蚀的现象，实用性和可靠性相对较低[23]。

2.6 阴极保护

阴极保护法以防止或减弱管材料的电化学反应为切入点，通过一定的工艺技术，改变井下管材表面的电化学条件来降低防腐的速度，又称电化学保护法。目前，主要的阴极保护防腐工艺有：牺牲阳极法和外加电流法。外加电流法可通过实现对保护金属进行阴极极化，避免其发生电化学反应。此方法保护范围广，投资成本低，且电流持续可控，但缺点也十分明显，现场需人为管控，设备一旦出现问题维修费用较高[24]。牺牲阳极法是在被保护管材连接电位更低的材料，构成原电池，进而对阴极金属进行了有效的保护，其克服了外加电流法防腐工艺的弊端，实现了无人管控及无需外加电源，同时电流分散性能良好，对周围设施基本无影响[25]。丁国清[26]等人采用牺牲阳极法极大延缓了金属材料在天然海水中的腐蚀速度。

目前，油田主要防腐工艺的平均服役寿命与投资成本对比见表1。

表1 主要防腐工艺的平均服役寿命与防腐成本对比表Tab.1 Comparison table of average service life and anti-corrosion cost of main anti-corrosion processes

3 评价

3.1 技术优势对比

由于油井井下环境十分复杂，结合实际的腐蚀工况，合理经济的选取不同类型的防腐技术可高效解决井下腐蚀问题，保障油井的安全平稳生产[27]。不同防腐技术适用的环境、应用的效果、初期资金投入、后续维修费用及更换次数都不尽相同，油井主要防腐工艺的技术优势对比见表2。

表2 油井主要防腐工艺的技术优势对比Tab.2 Comparison of technical advantages of main anti-corrosion technologies for oil wells

3.2 弊端与不足

当前，油井防腐技术虽然在提升材料抗腐蚀性能与评估材质使用寿命等方面都体现出一定的优势，但由于腐蚀环境的恶劣和腐蚀介质的多样，在应用过程中势必会有不少实际问题存在[28]。

（1）技术层面 主要包括多腐蚀介质共存环境下腐蚀主控因素尚不明确，高温高压强酸性工况条件下腐蚀规律尚不清楚等。

（2）投资成本 随着气田向自动化及智能化方向的不断发展，势必需要配制更高等级的管材设备，普通防腐对策可能无法满足其正常需求[29]，需要研发新型防腐工艺保证油田正常运转，导致投资与建设成本加大。

（3）腐蚀监控与评价 对油井井下设备投入的前期、中期及后期的腐蚀监控技术不够完善，对CO2和H2S共存条件下的防腐评价针对性不强[30]。

4 展望

随着油田开发进入中后期，一系列腐蚀造成的停产和检修问题日益增多，虽然当前可利用的油井防腐技术有很多，但多数防腐工艺仍存在防腐效果评价不充分、现场技术储备与经验不足及腐蚀监控措施不到位等诸多问题，精确计算腐蚀速度、提前预测金属的剩余寿命并及时确定更换时机，对保证油田平稳高效开发意义重大。建议积极开展明确管材井下工况边界、精准预测其剩余寿命及完善腐蚀预测模型等多方面的研究，同时加强现场的相关技术性和经济性评价，为我国油田腐蚀与防护工艺的发展做出贡献。