中国各大油田腐蚀情况介绍

油田腐蚀情况介绍
在影响油套管腐蚀的诸多介质中，CO2和H2S是最常见和最有害的两种腐蚀气体介质，它们的作用会导致所谓酸性腐蚀(sour corrosion)和甜腐蚀(sweet corrosion )。

在石油天然气的开发过程中, 油田主要存在的两大腐蚀问题为：一种是主要以CO2和H2S单独造成的腐蚀即CO2腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂，另一种是以CO2+H2S+Cl-等气体和介质共存的情况下造成的腐蚀，它们不仅给油田造成了巨大的经济损失,而且往往带来一些灾难性的后果,如人员伤亡、停工停产以及环境污染等。

目前我国塔里木、长庆、四川、华北、江汉等的某些区块主力油气田均存在严重的CO2腐蚀，而且这些油田不少区块还存在更为严重和复杂的CO2+H2S+Cl-综合腐蚀。

1 塔里木油田CO2腐蚀环境调研
塔里木油田地处新疆塔克拉玛干沙漠，油气井多是4000m以上的深井和超深井，井下温度、压力和腐蚀介质含量都很高，环境十分恶劣。

因此勘探开发难度大、成本高，油田建设投资巨大。

随着油田的不断开发生产，油田含水量持续上升，腐蚀问题将越来越严重。

表1 塔里木主要油气田腐蚀因素统计表
塔里木油田，环境十分恶劣及复杂，包括高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境以及H2S-Cl－共存腐蚀环境，见表1。

从表1中可以看出，存在H2S酸性腐蚀环境区块均同时含有CO2气体，某些CO2含量较低的油气井的环境可以看作是H2S 、Cl－共存腐蚀环境，但这种情况很少见。

表2 塔里木轮南油田介质环境
塔里木油田井下工况环境复杂还在于其介质环境具有高的总矿化度、氯离子含量、CO2含量、铁含量和低pH值。

有很强的腐蚀性。

以轮南油田为例，其原始地层压力在50MPa以上，温度为120℃左右，氯离子含量高达13×104mg/L，矿化度达2013×104mg/L左右，CO2分压
0.7~3.5MPa，见表2。

这样恶劣的腐蚀环境往往会对井下设备造成十分严重的腐蚀。

根据塔里木油田高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境及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，塔里木油田腐蚀的类型属于在含CO2-H2S-Cl－/CO2 -Cl－和地层水中的CO2腐蚀。

塔里木油田已存在较严重的CO2腐蚀且已发生多次CO2腐蚀失效事故，腐蚀类型以具有自催化加速发展特征的局部腐蚀为主，且腐蚀速率很高，而均匀腐蚀则较轻微。

腐蚀部位的形状大多是点坑状、沟槽状以及具有平底锐边的台地状等。

油田腐蚀与结垢现状调研表明：油田目前已存在较严重的腐蚀与结垢问题。

2 大庆油田腐蚀环境调研
大庆油田深层气藏主要存在CO2腐蚀，庆深气田产出流体组分相当复杂，一般主要成份为氮气、甲烷、二氧化碳、乙烷、丙烷、丁烷等，其产液量随着开采时问及开采方式的不同而不同。

深层气井产液的矿化度较高，达到6000 m g /L以上;产水类型为C aCl或NaCl型，Cl-含量较高；PH值均在7. 0左右，呈酸性；深层产液含氧，其产液成分中离CO2含量较高。

大庆油田深层气藏目前投入开发的主要是砂砾岩和火山岩两类储层。

庆深气川储层埋藏深度大于2 500 m,地层压力、温度较高，岩性复杂，产出气中普遍含有CO2，试气时一般含量在0.5~2.6%之问，生产过程中会发生一定变化。

如升深2井在1996年投产初期CO2含量1.85%，到2003年CO2含量已升至5. 36%。

升
深2井因井下管柱腐蚀严重，于2004年7月已实施报废处理。

从起出的油管分析，主要表现为局部腐蚀，内表面腐蚀远远大于外表面，形成与气流方向的沟槽，油管600m以上腐蚀严重，部分油管甚至已腐蚀成筛网状。

油管600 m以下主要是均匀腐蚀，其丝扣腐蚀较严重。

3 中原油田腐蚀环境调研
中原油田自1989年采用气举采油，油井增产效果十分明显，但随着含水量的逐年升高，腐蚀也日益加剧，截至目前已多次发现油管腐蚀穿孔和套管腐蚀泄漏现象，影响了油田的正常生产，年直接经济损失在千万元以上。

表3为该油田中文13-127井及其文13- 257井的水质资料情况分析，从样品所在生产井的水质情况知道，两井高含水，且pH值较低，矿化度和Cl - , Ca2+、HCO3-、CO2含量高，会对碳钢造成较强的腐蚀。

且对中原油田气举井套管、油管的腐蚀结果进行分析后，发现失效主要是由于油井高矿化度产出水中CO2腐蚀作用的结果。

说明该油田以CO2腐蚀为主。

表3 样品所在生产井的水质情况mg/L
4 长庆油田腐蚀环境调研
长庆油田位于陕甘宁盆地，自70年代开发以来，已先后建成了近2500口油井及300口气井。

由于陕甘宁盆地属多层性大型自流水盆地，下白晋系洛河宣君组分布范围广，产水量高达每天10000m3，自流量每
天2000m3，压力6-7MPa，水质主要是Na2S04及CaCl2水型，还含有SO42-、CO2、H2S、Cl-、SRB(硫酸盐还原菌)，总矿化度很高，气井平均地层温度为104℃，压力在30Mpa左右，在这种高温高压条件下，体系的腐蚀将非常严重。

如此恶劣的腐蚀环境造成长庆油田油套管柱的严重腐蚀。

从长庆腐蚀特点来看，油管多发生内壁腐蚀；从腐蚀环境来看，腐蚀主要由具有CO2、H2S、Cl-、SRB和高温高压高流速联合作用引起的腐蚀。

由于上述腐蚀特点，油管在使用过程中的腐蚀问题非常严重，每年都有大批油管腐蚀穿孔。

至1996年底，已有502口井损坏，平均寿命6-7年，而且以每年7-10%的损失率逐年增加。

表4为长庆油田提供长庆油田模拟腐蚀环境：
表4 长庆油田模拟腐蚀环境
5 四川气田腐蚀环境调研
含硫化氢天然气在全球分布广泛。

我国目前已在四川、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木和准噶尔等含油气盆地发现了含硫化氢天然气。

其硫化氢含量变化区间很大，从微含硫化氢到天然气中硫化氢含量占92%以上。

四川气区70%的井生产的天然气都含有硫化氢和二氧化碳。

由于产层压力高，H2S和CO2的分压也高，一般均达到酸性天然气界线。

因此，含硫气井一般也为酸性天然气井。

四川气田中CO2-H2S共存气田的腐蚀具有多样性，因气藏的介质含量，凝析油田产量，Cl-含量不同。

下表为部分四川气田中CO2、H2S共存气田的腐蚀性环境情况：
以四川磨溪气田天然气井下腐蚀的数据为例：井中H2S含量为1.66%～2.35%，CO2含量为0.36%～0.89%。

少量地层水含有CO2、H2S、Cl-，单井日产水为0.13m3/d,地层水中Cl-50000～120000mg/L,矿化度为69630～222800 mg/L。

井深约2700m，所用油管为日本NT-80SS抗硫油管。

该气田自1994年3月正式投入开发后，气田地下管串及地而集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。

气田在试生产的头三年里就有10余口井油管因腐蚀而穿孔或断裂落入井底，更换腐蚀穿孔的油管达数千米，断落于井内的油管有1600多米无法打捞。

腐蚀发生在油管柱下端约2000m以下的积水段，2000m以上未见任何腐蚀。

腐蚀产物主要是硫化铁和少量的氯化铁。

研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和H2S腐蚀为主，兼有CO2、硫酸盐还原菌(SRB)等腐蚀。

表5 四川部分气田CO2、H2S和地层水含量表
6 吉林油田腐蚀环境
吉林油田属于低渗透、非均质油田，随着开发时间的延长，注采系统腐蚀、结垢现象越来越突出。

腐蚀、结垢问题造成注水压力逐年升高，地层压力逐渐降低，注水井欠注严重，地层能量不足;油井综合含水逐年提高，产量递减迅速，已严重影响了油田正常生产。

表4为吉林乾安油田大情字油田侵蚀性物质分析结果，结果表明，乾安油田大情字地区虽处于开发的初期，但油田产出水成份复杂，为高硬度，高矿化度，结垢型水质，有少量CO2和H2S腐蚀性气体；同时，有较高的HCO3，C1-，并有一定的负硬度，易产生垢下腐蚀；给井下采油设备带来了严重的腐蚀破坏和结垢。

表6 吉林乾安油田大情字油田侵蚀性物质分析结果
6.1 吉林乾安大情字油田产出水及集输管网水相水质矿化度高，总矿化度达到2.1×104 mg/L属于氯化钙结垢型水质，碱度较大，而且出现了负硬度；水中氯离子含量高，达4000 mg/ L~9400mg/ L。

同时还含有较高的硫酸根离子。

是引起油井及管网结垢的主要原因。

6.2 油井产出水中含有较高浓度的侵蚀性离了(C1- , HC03- ) ,侵蚀性气体(H2S, C02, 02)和侵蚀性菌类(SRB、铁细菌等)，是引起金属腐蚀主要因素。

因此分析认为吉林乾安大情字油田结垢腐蚀机制为:油井产出水含有较高浓度的钙镁离了，并且含有大量的侵蚀性离了(C1-, HC03-) ,侵蚀性气体(H2S, C02, 02)和侵蚀性菌类(SRB、铁细菌等)导致金属表面形成垢和腐蚀产物，而垢的形成和腐蚀产物在周围的介质中又与周围环境中(无垢和腐蚀产物处)形成氧的浓度电池，由于C1-的自催化作用使垢下腐蚀加速;油井产出水的水型为氯化钙型，腐蚀倾向性为结垢型水质。

油杆断口存在有瞬断区、断裂源以及结垢腐蚀裂纹区均与上腐蚀有直接关系。