LN2_3井油管腐蚀行为
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究油管腐蚀是指在油气开采、输送、储存和加工过程中，由于外部介质和内部介质的影响，导致油管金属表面遭受化学或电化学腐蚀而产生损坏的现象。
油管腐蚀不仅直接影响油气生产的安全和稳定性，还会导致生产设备的寿命缩短和运行成本增加。
研究油管腐蚀的原因及控制对策对于保障油气生产安全和提高生产效率具有重要意义。
一、油管腐蚀的原因（一）外部介质的影响1. 地下介质：地下介质中的水和盐类物质会增加油管的腐蚀速率，尤其是含硫化物和氯化物的地下水，更容易引起油管的腐蚀。
2. 大气环境：在地表或地下沟槽等暴露在大气环境中的油管易受到氧气、水汽和化学物质的侵蚀而发生腐蚀。
（二）内部介质的影响1. 油气介质：油气中的酸性物质、盐类物质和硫化物可能引起油管内壁的化学腐蚀。
2. 流体速度：高速流动的油气会引起油管内壁的腐蚀磨损，特别是在管道弯曲处和接头处。
（三）材料的影响1. 材料本身的缺陷：材料表面的裂纹、孔隙和不均匀结构会成为腐蚀的起始点。
2. 金属的选择和制造工艺：选择合适的金属材料和采用合理的制造工艺能够减小油管的腐蚀风险。
二、油管腐蚀的防控对策（一）外部涂层保护1. 防腐涂层的选择：选择具有良好化学稳定性和耐磨损性能的防腐涂层，如环氧树脂涂层、聚胺脂涂层等。
2. 涂层施工工艺：采用先进的施工工艺和设备，确保防腐涂层的质量和完整性，提高其耐腐蚀性能。
（三）金属材料的选用1. 优化材料种类：选择具有良好耐腐蚀性能的金属材料或进行合金改性，以减小油管的腐蚀风险。
2. 材料表面处理：采用喷砂、抛丸等表面处理方法，增加金属表面的粗糙度和附着力，延缓腐蚀的发生。
（四）监测和维护1. 定期检测：建立完善的油管腐蚀监测系统，采用超声波探伤、电化学监测等技术手段，及时发现油管腐蚀情况并采取措施。
2. 及时维护：针对发现的腐蚀问题，及时进行修补、更换或加强处理，确保油管的正常运行。
（五）科学管理1. 完善管理体系：建立健全的腐蚀防控管理体系，制定规范的操作程序和安全标准，加强对腐蚀防控工作的监督和管理。
浅析井下油管的腐蚀与防腐
５ ８・
山 东 化 工 Ｓ Ｈ Ａ Ｎ Ｄ Ｏ Ｎ Ｇ Ｃ Ｈ Ｅ Ｍ Ｉ Ｃ Ａ Ｌ Ｉ Ｎ Ｄ Ｕ Ｓ Ｔ Ｒ Ｙ
２ ０ １ ４年第 ４ ３卷
浅 析 井 下 油 管 的腐 蚀 与 防腐
代佳赘 ， 唐 国强
（ 西南石油大学 ， 四川 成都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ）
摘要 ： 目 前， 全 国大约 １ Ｏ 万口 油气井 ， 以平均每 口井 ２ ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ ０ ０ ｍ计算 ， 在用油管长度 达到２ ５万 ｋ ｍ， 相当于绕地球 ６圈还要 多， 油 田生产 中油管的腐蚀带来的相关 问题变得 越来越 突出 ， 找到一种合适的防腐方法就显得 至关 重要。本文重 点介绍 了国 内常用 的防腐措 施以及爆炸复合管工艺。最后对几种常见的防腐措施进行 了适用性评价 ， 对 比了他们 的初期成 本、 优点 和缺点 ， 为选择合适 的防 腐措施提供 了方 向。综合整个分 析 ， 可以看 出， 发展爆炸复合油管既能长期稳定的防腐 ， 又有合理和合适 的成本 ， 是今后 发展井 下
管来减缓 井下腐蚀 。
合金 ， 有色金属及合 金 Ｊ 。（ １ ） 不锈 钢 ： 目前 油气 田井 下用 的较多的就是不锈钢 油管 ， 其 重金 属 ｃ ｒ 含量 的不 同决定 了 该种合金钢 的使用条 件 ， 不锈钢 的主要分 类是 ： 奥 氏体不锈
１ ． ３ 选用 适 当的缓 蚀剂
落， 使用寿命 长。涂层 表面 良好的光滑性 也可以抑制管 内结
垢、 结蜡。
除了上述使用较为广泛 的防腐涂层意外 ， 目 前 国内油 田 还经 常使用 Ｎ ｉ — Ｐ合金化 学镀层油 管 、 超陶 内防腐涂层 、 氮 化防腐油 管、 镍磷镀油管 、 锌铝稀 土合金热浸镀油管 、 扩散镀 锌油管以及从美 国进 口的 ｓ Ｋ一５ ４防腐油管 等各 类防腐油
某井油管腐蚀原因分析
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某井 油管腐蚀 原 因分 析
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某 井油 管腐 蚀 原 因分 析
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赵 国仙 西安
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油 管 内壁 产 物 为
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油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究1.引言油管作为能源运输的重要设施，在长期运行过程中容易受到腐蚀的影响，从而降低了设施的使用寿命，增加了维护成本，甚至可能导致严重的事故。
对油管腐蚀的原因及控制对策进行研究，对保障能源运输设施的安全稳定运行具有重要意义。
2.油管腐蚀原因2.1 环境介质油管在使用过程中受到的环境介质的影响是导致腐蚀的重要原因。
在海水中运行的海底油管受到海水中的氯离子、海洋微生物等的侵蚀；在油田中运行的地面管道则受到地下水、土壤中的酸性物质的侵蚀。
2.2 材料选择油管的材料选择也是导致腐蚀的重要原因。
如果油管的材料选择不当，或者在使用过程中受到磨损、损伤等影响，都会导致其表面发生腐蚀。
油管的制造工艺也会直接影响到材料的性能，从而影响到腐蚀的情况。
2.3 使用条件油管在使用过程中的工作温度、压力等条件也会影响到腐蚀的情况。
高温、高压的工况下，油管的金属结构容易发生相变，从而引起腐蚀的问题。
3.油管腐蚀控制对策研究3.1 材料改进针对油管腐蚀的原因，可以通过改进材料的选择、改进制造工艺等手段来提高油管的抗腐蚀性能。
选择抗腐蚀性能更好的材料，采用更加先进的制造工艺，可以显著降低油管的腐蚀问题。
3.2 附加保护层对油管的表面进行附加保护层的处理，可以有效减少腐蚀的发生。
对海底油管进行防腐蚀涂层的处理，可以降低海水中的氯离子对油管的侵蚀；对地面管道进行外绝热层的处理，可以降低地下水、土壤中酸性物质对油管的侵蚀。
3.3 监控与维护在油管的使用过程中，定期对油管进行检测、监控，发现问题及时进行维修、更换，可以有效减少腐蚀的影响。
通过无损检测技术对油管进行定期检测，发现问题及时进行修复，可以确保油管的安全运行。
3.4 环境保护尽可能保护油管周围的环境，减少环境介质对油管的侵蚀，也是减少油管腐蚀的重要手段。
加强对海洋环境的监测和保护，减少海水中的污染物，可以减少海水对海底油管的侵蚀。
4. 结语油管腐蚀是影响能源运输设施安全稳定运行的重要问题，针对油管腐蚀的原因及控制对策进行研究具有重要意义。
油井管腐蚀穿孔失效分析
油井管腐蚀穿孔失效分析摘要：油井井筒腐蚀是指油井井筒内壁被化学物质侵蚀而导致的损坏。
油井井筒是油井的重要组成部分，它是将油井表面与油层地下连接的管道，负责将钻井液、油层水、油气等物质输送到地面，同时也承受着来自地下油层的高压力、高温度等严酷环境，因此，井筒内壁的腐蚀问题是油井开采过程中不可避免的难题。
关键词：油井管；腐蚀；原因分析；防腐措施前言在油田多年的勘探开发过程中，由于历史原因，某些区块的一些地下设备和设施没有得到妥善保护，导致井筒、油管和油杆腐蚀严重。
油田油井发生腐蚀、穿孔和破裂，油田使用的金属设备和设施的腐蚀是由金属材料与周围环境的相互作用引起的。
尤其是对井筒套管的损坏。
影响金属材料腐蚀行为的因素很多，既与金属本身的因素有关，也与腐蚀环境有关。
了解金属材料的腐蚀有助于解决油田生产中的腐蚀问题，阐明影响腐蚀的主要因素，并对其进行分析。
这对油田的防腐工作具有重要意义。
1油井井筒腐蚀的原因分析1.1酸性介质的侵蚀油井开采过程中会产生一些酸性介质，如HCl、HF、H2S等化学物质，这些物质容易对井筒内壁产生腐蚀作用，导致井筒内壁的金属材料受损。
此外，油井开采过程中也会使用酸洗井筒的方法，虽然能够清除井筒内的垢层和沉积物，但也会进一步加剧井筒内壁的腐蚀。
1.2氧化腐蚀油井开采过程中，空气和水分都会进入井筒内，这些物质容易与井筒内壁的金属材料发生氧化反应，形成氧化膜，进而导致井筒内壁的腐蚀。
此外，高温下的氧化反应也会加速井筒内壁的腐蚀。
1.3电化学腐蚀油井井筒内的金属材料容易与地下水和油气形成电化学腐蚀环境，导致井筒内壁的金属材料发生电化学腐蚀。
此外，由于油井井筒内的金属材料具有不同的电位，也会形成电化学腐蚀环境，导致井筒内壁的金属材料受损。
1.4细菌腐蚀油田油井采出液中，含有很多的硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌、硫细菌等菌种，此类菌种长期潜伏在地层水和岩石中，当开采油层产生全新环境，有利于细菌生长时，这些菌种就会快速大量的繁殖。
输油管道腐蚀原因及防腐措施
关键词 ：油管腐蚀 ； 保护措施 ；缓蚀剂 ；内衬层 ； 有机涂层
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ￣ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６ — ６ ８ ９ ６ ． ２ ０ １ ４ ． ２ ． ０ ５ ９
１ 腐蚀 原 因
（ １ ）从化 学 因素分 析 ，只要存在 电解 质 、导 体 、阳极 、阴极就能够发生电化学反应 。随着油田
采用内衬层是抑制钢质管道内壁腐蚀的主要方
细菌 。此外 ，在 回注水 中还含有一定数量 的铁 细 法 ，通过内涂内衬所产生的覆盖层将金属原子和腐 菌 ，铁细 菌在 氧化 亚铁 的催 化作 用下 ，能 够形 成 大 蚀性 介质有效地隔离开来 ，从而达 到防腐蚀 的作 量 的氢氧化铁附着在管道的内部 ，影响了油管 的正 用 。可以应用的内衬层和有机涂层的油管主要有以 常使用。 下几种 ： （ １ ）玻璃 钢油 管 。主要 通 过对 油气 井下 的钢 管 （ ３ ）氧气也容易对油管产生腐蚀作用。当油管
溶液 中工作 时易被腐蚀 ；在油井中还存在着大量的 Ｃ Ｏ ，Ｃ Ｏ 溶于水后对油管具有强烈的腐蚀作 用 ；此外 ，氧 气也容 易对油管产 生腐蚀作用。对于含有 Ｈ 。 Ｓ 、Ｃ Ｏ 的油气井，主要采 用添加缓蚀
剂 的方 法来控 制 腐蚀 。采 用 内衬层 是抑 制钢 质 管道 内壁 腐蚀 的主要 方法 。
第３ ３ 卷第 ２ ｌ Ｊ ［ Ｊ（ ２ ０ １ ４ ． （ ） ２ ）（ 技术纵横）
／
输油管道腐蚀原因及防腐措施
李 亚光 中 原 石化 工程 有限 公司
摘 要 ：油 管是 注水 管柱 的重要 组成 部 分 ，注水 管 柱 的 腐蚀 主要 是 井下 油 管的 腐蚀 以及 分 层 注水 管 柱 工具 的腐蚀 。 由 于油 管是 由不 同的金 属 和非 金属 组成 的合 金 钢 管 ， 当油 管在 强 电解 质
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀是指油管表面被氧化、腐蚀的现象。
油管腐蚀的原因复杂多样，主要包括以下几个方面：
1. 化学腐蚀：油管在含有腐蚀性介质的环境中，如酸性、碱性溶液、含有氯离子的海水等，会发生化学腐蚀。
此种腐蚀与介质的酸碱性、氧化性、温度、流速等有关。
2. 电化学腐蚀：当油管表面存在着不均匀的电位差时，会发生电化学腐蚀。
在油管上形成的金属腐蚀电池中，处于阳极位置的金属会遭受腐蚀。
3. 焊缝腐蚀：油管焊接时，在焊缝和热影响区会形成不均匀的组织和金属结构，易形成电位差，从而引发腐蚀。
控制油管腐蚀的对策有以下几个方面：
1. 选择合适的材料：在设计和选择油管材料时，应考虑其抗腐蚀性能。
常用的抗腐蚀材料包括不锈钢、镍合金等。
2. 使用防腐涂层：在油管表面涂覆防腐涂层，可形成一层物理屏障，阻止酸碱介质接触到金属表面，从而达到防腐蚀的目的。
常用的涂层材料包括环氧树脂、聚脲、聚酯等。
3. 控制介质环境：合理控制油管运输介质的pH值、温度、含氧量等参数，避免腐蚀性介质对油管的侵蚀。
4. 实施阴极保护：通过在油管上加装阴极保护设备，如阴极保护装置、阳极保护装置等，应用电化学原理，使油管表面处于电位较低的状态，减少或阻止腐蚀发生。
5. 定期检测和维护：对油管进行定期检测，及时发现和处理腐蚀问题，保持油管的良好工作状态。
针对油管腐蚀问题，需要从材料选择、防护措施、环境控制和定期维护等方面进行综合考虑和管理，以确保油管的安全运行和延长使用寿命。
!JZ20_2_3油气井油管腐蚀失效分析
第46卷第3期2009年6月化 工 设 备 与 管 道PROCESS E QU I P M E NT &P I P I N G Vol 146 No 13Jun 12009 JZ202223油气井油管腐蚀失效分析倪玲英1, 陈明2(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266555;2.中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300452)摘 要:通过对JZ202223油气井油管材质的化学成分分析、腐蚀产物的测定、腐蚀形貌分析及流体介质成分等分析讨论,得出了JZ202223油气井油管主要是二氧化碳腐蚀的结论,为指导油管防腐工程实践提供了可靠的依据。
关键词:油管; 二氧化碳腐蚀; 失效分析; 腐蚀产物中图分类号:T Q 050.9文献标识码:B文章编号:100923281(2009)0320061203Fa ilure Analysis of Corrosi on Occurred i n O il Pi pe Used i n JZ202223O il GasW ellN IL i n g 2y i n g 1,CHEN M i n g2(1.Petroleum Engineering College,Petroleum U niversity,Q ingdao 266555,China;2.Tianjing B ranch,China Petro,Tianjin 300452,China )Abstract: I n this article,with res pect t o the material used f or the oil p i pe in JZ202223oil gaswell,thr ough the analysis of the che m i 2cal compositi on,the measure ment of corr osi on p r oducts and the analysis of the corr osi on for m and the fluid compositi on,it was conclu 2ded that the oil p i pe in JZ202223oil gas well had been corr oded by CO 2.This conclusi on supp lies the reliable support t o the design of anticorr osi on f or oil p i pe .Keywords: oil p i pe;CO 2corr osi on;failure analysis;corr osi on p r oduct收稿日期:2009201219作者简介:倪玲英(1964—),女,浙江平湖人,教授,硕士生导师。
输油管道的腐蚀及控制措施
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究近年来，随着石油工业的发展，油管腐蚀问题也日益突出。
油管是储油、输油的主要设施，一旦被腐蚀，不仅会影响油品的质量和储运效率，还会增加维护成本和安全风险。
油管腐蚀是由多种因素引起的，如介质的腐蚀性、温度、压力、材料质量、设备运行方式等。
本文将从油管腐蚀的原因及控制对策等方面进行研究。
一、油管腐蚀原因1.1 介质环境油管内部介质的化学成分是油管腐蚀的主要因素之一。
在输送石油的过程中，油管内的石油会与水、氧气、二氧化碳等混合，形成复杂的化学环境，而这些介质都会对油管产生腐蚀作用。
水在油管内的活动为主要因素，在管道中存在着压力和温度变化，水被蒸发和凝结，这便导致了油管内出现了“干湿交替区”，且这一区域中的水蒸发所又能降低内部温度，导致油管内的水分凝结，形成水膜，如果长时间不清理，就会逐步形成铁锈层，并过渡到最终的腐蚀。
1.2 温度油管环境的温度变化也是造成油管腐蚀的原因之一。
在管道工程中，温度变化是必须考虑的因素之一。
根据经验，当工作温度超过60℃时，将会影响管道钢板的耐锈蚀性，当温度进一步升高时，将大大促进管道腐蚀的发展。
1.3 材料质量材料质量的好坏直接影响到油管的使用寿命。
在工业生产过程中，为了保证管道的强度和密封性，采用的管材一般是低合金高强度钢，但是其锈蚀速度是非常快的。
因此，若选用劣质材料，不仅影响油管的正常使用，还会大大增加管道腐蚀的风险。
材料的选择是油管腐蚀控制的重要环节。
应选择耐腐蚀、高强度的材料。
例如，选用X80管材，通过对管道腐蚀机理的深入分析可以发现，该材质具有抗腐蚀、耐磨、高韧性等特点。
同时，还应对材质进行正常的检验和保养，以确保材质的质量和使用效果。
2.2 管道内部清理管道内部的清理也是油管腐蚀控制的重要环节。
应当及时清理油管中的杂物，以避免管道内部的“干湿交替”区出现，并保持管道内部的清洁和整洁。
2.3 环境控制石油工厂应严格控制生产环境，尽量减少油管环境的变化和污染，特别是控制水分的存在，可以用降低温度、提高密闭性和使用除湿设备等措施来消除水的影响，从而降低油管腐蚀风险。
石油工程技术 井下作业 中3X井腐蚀油管的打捞作业案例
中3X 井腐蚀油管的打捞作业案例1腐蚀油管类型1.1四川气田的气井中含有H 2S 和CO 2，并同时渗出地层水，对井下油套管会造成严重腐蚀，大大缩短了气井的生产周期和修井周期，油管腐蚀成为含H 2S 和CO 2气井中主要的技术难题和增大生产成本的主要指标。
1.2根据目前打捞出井的各种腐蚀油管分析和有关文章介绍，腐蚀油管大致有以下3种情况：1.2.1H 2S 腐蚀引起油管氢脆断脱。
这种腐蚀一般外形比较完整，打捞难度小。
1.2.2气井中含有H 2S 及地层水。
这种腐蚀使油管壁形成FeS 铁渣。
经不断腐蚀形成的FeS 铁渣受到气流的冲刷而无法随气流带出井口而沉降井底。
管壁越来越薄使管柱的抗拉强度降低而断脱，会使井底的沉积越来越厚并堵死地层产气通道。
1.2.3气井中不含H 2S 而含有CO 2及少量的凝析水。
当PH 值降低产生大量的碳酸时对普通油管有很强的腐蚀性，甚至把5.5mm 壁厚的油管腐蚀冲刷成薄条状铁皮，使气井的举液能力丧失而被迫修井，四川气田中3X 井就是一个明显的例子。
2中3X 井腐蚀油管打捞中出现的问题2.1中3X 井于1989年曾修过井，这次修井通过数十次打捞断脱的油管，最后仍有50.79m 油管落鱼未能全部捞出。
2.2人工井底（鱼顶）为2539.21m，完井时下入φ73mm×5.5mm-N80油管至井深2520.81m 第二次完井。
2.3至1996年底，该井平均日产天然气5.0×104m 3，日产凝析油0.48t，日产水27.8m 3，生产油压7.15MPa，生产套压8.15MPa，地层压力16.36MPa，不含H 2S，气中CO 2含量0.44%～1.6%。
2.4该井早在1995年2月，试井队测井底流压后起压力计至井深1500～1800m 时挂掉压力计，又于同日下压力计测流压后起压力计至1792m 时又挂掉压力计，随后又下φ36mm 铅模至2200m 处遇阻，上起至1800m 遇卡，经活动解卡后发现铅模下端有明显的油管本体断口印痕，通过以上几次作业后分析认为，油管有断脱可能。
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀是指在油气输送、处理和储存的过程中由于不同原因引起的管道金属表面的化学变化和物理损伤，从而导致管道的损耗、泄漏和故障。
近年来，随着石油工业的快速发展，油管腐蚀问题变得越来越突出。
因此，加强对油管腐蚀原因及控制对策的研究已成为当前工业界及学术界的热点问题之一。
油管腐蚀的原因及类型：
油管腐蚀的原因有许多，主要分为以下几类：
1. 化学腐蚀：在管道内部存在一定的化学环境和化学反应体系，其中的腐蚀介质会引起管道金属表面的化学反应，导致金属的腐蚀和损耗。
2. 电化学腐蚀：在管道内部由于金属表面存在不同的电位差，在一定条件下会形成电池，并发生电化学腐蚀反应。
3. 氧化腐蚀：管道内部受到氧气的侵蚀，使金属表面发生氧化反应，导致腐蚀和损伤。
4. 热腐蚀：管道内部的热介质会引发金属表面的膨胀和收缩，从而使金属发生热疲劳和热腐蚀的损坏。
针对油管腐蚀的不同原因和类型，我们可以采取以下控制对策：
1. 加强钢管材质的研究和开发，使用更具耐蚀性和抗腐蚀性的材料，如不锈钢等。
2. 控制介质中的腐蚀物质，通过加入缓蚀剂、阻垢剂等控制腐蚀介质的成分，从而减缓腐蚀的速度和程度。
3. 采用防腐涂层技术，将金属表面覆盖一层抗腐蚀的涂层，既可以起到隔绝金属和介质的作用，也能有效抵御风化和高温的侵蚀。
4. 定期检测和维护油管道系统，及时发现和排除管道内部的腐蚀和损伤情况，进行维护和修护。
总之，油管腐蚀问题的控制和治理需要在不同的层面采取相应的对策，综合考虑管道的材料、介质、运输方式、设备结构等因素，从而保障油气管道系统的安全运行和可持续发展。
石油工程技术 井下作业 腐蚀落井油管打捞技术及使用案例
腐蚀落井油管打捞技术及使用案例1塔里木油田油管腐蚀简况随着塔里木油田开发程度的增加，以轮南油田为主的大部分油田均已相继进入中、高含水开发期，自1998年8月LN20X井首次发现油管腐蚀落井事故以来，1999年先后又连续出现6口井。
油管腐蚀导致作业性质改变（大修）、作业周期延长和作业成本上升，解决腐蚀问题已被列入油田开发工作的重要议事日程。
根据油田油气水介质参数种类与特征和已发生腐蚀破坏油管的腐蚀缺陷形状与特点可以判断，油田腐蚀的类型属于在含氯离子水中的CO2腐蚀环境中表现形式为均匀减薄和局部腐蚀，致使管材腐蚀。
研究表明：石油用钢管在CO2强度大大降低。
在近阶段，除加强井下管柱的检查、更换等措施外，暂时还没有找到一种更直接、更有效的防腐蚀事故措施。
为此，塔里木油田根据不同的井况（管柱特点、鱼顶位置以及腐蚀部位、程度等），总结出一套适合于塔里木深井腐蚀油管的打捞方法。
2不同井况下的打捞方法通过对塔里木油田近年来出现的7口油管腐蚀事故井的实例分析，根据不同的井况，把它们归纳为四大类别（每一类选一口具有代表性的、难度较大的井作为实例）打捞方法。
2.1鱼顶位于插管封隔器上部的φ177.8mm井筒油管本体腐蚀严重的落物打捞2.1.1LN20X井事故概况（1）：图1LN20X井管柱结构示意图1998年8月4日作业时，起原井管柱至第497根油管，发现油管本体断裂落井；落鱼主要结构：φ73mm平式油管3根+压井滑套+循环滑套+φ93mm插管1根+φ73mm平式油管+φ73mm平式油管鞋；鱼顶为1.7m左右的φ73mm平式油管本体；落鱼总长约42m。
2.1.2打捞方法：2.1.2.1φ142.9mm可退式卡瓦打捞筒（配φ142.9mm加长筒1根+φ87mm篮状卡瓦芯子）--捞获3根φ73mm平式油管及压井、循环滑套。
新鱼顶：φ73mm平式油管本体。
2.1.2.2φ89.1mm公锥（配带φ120mm随钻上击器）--打捞无效，且因打捞操作时公锥尖端插偏到落鱼与套管环空，致使鱼顶被挤压变形（被挤偏）。
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀是指油管内壁受到来自外部或内部介质的化学、电化学或微生物作用而发生腐蚀、磨损和金属损伤。
油管腐蚀对油气输送系统的安全性和可靠性造成了极大的影响，因此对油管腐蚀的原因进行研究，并制定相应的控制对策具有重要意义。
油管腐蚀的原因主要包括以下几个方面：
1. 化学腐蚀：油管内外介质的化学成分和浓度变化，如水分、硫化物、氧化物、酸性物质等的存在，会引起油管内壁的化学腐蚀。
2. 电化学腐蚀：介质中的电解质和金属之间产生电化学反应，形成阳极和阴极，使油管发生电化学腐蚀。
金属表面与电解质相接触后，形成锌、铁、铜等阳极和氧气/水、酸性物质等阴极来产生电流和腐蚀。
3. 微生物腐蚀：微生物在油管中生长繁殖，通过产生酸性物质、分泌物和代谢产物等方式，对油管的金属材料产生腐蚀作用。
为了有效控制油管腐蚀，可以采取以下对策：
1. 材料选择和涂层保护：选择耐腐蚀的金属材料或进行表面涂层，能够有效降低油管受腐蚀的程度。
2. 防腐剂的使用：在油管内部添加适量的防腐剂，可以形成一层保护膜，降低介质对油管的腐蚀。
3. 温度和压力控制：通过合理控制油管内部的温度和压力，降低化学和电化学反应的发生速率，减少腐蚀的可能性。
4. 定期检测和维护：定期进行油管的检测、清洗和维护，及时发现并处理油管的腐蚀问题，避免腐蚀的进一步扩大。
油管腐蚀的原因和对策的研究对于保障油气输送系统的安全运行具有重要意义。
通过合理选择材料、采取防腐措施和加强维护，可以有效控制油管腐蚀问题，提高油管的使用寿命和安全性。
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究油管腐蚀是一种常见的问题，主要是由于钢管表面的金属材料在含水和含气的环境中发生了化学反应，导致管道的降解和失效。
油管腐蚀不仅会影响油气输送的效率，也会对环境保护造成重大的危害。
因此，采取有效的控制对策非常重要。
本文将探讨油管腐蚀的原因以及相应的控制对策。
油管腐蚀的原因主要有以下几方面：1. 化学反应。
许多化学物质如H2S、CO2、氧气、水分等，都能够使钢管金属发生化学反应，并引起腐蚀。
H2S和CO2的存在是导致油管腐蚀的主要因素。
石油和天然气中含有大量的硫化氢和二氧化碳，这些物质在钢管的表面和内壁形成酸性环境。
2. 电化学腐蚀。
当钢管表面存在电位差时，电化学腐蚀就会发生。
可以通过对钢管进行金属阴极保护，将钢管的金属电位调制到安全水平降低电化学腐蚀的风险。
3. 物理腐蚀。
由于沉积物的存在，液体的流动阻力会增加，导致油管壁面的海拔高度不均匀，进而加快了油管壁面的磨损和腐蚀。
4. 机械磨损。
在油管输送的过程中，需要经过很多弯曲，会导致油管的内壁、弯头和环肋处出现磨损，从而形成腐蚀针对以上油管腐蚀的原因，我们可以采取以下的对策和控制措施：1. 阳极保护技术。
在油管输送过程中，加注一些特殊的金属物质在钢管之间形成一个低电位的电极，从而防止电化学腐蚀的发生。
2. 使用防腐镀层。
使用具有防腐性的材料进行涂层，从而保护油管不被化学物质的腐蚀降解。
3. 定期检测。
定期检查油管的表面，发现并及时处理油管腐蚀和锈蚀造成的损耗。
4. 控制营造物理空间。
需要对输送流体进行过滤处理，防止不该在管道内的沉淀物质附着到油管壁面，同时要控制液体流动速度，减少磨损速度，延长使用寿命。
综上所述，油管腐蚀是影响油气输送的重要问题，针对不同的腐蚀原因，我们可以采取相应的控制对策，从而避免油管的腐蚀和失效，保障油气输运的安全和环保。
油管腐蚀原因及控制对策研究
油管腐蚀原因及控制对策研究【摘要】本文主要研究了油管腐蚀原因及控制对策。
首先分析了油管腐蚀的原因，包括化学腐蚀、电化学腐蚀和微生物腐蚀等。
接着探讨了油管腐蚀的控制对策，涉及材料选用、表面涂层技术和电化学防腐技术等方面。
本文着重讨论了表面涂层技术和电化学防腐技术在油管腐蚀控制中的应用。
最后对油管腐蚀原因及控制对策进行总结，并展望了未来油管腐蚀控制的发展方向。
通过本文的研究，可以更好地了解油管腐蚀问题，并提出有效的控制对策，为油管使用和维护提供参考依据。
【关键词】油管腐蚀原因、油管腐蚀控制、材料选用、表面涂层技术、电化学防腐技术、展望未来发展方向1. 引言1.1 油管腐蚀原因及控制对策研究油管腐蚀是指在石油开采、输送和储存过程中，由于环境介质的腐蚀作用而导致管道金属表面遭受侵蚀和损伤的现象。
油管腐蚀的产生不仅会降低管道的使用寿命，还会引发安全隐患和环境污染问题。
对油管腐蚀的原因进行深入分析，并提出有效的控制对策非常重要。
油管腐蚀的原因主要包括化学腐蚀、电化学腐蚀和微生物腐蚀等多种因素。
化学腐蚀是由于介质中存在的酸碱物质对金属表面产生腐蚀；电化学腐蚀则是由于介质中存在电解质和氧气等对金属表面产生电化学反应所致；微生物腐蚀则是由微生物在介质中繁殖引起的腐蚀现象。
为了有效控制油管腐蚀，需要选择合适的材料以及采取相应的控制措施。
在材料选用方面，需要考虑管道的使用环境、介质特性以及预防腐蚀的能力等因素；在腐蚀控制对策上，可以采用表面涂层技术和电化学防腐技术等手段来延长油管的使用寿命和保障输油安全。
对油管腐蚀的原因进行深入分析，制定有效的控制对策，是保障油管运行安全和延长使用寿命的关键所在。
在未来，还需要进一步加强研究，探索更多创新技术，以应对油管腐蚀问题的挑战。
2. 正文2.1 油管腐蚀原因分析油管腐蚀是指油管内壁因受到外部环境或内部介质的侵蚀而导致的损坏现象，其原因复杂多样。
油管运行环境中存在的化学腐蚀是主要原因之一。
LN2_3井油管腐蚀行为
第11卷第4期1999年7月腐蚀科学与防护技术CORROSI ON SC IENCE AND PROTECT I ON TECHNOLOG Y V o l.11N o.4Ju ly1999L N2-3井油管腐蚀行为张学元王凤平苏俊华杜元龙(中国科学院金属腐蚀与防护研究所金属腐蚀与防护国家重点实验室沈阳110015)杨之照马秀青常泽亮(塔里木石油勘探开发指挥部油气开发公司库尔勒841000)摘 要 采用一种实用的评价油管腐蚀状况的挂片装置,通过扫描电镜和X射线衍射仪对腐蚀产物分析,结合仿真模拟试验,研究了LN223井油管的腐蚀现状.结果表明,LN223井油管的腐蚀属于中度腐蚀.关键词 油管腐蚀挂片装置学科分类号 T G174.2油管是原油从地下输送到地面的唯一通道,若其因腐蚀穿孔而报废,导致的直接经济损失将达2000～3000万元(对于一般的油井油管而言),间接损失更大.对于塔里木轮南油田而言,由于轮南油田井深,所开采的主要油藏为侏罗系油藏及三叠系油藏,约在地下4300～4700 m,因而造价更高,并且油管内的介质条件苛刻,CO2及C l-含量高,油层温度120℃,地层水矿化度为17×104～22×104m g L,水型为CaC l2型.LN223井是塔里木轮南油田的典型油井.其采油井段位于4733.0m～4746.3m.现在为自喷采油.油管内径为81mm.油嘴直径为7mm.日产液量为118T,其中油为83T,水为35 T,日产气为2504m3.含水量为30%.气油比为30m3 t.井口油压为3.40M Pa,套压为7.20 M Pa,回压为0.70M Pa,井下4200m处的流压为44.15M Pa.井口温度为42℃,井底温度为120℃.天然气组份分析成份和含量如下所示:甲烷(60.22%),乙烷(8.02%),丙烷(7.55%),异丁烷(2.27%),正丁烷(3.94%),氮气(6.67%),异戊烷(1.52%),正戊烷(1.58%),己烷(1.22%),庚烷(0.358%),辛烷(0.046%),壬烷(0.006%),二氧化碳(6.60%).其中只有二氧化碳为腐蚀性组份.井口和井下二氧化碳分压为:0.22和2.913M Pa,油井产出水总矿化度为195726.61m g L,成份分析及含量如下所示:HCO-3(184.16m g L),C l-:(114323.04 m g L),SO2-4(5283.3m g L),Ca2+(2905.8m g L),M g2+(486.4m g L),K++N a+(72512.11 m g L),Fe2+(31.8m g L).就腐蚀检测技术来说,主要包括:瞬时腐蚀速度测量的电化学方法、剩余厚度测量法、油 汽 水介质成份测量分析法、挂片法、氢探头法、电阻法、压降法和交流电位降法等[1].现在各大油田还没有系统开展井下油管的腐蚀状况研究,只是从介质中Fe的含量变化定性地判断腐 收到初稿:1998206216,收到修改稿:1998210220蚀状况.本文采用挂片法和成份分析法,针对轮南油田的典型油井LN 223井,完成了井下油管腐蚀状况的研究.F ig .1T he schem atic diagram of the coupon ho lding in stru 2m en t in the o il w ell1steel w ire ,2bo lt ,3gasket m ade of PT FE ,4PT FE tub 2ings ,5coupons ,6coupon groove ,7bo lt ho le , 8nut ,9th readed chap ter fo r w eigh t bar 1实验方法样品的材质为LN 223井的油管用钢N 80,样品的尺寸为80mm ×25mm ×3mm .样品上方和下方各有一个直径为8mm 的圆孔.实验前样品用400#金刚砂纸打磨,清洗,吹干.图1是设计的挂片装置的卸开示意图.在加重杆上开出两对槽(4个槽)作为样品槽.每对槽有两个对称的槽.对称槽上有一螺孔,用于固定挂片样品.距样品槽由近及远的部件依次为:聚四氟乙烯垫片、挂片样品、聚四氟乙烯垫片、套有聚四氟乙烯套管的金属螺杆或螺帽.每个槽的两边要求有一定的坡度,使油井的原油流过挂片样品表面的状况和在油管内的流动状况保持一致.既保证了挂片样品不易掉入井下,又保证了挂片测量腐蚀速度结果的可靠性.当所有的挂片样品在挂片装置上安装完毕后,通过油井的自喷管,由试验车的录井钢丝将挂片装置下到井下1500m 和2850m 处,实验周期为10d .在测量过程中,油井正常生产.F ig .2T he relati on sh i p betw een co rro si on rate and tempera 2tu re fo r N 80steel in the ou tpu t w ater si m u latingLN 223o il w ell 2结果和讨论2.1温度对N 80钢腐蚀的影响图2给出了N 80钢在模拟LN 223油井产出水中腐蚀速度和温度的关系曲线.从曲线上发现,随着温度的升高,腐蚀速度增大,当达到80℃左右时,腐蚀速度出现极大值,继续随着温度的升高,腐蚀速度降低.这和John son 等人的的研究结果是一致的[2],CO 2的腐蚀大约在中温区(一般在100℃附近),腐蚀速度达最大.温度对CO 2的腐蚀主要体现在三个方面:(1)影响了介质中CO 2的溶解度,温度升高,溶解度降低,抑制了腐蚀的进行.(2)温度升高,各反应进行的速度增大,促进了腐蚀的进行.(3)温度升高,影响了腐蚀产物成膜的机制,使得膜有可能抑制腐蚀,也有可能促进腐蚀,视其它相关条件.正是由于上述三个因素的综合作用,导致了N 80钢在含二氧化碳的介3224期张学元等:LN 223井油管腐蚀行为422腐蚀科学与防护技术11卷质中在80℃出现腐蚀极大值的现象.按照近似的线性推算,对于LN223井,井口温度为42℃,井底为120℃,大约在井下2600 m左右(介质温度为80℃左右),腐蚀最为严重.由于实际条件的限制,在评价井下油管腐蚀现状时,只在井下1500m和2850m进行了挂片.这两处介质的温度约为65℃和85℃左右,根据仿真实验的结果可知,其腐蚀程度在井下最为严重,可以代表整口井的腐蚀状况,可以为油管是否采取防护对策提供决策.2.2现场井口和井下挂片试验表1列出了在井口和井下挂片的腐蚀速度.发现井口的腐蚀速度大于井下1500m处但小于井下2850m处的,这是因为:流速越大,二氧化碳的腐蚀越严重,而油管的内径远大于油嘴的内径,介质在井口的流速远高于井下油管中的流速而造成的.对于在井下油管中的腐蚀速度,在2850m处的大于1500m处的.主要影响因素体现在温度上.由于在这两个深度对应的温度分别为85℃和65℃.由前面的仿真试验结果可知,在80℃左右腐蚀最为严重.这表明现场的试验结果和仿真模拟的结果是一致的.根据NA CE的判断标准[3],由所测的腐蚀速度结果发现,LN223井的腐蚀属于中度腐蚀.Table1The corroso i n ra te of AP I N80i n the wellhead and i n the o il well W ell num ber W ellhead mm・a-1W ell1500m mm・a-1W ell2850m mm・a-1 LN2230.0610.0320.0632.3现场井下取样铁含量的分析目前在油田中经常采用介质中含铁量的变化来分析腐蚀的程度.分别在LN223井口和井下取样,根据行业标准SY5329288[4]中测铁管法进行测定.结果表明:在井下介质中的铁含量为42.1m g L,均是Fe2+,井口的铁含量为31.8m g L,也全是Fe2+,并且含量小于井下的.从井下到井口,介质中的含铁量减少很多,这可能因为油管内的介质在流动过程中,有铁的沉淀物形成在油管表面.这样,无法从含铁量的变化判断油管的腐蚀程度.这也表明了介质成份测量分析法对于含二氧化碳的介质是不适合的.2.4腐蚀样品表面形貌观察和腐蚀产物分析图3为井下挂片腐蚀样品的SE M照片.照片给出了样品在1500m和2850m的腐蚀形貌.发现在1500m处的腐蚀样品,表面还没有受到完全破坏,仍能看到基体表面的存在.但是在2850m处,表面完全受到破坏.表明了在2850m处的腐蚀性比在1500m处的严重.这和挂片装置测得的腐蚀速度结果是一致的.这也验证了设计的挂片装置评价油管腐蚀状况的可靠性、实用性.用X射线衍射仪对腐蚀样品表面进行分析,如图4所示.未腐蚀过的N80钢样品和在1500m处腐蚀样品表面的谱图是一样的.在1500m处腐蚀样品的表面没有腐蚀产物,只检测到铁.在2850m处腐蚀样品表面形成了腐蚀二次产物FeCO3,不过腐蚀产物在样品表面不是非常致密,含量为20%,其余为Fe,没有垢的产物.FeCO3的形成,也解释了井口含铁量比井下低的原因.F ig .3SE M graph s of N 80coupon inthe LN 223o il w ell (×500)(a )1500m ,(b )2850mF ig .4T he X 2R ay diffracti on spectrum fo r the unco rroded and co rroded coupon s in the LN 223o il w ell(a )T he unco rroded coupon ,(b )T he co rroded coupon in the w ell w ith 1500m dep th(c )T he co rroded coupon in the w ell w ith 2850m dep th3结论设计的井下挂片装置能够正确评价井下油气水介质对油管的腐蚀状况.LN 223井下油管的腐蚀属于中度腐蚀.LN 223井下2850m 处形成了FeCO 3二次腐蚀产物.参考文献1张学元,王凤平.腐蚀与防护,1997,18(3):82Johnson M L ,Tom son M B .Co rro si on 91,2683NA CE Standard R P 201275,Contro l of Internal Co rro si on in Steel P i pe 2lines and P i p ing System s ,1975.104中华人民共和国能源部石油行业标准,SY 5329288,碎屑岩藏注水水质推荐指标及分析方法,19885224期张学元等:LN 223井油管腐蚀行为622腐蚀科学与防护技术11卷EVAL UAT I ON OF CORROSI ON STATUS OF O I L TUBE L N2-3OF W ELL B ORE AT L UNNAN O I L F IELDZHAN G Xueyuan,W AN G Fengp ing,SU Junhua,DU Yuan long(S ta te key labora tory of Corrosion and P rotection,Institu te of Corrosion and P rotection of m eta ls,T he Ch inese A cad e m y of S ciences,S heny ang110015)YAN G Zh izhao,M A X iuqing,CHAN G Zeliang(Gas and O il E xp lora tion Co m p any of T a ri m,O il Investag a tion and D evelopm en t,K orla841000)ABSTRACT A safe,si m p le,reliab le,p ractical coupon ho lding in strum en t w h ich cou ld e2 valuate the co rro si on statu s of o il tube w as u sed.T he su rface of the co rro sive coupon s w as ob served by SE M and the co rro sive p roducts w ere analysed by X2R ay diffracti on in strum en t. Com b in ing the si m u lated test,it is p roved that the co rro si on of LN223o il tube belongs to the m oderate one.KEY WORD S O il tube,Co rro si on,Coupon s ho lding in strum en t。
油井管的腐蚀
油井管的腐蚀1.石油行业腐蚀的危害性据有关部门统计，金属设备、机具的平均年腐蚀报废率大致在4%左右，如果我们将腐蚀对国民经济造成的损失降低一个百分点，即由4%降到3%，就可以挽回600-800亿的腐蚀损失。
石油工业已经认识到腐蚀是一个非常严重的问题，而钻杆和井筒的油井管柱腐蚀造成的经济损失尤为突出。
一旦发生失效，就会造成：人员伤亡、环境污染、废井、停钻、掉井等后果。
全国油田每年大约发生数千起腐蚀失效事故，除浪费大量的原材料外，有的还会造成严重的环境污染和人身伤亡事故等严重后果。
据不完全统计，中国每年石油行业由于腐蚀造成的直接经济损失就要上十亿元，加上间接损失，数额更是相当惊人的，是各个部门都不能忽视的。
2、石油专用管腐蚀状况油、套管、集输管线、储罐的腐蚀主要是油气井产出物、浅层水、注入液等产生的腐蚀，主要介质有H2S、CO2、溶解氧和SRB等。
钻具往往会受到包括钻井液在内的许多介质的作用，发生点蚀和腐蚀疲劳，重力拉伸和旋转等应力腐蚀破坏和断裂等。
2.1 油管/集输管线的腐蚀特点产出水中有硫酸盐还原菌、二氧化碳、碳酸氢根离子和氯化物的侵蚀作用，共同引起的垢下腐蚀和丝扣腐蚀。
当井中出现硫化氢时（特别是气井），油管破坏具有危险特征，腐蚀破坏的主要原因是氢脆HIC和SSCC。
油管在自重、外部压力和其他因素作用下处于复杂的应力状态，拉应力是促使金属保护膜破坏和基体腐蚀的重要因素。
油管和集输管线还存在结垢，当出现Sr2+ 、Ba 2+垢时无法用常规的酸洗方法清理，严重影响正常生产。
油管和集输管线还存在结蜡现象，高的清蜡作业频次严重影响正常生产。
油管和集输管线的冲刷腐蚀也是常见的腐蚀失效形式，有磨蚀、气蚀等。
某油田油管内壁腐蚀形态(CO2腐蚀）典型的均匀内腐蚀典型的腐蚀穿孔2.2 钻杆的腐蚀特点主要的失效形式：过量变形、刺穿或断裂及表面损伤。
过量变形是由于工作应力超过材料屈服极限引起；刺穿或断裂在钻柱失效事故中所占的比例较大，主要由于应力腐蚀、疲劳和腐蚀疲劳等原因造成。
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第11卷第4期1999年7月腐蚀科学与防护技术CORROSI ON SC IENCE AND PROTECT I ON TECHNOLOG Y V o l.11N o.4Ju ly1999L N2-3井油管腐蚀行为张学元王凤平苏俊华杜元龙(中国科学院金属腐蚀与防护研究所金属腐蚀与防护国家重点实验室沈阳110015)杨之照马秀青常泽亮(塔里木石油勘探开发指挥部油气开发公司库尔勒841000)摘 要 采用一种实用的评价油管腐蚀状况的挂片装置,通过扫描电镜和X射线衍射仪对腐蚀产物分析,结合仿真模拟试验,研究了LN223井油管的腐蚀现状.结果表明,LN223井油管的腐蚀属于中度腐蚀.关键词 油管腐蚀挂片装置学科分类号 T G174.2油管是原油从地下输送到地面的唯一通道,若其因腐蚀穿孔而报废,导致的直接经济损失将达2000～3000万元(对于一般的油井油管而言),间接损失更大.对于塔里木轮南油田而言,由于轮南油田井深,所开采的主要油藏为侏罗系油藏及三叠系油藏,约在地下4300～4700 m,因而造价更高,并且油管内的介质条件苛刻,CO2及C l-含量高,油层温度120℃,地层水矿化度为17×104～22×104m g L,水型为CaC l2型.LN223井是塔里木轮南油田的典型油井.其采油井段位于4733.0m～4746.3m.现在为自喷采油.油管内径为81mm.油嘴直径为7mm.日产液量为118T,其中油为83T,水为35 T,日产气为2504m3.含水量为30%.气油比为30m3 t.井口油压为3.40M Pa,套压为7.20 M Pa,回压为0.70M Pa,井下4200m处的流压为44.15M Pa.井口温度为42℃,井底温度为120℃.天然气组份分析成份和含量如下所示:甲烷(60.22%),乙烷(8.02%),丙烷(7.55%),异丁烷(2.27%),正丁烷(3.94%),氮气(6.67%),异戊烷(1.52%),正戊烷(1.58%),己烷(1.22%),庚烷(0.358%),辛烷(0.046%),壬烷(0.006%),二氧化碳(6.60%).其中只有二氧化碳为腐蚀性组份.井口和井下二氧化碳分压为:0.22和2.913M Pa,油井产出水总矿化度为195726.61m g L,成份分析及含量如下所示:HCO-3(184.16m g L),C l-:(114323.04 m g L),SO2-4(5283.3m g L),Ca2+(2905.8m g L),M g2+(486.4m g L),K++N a+(72512.11 m g L),Fe2+(31.8m g L).就腐蚀检测技术来说,主要包括:瞬时腐蚀速度测量的电化学方法、剩余厚度测量法、油 汽 水介质成份测量分析法、挂片法、氢探头法、电阻法、压降法和交流电位降法等[1].现在各大油田还没有系统开展井下油管的腐蚀状况研究,只是从介质中Fe的含量变化定性地判断腐 收到初稿:1998206216,收到修改稿:1998210220蚀状况.本文采用挂片法和成份分析法,针对轮南油田的典型油井LN 223井,完成了井下油管腐蚀状况的研究.F ig .1T he schem atic diagram of the coupon ho lding in stru 2m en t in the o il w ell1steel w ire ,2bo lt ,3gasket m ade of PT FE ,4PT FE tub 2ings ,5coupons ,6coupon groove ,7bo lt ho le , 8nut ,9th readed chap ter fo r w eigh t bar 1实验方法样品的材质为LN 223井的油管用钢N 80,样品的尺寸为80mm ×25mm ×3mm .样品上方和下方各有一个直径为8mm 的圆孔.实验前样品用400#金刚砂纸打磨,清洗,吹干.图1是设计的挂片装置的卸开示意图.在加重杆上开出两对槽(4个槽)作为样品槽.每对槽有两个对称的槽.对称槽上有一螺孔,用于固定挂片样品.距样品槽由近及远的部件依次为:聚四氟乙烯垫片、挂片样品、聚四氟乙烯垫片、套有聚四氟乙烯套管的金属螺杆或螺帽.每个槽的两边要求有一定的坡度,使油井的原油流过挂片样品表面的状况和在油管内的流动状况保持一致.既保证了挂片样品不易掉入井下,又保证了挂片测量腐蚀速度结果的可靠性.当所有的挂片样品在挂片装置上安装完毕后,通过油井的自喷管,由试验车的录井钢丝将挂片装置下到井下1500m 和2850m 处,实验周期为10d .在测量过程中,油井正常生产.F ig .2T he relati on sh i p betw een co rro si on rate and tempera 2tu re fo r N 80steel in the ou tpu t w ater si m u latingLN 223o il w ell 2结果和讨论2.1温度对N 80钢腐蚀的影响图2给出了N 80钢在模拟LN 223油井产出水中腐蚀速度和温度的关系曲线.从曲线上发现,随着温度的升高,腐蚀速度增大,当达到80℃左右时,腐蚀速度出现极大值,继续随着温度的升高,腐蚀速度降低.这和John son 等人的的研究结果是一致的[2],CO 2的腐蚀大约在中温区(一般在100℃附近),腐蚀速度达最大.温度对CO 2的腐蚀主要体现在三个方面:(1)影响了介质中CO 2的溶解度,温度升高,溶解度降低,抑制了腐蚀的进行.(2)温度升高,各反应进行的速度增大,促进了腐蚀的进行.(3)温度升高,影响了腐蚀产物成膜的机制,使得膜有可能抑制腐蚀,也有可能促进腐蚀,视其它相关条件.正是由于上述三个因素的综合作用,导致了N 80钢在含二氧化碳的介3224期张学元等:LN 223井油管腐蚀行为422腐蚀科学与防护技术11卷质中在80℃出现腐蚀极大值的现象.按照近似的线性推算,对于LN223井,井口温度为42℃,井底为120℃,大约在井下2600 m左右(介质温度为80℃左右),腐蚀最为严重.由于实际条件的限制,在评价井下油管腐蚀现状时,只在井下1500m和2850m进行了挂片.这两处介质的温度约为65℃和85℃左右,根据仿真实验的结果可知,其腐蚀程度在井下最为严重,可以代表整口井的腐蚀状况,可以为油管是否采取防护对策提供决策.2.2现场井口和井下挂片试验表1列出了在井口和井下挂片的腐蚀速度.发现井口的腐蚀速度大于井下1500m处但小于井下2850m处的,这是因为:流速越大,二氧化碳的腐蚀越严重,而油管的内径远大于油嘴的内径,介质在井口的流速远高于井下油管中的流速而造成的.对于在井下油管中的腐蚀速度,在2850m处的大于1500m处的.主要影响因素体现在温度上.由于在这两个深度对应的温度分别为85℃和65℃.由前面的仿真试验结果可知,在80℃左右腐蚀最为严重.这表明现场的试验结果和仿真模拟的结果是一致的.根据NA CE的判断标准[3],由所测的腐蚀速度结果发现,LN223井的腐蚀属于中度腐蚀.Table1The corroso i n ra te of AP I N80i n the wellhead and i n the o il well W ell num ber W ellhead mm・a-1W ell1500m mm・a-1W ell2850m mm・a-1 LN2230.0610.0320.0632.3现场井下取样铁含量的分析目前在油田中经常采用介质中含铁量的变化来分析腐蚀的程度.分别在LN223井口和井下取样,根据行业标准SY5329288[4]中测铁管法进行测定.结果表明:在井下介质中的铁含量为42.1m g L,均是Fe2+,井口的铁含量为31.8m g L,也全是Fe2+,并且含量小于井下的.从井下到井口,介质中的含铁量减少很多,这可能因为油管内的介质在流动过程中,有铁的沉淀物形成在油管表面.这样,无法从含铁量的变化判断油管的腐蚀程度.这也表明了介质成份测量分析法对于含二氧化碳的介质是不适合的.2.4腐蚀样品表面形貌观察和腐蚀产物分析图3为井下挂片腐蚀样品的SE M照片.照片给出了样品在1500m和2850m的腐蚀形貌.发现在1500m处的腐蚀样品,表面还没有受到完全破坏,仍能看到基体表面的存在.但是在2850m处,表面完全受到破坏.表明了在2850m处的腐蚀性比在1500m处的严重.这和挂片装置测得的腐蚀速度结果是一致的.这也验证了设计的挂片装置评价油管腐蚀状况的可靠性、实用性.用X射线衍射仪对腐蚀样品表面进行分析,如图4所示.未腐蚀过的N80钢样品和在1500m处腐蚀样品表面的谱图是一样的.在1500m处腐蚀样品的表面没有腐蚀产物,只检测到铁.在2850m处腐蚀样品表面形成了腐蚀二次产物FeCO3,不过腐蚀产物在样品表面不是非常致密,含量为20%,其余为Fe,没有垢的产物.FeCO3的形成,也解释了井口含铁量比井下低的原因.F ig .3SE M graph s of N 80coupon inthe LN 223o il w ell (×500)(a )1500m ,(b )2850mF ig .4T he X 2R ay diffracti on spectrum fo r the unco rroded and co rroded coupon s in the LN 223o il w ell(a )T he unco rroded coupon ,(b )T he co rroded coupon in the w ell w ith 1500m dep th(c )T he co rroded coupon in the w ell w ith 2850m dep th3结论设计的井下挂片装置能够正确评价井下油气水介质对油管的腐蚀状况.LN 223井下油管的腐蚀属于中度腐蚀.LN 223井下2850m 处形成了FeCO 3二次腐蚀产物.参考文献1张学元,王凤平.腐蚀与防护,1997,18(3):82Johnson M L ,Tom son M B .Co rro si on 91,2683NA CE Standard R P 201275,Contro l of Internal Co rro si on in Steel P i pe 2lines and P i p ing System s ,1975.104中华人民共和国能源部石油行业标准,SY 5329288,碎屑岩藏注水水质推荐指标及分析方法,19885224期张学元等:LN 223井油管腐蚀行为622腐蚀科学与防护技术11卷EVAL UAT I ON OF CORROSI ON STATUS OF O I L TUBE L N2-3OF W ELL B ORE AT L UNNAN O I L F IELDZHAN G Xueyuan,W AN G Fengp ing,SU Junhua,DU Yuan long(S ta te key labora tory of Corrosion and P rotection,Institu te of Corrosion and P rotection of m eta ls,T he Ch inese A cad e m y of S ciences,S heny ang110015)YAN G Zh izhao,M A X iuqing,CHAN G Zeliang(Gas and O il E xp lora tion Co m p any of T a ri m,O il Investag a tion and D evelopm en t,K orla841000)ABSTRACT A safe,si m p le,reliab le,p ractical coupon ho lding in strum en t w h ich cou ld e2 valuate the co rro si on statu s of o il tube w as u sed.T he su rface of the co rro sive coupon s w as ob served by SE M and the co rro sive p roducts w ere analysed by X2R ay diffracti on in strum en t. Com b in ing the si m u lated test,it is p roved that the co rro si on of LN223o il tube belongs to the m oderate one.KEY WORD S O il tube,Co rro si on,Coupon s ho lding in strum en t。