油套管腐蚀影响因素与防腐蚀技术研究

董志刚，张雪珍，丁 欣

（中国石油集团渤海石油装备制造有限公司天津石油专用管分公司，天津 300280）

0 引言

在国民经济快速发展的背景下，各行业油气资源的需求量在不断提升，使得油气开发工作逐渐成为推动社会经济发展的关键所在。油套管通常被称为钢管，主要用于对油气井井壁等部位的支撑，从而保证油井能够更加正常、稳定的运转。然而，在实际使用过程中，受各种因素的影响，油套管很容易产生腐蚀问题，成为油气开采工作中亟待解决的问题之一。

1 油套管腐蚀的主要影响因素

导致油套管腐蚀的主要原因有服役环境以及管材自身的冶金性质，其中的服役环境具体有介质、压力以及温度等多个方面；而管材的冶金性质则体现在化学成分、材料结构以及热处理工艺等。一般情况下，一旦油套管中的碳钢以及低合金钢部件与油井中产生的腐蚀介质接触，就会导致油套管产生腐蚀现象。一种为开裂腐蚀，这种腐蚀还具有着强烈的环境敏感性，其大多是由H2S 引发，包括阶梯状开裂、软区开裂以及应力开裂等；第二种为缝隙腐蚀，点蚀、全面腐蚀以及缝隙腐蚀等，都属于缝隙腐蚀的范畴。如果将腐蚀介质作为主要的衡量标准，可以将油套管腐蚀划分为溶解气体腐蚀、细菌腐蚀以及溶解盐类腐蚀等三种主要类型。

1.1 溶解气体腐蚀

油气田产生的各种溶解性气体会产生严重的碳钢腐蚀，再加上周边环境温度、压力以及氧气浓度等方面的影响，油套管很容易因溶解气体而产生腐蚀。通常情况下，如果油田中的水溶解溶液低于相应的工程标准，就会引发碳钢腐蚀现象，并且其中若同时存在H2S 以及CO2这两种气体，碳钢中腐蚀问题的发生概率将大幅度提升。在油气开发工程中，碳钢的腐蚀速度与氧气的浓度以及氧气扩散的主要形式有着十分紧密的联系，并且这种氧扩散势垒还与油套管所用碳钢的表面有关，如果其表面较为光滑，氧扩散的势垒就会降低，但碳钢的腐蚀速率会不断提升。而随着腐蚀问题逐渐严重，油套管碳钢表面的产物膜，会最大程度地将整体势垒扩散，使得腐蚀速率降低，直到达到稳定的腐蚀速率。在油气开发工程中，经常出现的伴生气体就是CO2，由于其在水中能够直接溶解的特性，使CO2发生化学反应后生成碳酸，进一步降低溶液的pH 值。

1.2 细菌腐蚀

油套管腐蚀中最为常见的是细菌腐蚀，主要有硫酸盐还原菌、粘液菌以及铁细菌等三种细菌。在一个较为全面的环境中，环空内部的液体会处于一种静止状态，在其中注入相应的水源，温度就会随着水容量的不断提升而提升，这就为各种细菌的繁殖以及滋生提供出了优异条件。在各类细菌腐蚀问题中，最为严重的是硫酸盐还原菌，占据整体油套管细菌腐蚀现象的50%以上。硫酸盐还原菌的腐蚀过程，就是将硫酸根转变为二价硫，在与油套管中的铁产生化学反应后，转变为黑色的FeS，对油套管产生十分严重的影响。

硫酸盐还原菌属于一种能够高效吸收各种有机物质、并将其转变为营养物质的细菌，这种细菌的生长速度会受到周边温度的影响，一般温度提升10 ℃左右，硫酸盐还原菌的生长速度就会提升两倍左右；但如果超过标准温度，细菌就会死亡。同时，硫酸盐还原菌所引发的的油套管腐蚀问题，其菌体所带的聚集物还会进入地层，引发严重的地层堵塞问题，会不断提升注水压力，大大降低整体水量，甚至还会影响到原油开采产量。

1.3 溶解盐类腐蚀

在油套管的腐蚀问题中，溶解盐类腐蚀属于一种较难解决的腐蚀现象。油田中产生的溶解盐，会对油管套的碳钢产生严重的腐蚀。特别是在遇到重型盐溶液或碱性盐溶液时，碳钢就会出现显著的氧去极化腐蚀现象，在相应的化学反应后，生成出具有着保护作用的钝化膜。从腐蚀影响程度的角度分析，溶解盐类腐蚀比硫酸盐还原菌整体腐蚀速率及腐蚀严重性低。而在酸性盐酸溶液中，部分离子会进一步提升溶液的矿化程度，在强化离子强度的同时，加重油套管局部位置的腐蚀问题。在导致油套管出现腐蚀的阴离子中，最为严重的就是Cl，这种离子的整体半径极小，很容易穿透油套管碳钢表面的产物膜，直接与油套管表面中的离子结合为FeCl2，使碳钢出现腐蚀。通过不断研究发现，Cl 尽管会对油套管产生腐蚀，但却能降低CO2自身的溶解程度，能够在一定的时间范围内降低腐蚀速度。由此可看出，油套管的腐蚀速率，会随着Cl 阴离子的浓度提升而呈现出不同的态势[1]。

2 油套管腐蚀的其他影响因素

2.1 流速的影响

油套管在实际生产过程中，其内部的各种介质处于一种流动状态，使油套管内部管壁受到持续的冲刷。而一旦流动强度过大时，就会影响油套管保护膜的形成，因此，油套管的腐蚀速率会随着流体流速的提升而加大，并且还会产生极为严重的局部腐蚀问题。同时，流速的提升不仅会进一步改变整体传质速率，还会直接改变腐蚀产物膜的主要形态。从不同流速条件的角度分析，内部介质处于流动状态的油套管，无论在何种流速下都能形成相应的腐蚀产物膜，大大阻碍腐蚀离子的传播。但在2 m/s 的流速时，其产生的保护效果最差[2]。

2.2 水润湿性的影响

油气开采工程系统中如果存在水，并且水源充分湿润油套管表面，就会产生CO2腐蚀。在水源与油套管碳钢接触过程中，CO2的腐蚀强度会随着时间的增长而不断提升，这也使得水自身的质量以及润湿性，成为影响腐蚀的关键因素。在研究过程中发现，油套管碳钢所产生的CO2腐蚀，其整体速率会随着含水量以及水润湿性的提升而逐步提升，并且在这种多相流的条件下，如果含水率能够保持在50%左右，就能够从油包水进一步转变为水包油。简单来说，就是在含水率高于50%时，就会产生十分显著的水润湿作用。

2.3 预应变的影响

在对弯曲状态、拉伸状态以及压缩状态下的油套管碳钢产生的光电特性以及电化学性能进行研究的过程中，发现拉伸应力对于钝化膜的保护性质产生了不良影响，而压缩应力以及弯曲应力，却能进一步提升钝化膜的保护作用。具体表现为拉伸应力的不断提升，会使钝化膜中的膜电阻、扩散电阻以及传递电阻出现不断下降的趋势，并且钝化膜中各类杂质的密度也会相应提升。而在弯曲应力以及压缩应力提升的状态下，钝化膜内部的传递电阻以及扩散电阻会不断增大，杂质密度也会随着应力程度的提升而降低[3]。

3 油套管防腐蚀措施

3.1 电化学防腐技术

在油套管防腐技术中，电化学防腐技术根据原理可划分为阴极保护和阳极保护两种，其中阴极保护在当前油气田开采工作中得到了广泛的应用，并且阴极保护还可以进一步引申为外加电流保护与牺牲阳极保护，这两者都是以油套管主要材料及服役环境为基础选用的不同阴极保护方式。根据相关研究可以看出，采取阴极保护是有效降低油套管表面腐蚀以及内壁腐蚀的主要措施。例如，长庆油田早在1987 年就已采取了阴极保护措施，使内部油套管的破损率从2.75%降低至0.8%，起到了十分显著的油套管保护作用。同时，应用电化学防腐技术，不仅能稳步提升油气开采的效率及质量，还能够在最大程度上提升油套管的使用寿命。

3.2 涂镀层防腐技术

通常情况下，油套管是在一些气候复杂并且严酷的环境中工作，为了降低其腐蚀的发生概率以及严重程度，可以采用涂镀层防腐技术，这项技术是在油套管表面涂抹防腐蚀涂层，从而形成一种镀层，更好地隔绝外部环境产生的各种腐蚀介质。当前应用较为广泛的的涂镀层主要有非金属涂镀层、金属涂镀层以及化学转化涂镀层等三种，涂镀层经过磷化处理、度化处理以及氧化处理后，能转变为化学覆盖层；而无机涂层以及有机涂层则属于非金属涂镀层的一种；电镀、化学镀以及热镀则是金属涂镀层[4]。

3.3 选择耐腐蚀的油套管

对于油套管抗腐蚀性，最优先考虑的应是选择具有耐腐蚀性质的油套管材料，不仅需要考虑产品的生产工艺及工作性能，还应明确所用材料的主要成分以及性能。通常情况下，油套管的选材要注重两个方面的要求：①要对油套管材料展开全方位的评价及试验，并充分考虑材料的经济及可操作性，其中的材质应具备较强抗腐蚀能力，使其能够适应各种各样的酸性环境；②深入分析油套管主要服役环境，及时评估油套管碳钢中可能出现的腐蚀问题以及腐蚀程度，准确找寻出不同阶段油套管的腐蚀类型。

综合考虑各方面因素，金属复合管由于自身特性，是当前应用最为广泛的油套管材料，其不仅有着十分优异的化学性能以及力学性能，并且拥有较强的环境适应性以及耐腐蚀性，能够最大程度地降低油套管腐蚀造成的影响。

4 结语

为了推动油气开采工程的发展，相关人员应进一步明确油套管的主要腐蚀成因及运行机理。由于不同腐蚀环境中，过于单一的防腐技术都有显著的局限性，因此，需要重点关注油套管的服役环境，结合环境温度、腐蚀介质以及腐蚀流速等多种客观影响因素，采取化学防腐以及涂镀层防腐等技术，为企业创造更高的经济效益。