长庆油田井筒腐蚀机理与防护
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-
总反应为: 4F e + SO4 + 4 H 2O
+ 2-
SR B
3Fe( OH ) 2 + F eS + 2OH
22+
-
此外采出液中常溶有少量 的 H 2 S , H 2 S 在水溶液 中会电离出 H 、 H S 和 S , 也能够与 F e 作用生成 F eS , 电离出的 H 则在钢铁表面使铁发生氢去极化腐 蚀。同时, H 也是参与硫酸盐还原菌作用的物质, 大 大促进了 SRB 的作用, 细菌、 化学腐蚀互相促进 , 使钢 铁腐蚀进一步加剧
2-
与金属 F e反应后生成 FeCO 3 和 F e3 O4。同时 , 溶液中 的 CO3 和 HCO 3 还可与 Ca 、 M g 发生反应 , 生成 CaCO3、 M gCO3 沉淀, 或悬浮在介质中或覆盖在金属表 面成为腐蚀产物的一部分。由于 CaCO3、 M gCO3 属于 同构类质晶体 , 因 此膜层中可夹杂复盐 ( C a , M g ) CO 3
井筒腐蚀导致的井下管柱穿孔、 挤扁、 断落, 不仅 给试修作业带来很多复杂情况, 也严重影响油井正常 生产 。因此 , 井筒腐蚀问题已成为制约油田经济效 益的瓶颈技术之一。
[ 1]
非常严重。现场腐蚀严重的生产井具有以下特点: ( 1) 采出液呈弱酸性 , 硫酸盐还原菌 ( SRB) 、 矿化 度和 C l 浓度高, 且含有少量溶解 氧。表 1 为 该油田 部分油井采出液分析数据。 ( 2) 产液量不高、 含水率高。从表 2 可以看出 , 腐 蚀严重的油井产液量不是很高 , 但含水率都较高, 单井 平均液量 15 t /d , 含水率在 90 % 左右。
超过 65 % (w )以上。
表 3 部分油井井筒腐蚀产物 XRD 分析结果 井号 X - 1 井 66. 77 15. 78 X - 3 井 80. 77 7. 54 腐 蚀产物及含量 , w , % , M g ) CO3 F eCO3 FeS F e2 O 3 FeO ( OH ) Fe3 O4 ( Ca 4. 56 2. 34 3. 21 1. 40 7. 34 4. 57 2 . 34 3 . 38
-
1 井筒腐蚀情况调查
所调查油田属于长庆油田的一个主产油田, 已开 采近 30 年, 为低 压低渗透油藏。随着开采时 间的延 长 , 采收率下降, 油井含液量逐年上升 , 井筒腐蚀穿孔
表 1 部分 油井采出液分析数据 井号 X - 1井 X - 2井 X - 3井 X - 4井 X - 5井 离子含量 , m g /L N a+ + K+ 15 159 4 697 21 187 5 487 24 159 Ca2+ 655 705 913 187 875 M g2+ 507 126 654 94 516 C l15 668 5 323 30 012 5 711 32 528 SO 24 12 368 4 305 7 441 3 867 9 314 HCO 3 2 074 583 1 132 844 1 517 F e2+ 0. 78 0. 51 0. 60 1. 01 0. 20 矿化 度 g /L 46. 43 15. 74 61. 34 16. 19 68. 91 溶解氧 mg /L 1. 54 0. 46 0. 23 0. 67 1. 12 pH 值 6. 21 6. 42 6. 02 6. 73 6. 42 SRB 个 /mL 128 210 167 58 274
[ 2] + +
。黑色的硫化亚铁 ( FeS) 稳定性
较好, 与其它垢物结合常附着于泵筒和管壁上 , 使其与 管壁之间形成更适合于 SRB 生长的封闭区, 进一步加 剧井筒管壁的腐蚀, 在管壁形成严重的坑蚀或局部腐 蚀。虽然在采出液中未检测出 H 2 S , 但并不表示在井 下就不存在 H 2 S , 可能由于 H 2 S 含量少而未检测出。 ( 2) 溶解氧腐蚀。油层水中少量的溶解氧可引起 腐蚀, 其腐蚀 产物 主要 为铁 锈 F e2 O3 或 针铁 矿 FeO ( OH ) , 在腐蚀产物内部, F eOOH 还可以与 F e 结合, 生成 Fe3O 4。由此可推测在 X- 1 和 X- 3 两口井的井 筒垢样中存在的少量 Fe2 O3、 F eO ( OH ) 以及 Fe3 O4 是 采出液中溶解氧的腐蚀产物。 ( 3 ) CO2 腐 蚀。 采出 液 中溶 解 的 少量 CO2 与 Ca 、 F e 等离子 , 在一定条件下可生成 C aCO3 和 F e CO3, 形成腐蚀垢物 , 导致垢下腐蚀。溶液中的 H CO 3
22+ 2+ 2+ 2+ 2+
3 井筒腐蚀机理分析
通过对现场油井腐蚀情况的调查及室内高温高压 腐蚀模拟试验, 得出该油田井筒腐蚀机理如下 : ( 1) 细菌腐蚀。该油田油井采出液中含有大量的 SRB、 铁细菌 ( IB )、 硫细菌等菌种 , 这些菌种潜伏在地 层水和岩石中, 当开采生成的新环境有利于细菌生长 时 , 这些菌种就会大量繁殖。在这些菌种的影响中以 SRB 腐蚀最具代表性。硫酸盐中的 SO4 常存在于地 层水中 , 通常情况下, 地层水中的 SRB 含量较低 , 这主 要是因为地层高温、 高压和高矿化度等因素限制了它 们的生长, 同时在地层中因缺少有机营养 , SRB 菌很难 大量繁殖。随着采出液被提升, 由于温度、 压力、 流速 的变化 , SRB 生长环境发生了变化 , 使得 SRB 迅速繁 殖 , 含量激剧升高。在 SRB 作用下 , 井 筒产生严重腐
针对长庆油田油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的现状, 通过现场调研和室内试验 , 对影响
腐蚀的各因素进行了分析并探讨井筒腐蚀机理 。结果表明 , 硫酸盐还原菌引起的细菌腐蚀和垢下腐蚀 是油井腐蚀结垢的根本原因, 其次是溶解氧、 二氧化碳及高矿化度采出液的电化学腐蚀 , 此外部分油井 井口结蜡, 上述因素的共同作用导致井筒腐蚀 。据此提出了预防井筒腐蚀的综合治理方案 , 可为油田井 筒防腐提供指导和借鉴作用。 关键词 井筒腐蚀 油井 油管 硫酸盐还原菌 防腐 细菌腐蚀 缓蚀剂
石 油 与 天 然 气 化 工
第 35 卷 第 4期 CHEM I C AL ENG INEER ING OF O IL & GAS
313
成分。 ( 4) 结垢。在采出液中, 当 Ca 、 Mg 、 Ba 的浓 度达 到 [ M
22+ 2+ 2+ 2+
杂质含量低的耐腐蚀合金油套管, 可提高井下管柱的 抗蚀能力。因为 Cr 含量增加, 可增加钝化膜 的稳定 性 , M o 含量增加 , 可减少 C l 的破坏作用。如重庆气 矿对部分油管腐蚀原因进行调查发现 , C r 和 M o 含量 高的油管, 其耐蚀能力强, Cr 、 M o 含量低的油管 , 易腐 [ 7] 蚀断裂 。若是 新开发 的高 产油 田, 从长 远角度 出 发 , 可考虑选用耐蚀性好的合金材料 ; 对年平均产量较 低的老油田 , 若采用耐蚀合金钢 , 势必提高其 采油成 本 , 这在实际措施中不可行 , 普遍采用价格便宜的 J55 和 N 80管材, 配合其它防腐措施。针对井筒动液面以 下腐蚀更为严重的情况, 可在油井下部采用涂层油管、 钢塑复合管以及耐蚀合金油管。 ( 2) 添加化学药剂。用化学方法除掉腐蚀介质或 者改变环境性质可以达到防腐目的 , 根据油 ( 气 ) 井腐 蚀环境和生产情况, 有针对性地选用缓蚀剂种类、 用量 及加注制度。这类化学药剂包括缓蚀剂、 杀菌剂、 除硫 剂、 除氧剂、 p H 值调节剂等。 ( 3) 对腐蚀恶劣的油井下永久性封隔器, 并在油 套环空充满含缓蚀剂的液体。采用这种方法既可避免 套管承受高压, 又可避免和防止酸性气体对油管外壁 和套管内壁的腐蚀。 ( 4) 油 ( 气 ) 井在进行酸化等增产作业时 , 应尽量 缩短酸液和油、 套管的接触时间 , 酸化后井内残酸应尽 量排尽 , 防止残酸对油套管的腐蚀; 在气井生产中尽量 防止井下积液, 避免产生井下腐蚀条件。 ( 5) 建立完善的腐 蚀监测系统 , 加强防腐管 理。 建立完善的腐蚀监测系统, 便于及时发现生产中出现 的腐蚀问题 , 及时采取科学的防腐措施。
312 度以 3
长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施 / 100m 计算 ) , 井底温度不超过 80 , 井底压
2006
蚀 , 其腐 蚀产物 主要为含 硫化合物 垢类物质 ( F eS )。 以 X- 1 井采出液为腐蚀介质 , 腐蚀条件同前 , 取在培 养基中培养 2~ 7 天的 SRB 细菌 , 按 SY5329- 94 标准 计算菌量 , 考查 SRB 对试片腐蚀速率影响, 结果见表 4 。在相同条件下 , SRB 数量越多, 试片腐蚀越严重。
( 3) 腐蚀垢物中含硫化合物含量高。对 X- 1 和 X- 3 两口 井的井筒 内垢样 进行 X - 射线 衍射 分析 ( XRD ), 结果见表 3 , 发现腐蚀产物中 FeS 含量较高,
2 高温高压腐蚀试验
表 1 和表 2 所示的 5 口井资料分析知 : 该区块井 深 1 600~ 1 800 m 左右 ( 设地表温度为 25 X - 1井 X - 2井 X - 3井 X - 4井 X - 5井 井 深, m 1 744 1 792 1 688 1 629 1 613 固井情况 油层段良好 油层段良好 油层段合格 良好 合格 产液量 t/d 14. 82 12. 20 11. 61 21. 57 17. 78 产油量 t/d 0. 41 2. 44 0. 33 1. 78 0. 46 含水率 % 97 . 2 80 . 0 96 . 6 90 . 1 97 . 1
SRB 含量 , 个 /mL 腐蚀速率 , mm /a
8000~ 10000 0. 415
反应机理如下: 4Fe → 4Fe + 8e
+ + 2+ -
8 H 2 O → 8H + 8OH 8H + 8e → 8H ad s SO4 + 8H ads
2+ 2+ 2-
SR B
2-
S
2-
+ 4H 2 O
Fe + S → FeS 3F e + 6OH 3Fe( OH ) 2 从图 1 可知, 高温高压模拟试验结果与实际井筒 腐蚀情况比较接近。上述 5 口井中 , 在相同腐蚀条件 下 , 液相腐蚀速率都较气相腐蚀速率高, 从现场取出的 油管看 , 也是动液面以下腐蚀更为严重, 因此更应注重 动液面以下的防腐。 X- 5 井的腐蚀速率最高, 这主要 是因为该井 SRB 数量、 溶解氧、 矿化度、 C l 含量都很 高 , 而这些都是影响井筒腐蚀的主要因素。 X - 1 、 X2 和 X - 3这 3口井采出液中 SRB 数量、 溶解氧、 矿化 度、 C l 含量及 p H 值的大小各异, 综合影响导致其腐 蚀速率差别不是很大, 且略低于 X- 5 井。 X - 4 井腐 蚀速率最低 , 主要是因为该井 SRB 数量最少、 p H 值最 高、 而且溶解氧、 矿化度和 C l 含量都很低, 因此其腐 蚀速率是 5 口井中最小的。
表 4 SRB 对试片腐蚀速率的影响 ( 80 100~ 200 0 . 312 1200~ 2000 0. 344 )
力不超过 20 M Pa , 其生产井为低产油井 ( 单井平均液 量 15 t / d , 油管尺寸 89 6. 45 mm, 井筒流速远远低 于 1 m / s) , 油井管材一般采用普通 J55 和 N80 钢材。 根据 以上资料 , 初步 设定高温 高压腐蚀 实验温 度为 80 , 压力为 20M P a , 流速为 1 m / s, 挂片浸泡时间为 7 天 , 考查 N80 试片在油井采出液中气相 /液 相腐蚀速 率 , 高温高压腐蚀试验结果见图 1 所示。
石 油 与 天 然 气 化 工
第 35 卷 第 4期 CHEM I C AL ENG INEER ING OF O IL & GAS
311
长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施
万里平
1 , 2
唐酞峰
3
孟英峰
2
(1 . 中国石油天然气集团公司管材研究所博士后科研工作站 ) (2 . 西南石油学院 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室 摘 要 3 . 攀枝花学院生物与化学工程系 )
总反应为: 4F e + SO4 + 4 H 2O
+ 2-
SR B
3Fe( OH ) 2 + F eS + 2OH
22+
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此外采出液中常溶有少量 的 H 2 S , H 2 S 在水溶液 中会电离出 H 、 H S 和 S , 也能够与 F e 作用生成 F eS , 电离出的 H 则在钢铁表面使铁发生氢去极化腐 蚀。同时, H 也是参与硫酸盐还原菌作用的物质, 大 大促进了 SRB 的作用, 细菌、 化学腐蚀互相促进 , 使钢 铁腐蚀进一步加剧
2-
与金属 F e反应后生成 FeCO 3 和 F e3 O4。同时 , 溶液中 的 CO3 和 HCO 3 还可与 Ca 、 M g 发生反应 , 生成 CaCO3、 M gCO3 沉淀, 或悬浮在介质中或覆盖在金属表 面成为腐蚀产物的一部分。由于 CaCO3、 M gCO3 属于 同构类质晶体 , 因 此膜层中可夹杂复盐 ( C a , M g ) CO 3
井筒腐蚀导致的井下管柱穿孔、 挤扁、 断落, 不仅 给试修作业带来很多复杂情况, 也严重影响油井正常 生产 。因此 , 井筒腐蚀问题已成为制约油田经济效 益的瓶颈技术之一。
[ 1]
非常严重。现场腐蚀严重的生产井具有以下特点: ( 1) 采出液呈弱酸性 , 硫酸盐还原菌 ( SRB) 、 矿化 度和 C l 浓度高, 且含有少量溶解 氧。表 1 为 该油田 部分油井采出液分析数据。 ( 2) 产液量不高、 含水率高。从表 2 可以看出 , 腐 蚀严重的油井产液量不是很高 , 但含水率都较高, 单井 平均液量 15 t /d , 含水率在 90 % 左右。
超过 65 % (w )以上。
表 3 部分油井井筒腐蚀产物 XRD 分析结果 井号 X - 1 井 66. 77 15. 78 X - 3 井 80. 77 7. 54 腐 蚀产物及含量 , w , % , M g ) CO3 F eCO3 FeS F e2 O 3 FeO ( OH ) Fe3 O4 ( Ca 4. 56 2. 34 3. 21 1. 40 7. 34 4. 57 2 . 34 3 . 38
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1 井筒腐蚀情况调查
所调查油田属于长庆油田的一个主产油田, 已开 采近 30 年, 为低 压低渗透油藏。随着开采时 间的延 长 , 采收率下降, 油井含液量逐年上升 , 井筒腐蚀穿孔
表 1 部分 油井采出液分析数据 井号 X - 1井 X - 2井 X - 3井 X - 4井 X - 5井 离子含量 , m g /L N a+ + K+ 15 159 4 697 21 187 5 487 24 159 Ca2+ 655 705 913 187 875 M g2+ 507 126 654 94 516 C l15 668 5 323 30 012 5 711 32 528 SO 24 12 368 4 305 7 441 3 867 9 314 HCO 3 2 074 583 1 132 844 1 517 F e2+ 0. 78 0. 51 0. 60 1. 01 0. 20 矿化 度 g /L 46. 43 15. 74 61. 34 16. 19 68. 91 溶解氧 mg /L 1. 54 0. 46 0. 23 0. 67 1. 12 pH 值 6. 21 6. 42 6. 02 6. 73 6. 42 SRB 个 /mL 128 210 167 58 274
[ 2] + +
。黑色的硫化亚铁 ( FeS) 稳定性
较好, 与其它垢物结合常附着于泵筒和管壁上 , 使其与 管壁之间形成更适合于 SRB 生长的封闭区, 进一步加 剧井筒管壁的腐蚀, 在管壁形成严重的坑蚀或局部腐 蚀。虽然在采出液中未检测出 H 2 S , 但并不表示在井 下就不存在 H 2 S , 可能由于 H 2 S 含量少而未检测出。 ( 2) 溶解氧腐蚀。油层水中少量的溶解氧可引起 腐蚀, 其腐蚀 产物 主要 为铁 锈 F e2 O3 或 针铁 矿 FeO ( OH ) , 在腐蚀产物内部, F eOOH 还可以与 F e 结合, 生成 Fe3O 4。由此可推测在 X- 1 和 X- 3 两口井的井 筒垢样中存在的少量 Fe2 O3、 F eO ( OH ) 以及 Fe3 O4 是 采出液中溶解氧的腐蚀产物。 ( 3 ) CO2 腐 蚀。 采出 液 中溶 解 的 少量 CO2 与 Ca 、 F e 等离子 , 在一定条件下可生成 C aCO3 和 F e CO3, 形成腐蚀垢物 , 导致垢下腐蚀。溶液中的 H CO 3
22+ 2+ 2+ 2+ 2+
3 井筒腐蚀机理分析
通过对现场油井腐蚀情况的调查及室内高温高压 腐蚀模拟试验, 得出该油田井筒腐蚀机理如下 : ( 1) 细菌腐蚀。该油田油井采出液中含有大量的 SRB、 铁细菌 ( IB )、 硫细菌等菌种 , 这些菌种潜伏在地 层水和岩石中, 当开采生成的新环境有利于细菌生长 时 , 这些菌种就会大量繁殖。在这些菌种的影响中以 SRB 腐蚀最具代表性。硫酸盐中的 SO4 常存在于地 层水中 , 通常情况下, 地层水中的 SRB 含量较低 , 这主 要是因为地层高温、 高压和高矿化度等因素限制了它 们的生长, 同时在地层中因缺少有机营养 , SRB 菌很难 大量繁殖。随着采出液被提升, 由于温度、 压力、 流速 的变化 , SRB 生长环境发生了变化 , 使得 SRB 迅速繁 殖 , 含量激剧升高。在 SRB 作用下 , 井 筒产生严重腐
针对长庆油田油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的现状, 通过现场调研和室内试验 , 对影响
腐蚀的各因素进行了分析并探讨井筒腐蚀机理 。结果表明 , 硫酸盐还原菌引起的细菌腐蚀和垢下腐蚀 是油井腐蚀结垢的根本原因, 其次是溶解氧、 二氧化碳及高矿化度采出液的电化学腐蚀 , 此外部分油井 井口结蜡, 上述因素的共同作用导致井筒腐蚀 。据此提出了预防井筒腐蚀的综合治理方案 , 可为油田井 筒防腐提供指导和借鉴作用。 关键词 井筒腐蚀 油井 油管 硫酸盐还原菌 防腐 细菌腐蚀 缓蚀剂
石 油 与 天 然 气 化 工
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成分。 ( 4) 结垢。在采出液中, 当 Ca 、 Mg 、 Ba 的浓 度达 到 [ M
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杂质含量低的耐腐蚀合金油套管, 可提高井下管柱的 抗蚀能力。因为 Cr 含量增加, 可增加钝化膜 的稳定 性 , M o 含量增加 , 可减少 C l 的破坏作用。如重庆气 矿对部分油管腐蚀原因进行调查发现 , C r 和 M o 含量 高的油管, 其耐蚀能力强, Cr 、 M o 含量低的油管 , 易腐 [ 7] 蚀断裂 。若是 新开发 的高 产油 田, 从长 远角度 出 发 , 可考虑选用耐蚀性好的合金材料 ; 对年平均产量较 低的老油田 , 若采用耐蚀合金钢 , 势必提高其 采油成 本 , 这在实际措施中不可行 , 普遍采用价格便宜的 J55 和 N 80管材, 配合其它防腐措施。针对井筒动液面以 下腐蚀更为严重的情况, 可在油井下部采用涂层油管、 钢塑复合管以及耐蚀合金油管。 ( 2) 添加化学药剂。用化学方法除掉腐蚀介质或 者改变环境性质可以达到防腐目的 , 根据油 ( 气 ) 井腐 蚀环境和生产情况, 有针对性地选用缓蚀剂种类、 用量 及加注制度。这类化学药剂包括缓蚀剂、 杀菌剂、 除硫 剂、 除氧剂、 p H 值调节剂等。 ( 3) 对腐蚀恶劣的油井下永久性封隔器, 并在油 套环空充满含缓蚀剂的液体。采用这种方法既可避免 套管承受高压, 又可避免和防止酸性气体对油管外壁 和套管内壁的腐蚀。 ( 4) 油 ( 气 ) 井在进行酸化等增产作业时 , 应尽量 缩短酸液和油、 套管的接触时间 , 酸化后井内残酸应尽 量排尽 , 防止残酸对油套管的腐蚀; 在气井生产中尽量 防止井下积液, 避免产生井下腐蚀条件。 ( 5) 建立完善的腐 蚀监测系统 , 加强防腐管 理。 建立完善的腐蚀监测系统, 便于及时发现生产中出现 的腐蚀问题 , 及时采取科学的防腐措施。
312 度以 3
长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施 / 100m 计算 ) , 井底温度不超过 80 , 井底压
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蚀 , 其腐 蚀产物 主要为含 硫化合物 垢类物质 ( F eS )。 以 X- 1 井采出液为腐蚀介质 , 腐蚀条件同前 , 取在培 养基中培养 2~ 7 天的 SRB 细菌 , 按 SY5329- 94 标准 计算菌量 , 考查 SRB 对试片腐蚀速率影响, 结果见表 4 。在相同条件下 , SRB 数量越多, 试片腐蚀越严重。
( 3) 腐蚀垢物中含硫化合物含量高。对 X- 1 和 X- 3 两口 井的井筒 内垢样 进行 X - 射线 衍射 分析 ( XRD ), 结果见表 3 , 发现腐蚀产物中 FeS 含量较高,
2 高温高压腐蚀试验
表 1 和表 2 所示的 5 口井资料分析知 : 该区块井 深 1 600~ 1 800 m 左右 ( 设地表温度为 25 X - 1井 X - 2井 X - 3井 X - 4井 X - 5井 井 深, m 1 744 1 792 1 688 1 629 1 613 固井情况 油层段良好 油层段良好 油层段合格 良好 合格 产液量 t/d 14. 82 12. 20 11. 61 21. 57 17. 78 产油量 t/d 0. 41 2. 44 0. 33 1. 78 0. 46 含水率 % 97 . 2 80 . 0 96 . 6 90 . 1 97 . 1
SRB 含量 , 个 /mL 腐蚀速率 , mm /a
8000~ 10000 0. 415
反应机理如下: 4Fe → 4Fe + 8e
+ + 2+ -
8 H 2 O → 8H + 8OH 8H + 8e → 8H ad s SO4 + 8H ads
2+ 2+ 2-
SR B
2-
S
2-
+ 4H 2 O
Fe + S → FeS 3F e + 6OH 3Fe( OH ) 2 从图 1 可知, 高温高压模拟试验结果与实际井筒 腐蚀情况比较接近。上述 5 口井中 , 在相同腐蚀条件 下 , 液相腐蚀速率都较气相腐蚀速率高, 从现场取出的 油管看 , 也是动液面以下腐蚀更为严重, 因此更应注重 动液面以下的防腐。 X- 5 井的腐蚀速率最高, 这主要 是因为该井 SRB 数量、 溶解氧、 矿化度、 C l 含量都很 高 , 而这些都是影响井筒腐蚀的主要因素。 X - 1 、 X2 和 X - 3这 3口井采出液中 SRB 数量、 溶解氧、 矿化 度、 C l 含量及 p H 值的大小各异, 综合影响导致其腐 蚀速率差别不是很大, 且略低于 X- 5 井。 X - 4 井腐 蚀速率最低 , 主要是因为该井 SRB 数量最少、 p H 值最 高、 而且溶解氧、 矿化度和 C l 含量都很低, 因此其腐 蚀速率是 5 口井中最小的。
表 4 SRB 对试片腐蚀速率的影响 ( 80 100~ 200 0 . 312 1200~ 2000 0. 344 )
力不超过 20 M Pa , 其生产井为低产油井 ( 单井平均液 量 15 t / d , 油管尺寸 89 6. 45 mm, 井筒流速远远低 于 1 m / s) , 油井管材一般采用普通 J55 和 N80 钢材。 根据 以上资料 , 初步 设定高温 高压腐蚀 实验温 度为 80 , 压力为 20M P a , 流速为 1 m / s, 挂片浸泡时间为 7 天 , 考查 N80 试片在油井采出液中气相 /液 相腐蚀速 率 , 高温高压腐蚀试验结果见图 1 所示。
石 油 与 天 然 气 化 工
第 35 卷 第 4期 CHEM I C AL ENG INEER ING OF O IL & GAS
311
长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施
万里平
1 , 2
唐酞峰
3
孟英峰
2
(1 . 中国石油天然气集团公司管材研究所博士后科研工作站 ) (2 . 西南石油学院 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室 摘 要 3 . 攀枝花学院生物与化学工程系 )