CO2油气田腐蚀特点分析

周进

摘要：针对于存在CO2油气田腐蚀问题严重的现象，采取全面化检测方式，最终得出腐蚀比较容易出现在一些进站的直角弯头、加热炉盘管等位置。通过对CO2含量、流速以及温度等进行跟踪对比分析，最终结果表示CO2含量是导致油气田出现腐蚀的主要因素，流速是影响同一区块腐蚀的因素，温度则是影响同一口井的腐蚀因素，就需要采取相应的治理措施，将腐蚀的速度合理控制，为今后的防腐实践工作积累更多经验。

关键词：油气田;腐蚀部位;防腐措施

前言：

在本次分析的油田中，因为对于油气井产物腐蚀性的认识不足，导致在早期投入深层油气井及场站管柱、管道等设备在设计时，并没有完全的考虑腐蚀带来的影响，就导致在后续的生产中逐渐出现腐蚀现象。为了尽快的解决腐蚀问题，本文主要开展一些腐蚀特点与治理对策的分析，继而有效的解决在今后生产施工中存在的问题。

一、CO2油气田腐蚀部位及分析

（一）站内管道减薄位置多

展开对3座转接站的检测，发现在站内的管道减薄有超出29处缺陷，其中最大的减薄超出了30%，很多减薄的位置会出现在弯头与后续的直管段部位。

经过减薄管段相关数据的整理分析，发现油气田的腐蚀位置是比较集中的，分别都是在进站出地之后的第一和第二个直角弯头、三级节流后U型弯头等。

因为在弯头处的减薄是最严重的，所以就需要在施工中加强重点分析，从弯头流场分布图进行分析，根据流动的方向，其外弧是在流体的惯性作用下形成的，并且此时的流速是最大的，其实际受到的冲刷腐蚀也是最大的，就会导致弯头处比直管段的腐蚀呈现出更加严重的现象[1]。

通过对管道减薄区域的分析，最终发现直管段的腐蚀要明显的比弯头区域轻，一些出现腐蚀的部位，最终的腐蚀产物膜是比较输送且清晰可见的，在弯头处出现腐蚀的情况是非常严重的，所以会呈现出比较明显的点蚀与坑蚀等多种现象。

（二）加热炉盘管普遍腐蚀

我们从加热炉的外表进行分析，其在实际使用中受到的腐蚀是比较均匀的，但是随着一些局部腐蚀的出现，其最大的腐蚀深坑会达到3nm，但是实际腐蚀情况较为严重。经过分析得知，加热炉中存在的碳酸盐残留经过长时间的运行，会分解出一些CO2与氧化物，但是CO2在高温的情况下，对加热炉的盘管会呈现出较大的腐蚀现象。

在进行盘管内壁分析的过程中，每一条盘管中都存在着非常严重的坑蚀现象，一部分的盘管会在大小头变径处有着较为严重的腐蚀现象，尤其是腐蚀区域最为严重的区块气井加热炉盘管的实际腐蚀情况是最为严重的[2]。

在实际分析中，从盘管的电镜图等角度来看，发现腐蚀之后的产物膜比较输送，腐蚀的介质可以非常轻易的达到金属的表面，继而反应生成一种电化学阳极，腐蚀介质无法轻易的到达将其称之为电化学反应阴极，对于这种小阳极、大阳极的腐蚀，会导致金属在较短的时间之内，出现一些比较严重的局部腐蚀问题。

（三）阀门堆积杂质多

在实际施工过程中，阀门处的杂志堆积是比较多的，可能会導致密封面的腐蚀被冲刷，或者是在开启与关闭阀门的过程中，对密封面造成较为严重的腐蚀性。

二、CO2油气田防腐技术策略

（一）缓蚀剂防腐措施

在使用缓蚀剂时，主要按照作用机理等方式，将其划分为薄膜剂与钝化剂两个种类。薄膜剂的使用主要有胺类，例如伯胺、仲胺、聚胺、硫化物等类型，此类物质在金属表面与腐蚀介质中，可以形成一种不可渗透的阻挡层。在使用钝化剂时，主要应用的有钒酸盐、铬酸盐等，在金属物质的表面形成一种保护性氧化层，继而在使用中起到一种抗腐蚀的作用。

油气田在使用缓蚀剂时主要为薄膜剂，先试用两种水溶性的缓蚀剂，经过实际的实验，最终的效率可以达到90%以上。

根据现场的实际实验情况，缓蚀剂的使用起到了非常好的方式效果，达到现场实际应用需求，经过全面推广使用之后，能够有效的降低腐蚀开展的效率，演唱了油气井管柱与管道的实际使用寿命，减少在后续工作开展中存在的安全隐患。

（二）防腐管柱优化

为了进一步优化管柱的防腐，就需要使用13Cr油管+插入式防腐封隔器，密闭油套的环空将其注入保护液，继而实现油套管防腐的作用[3]。因为封闭器的使用完全的封闭了油套环空，其产出气不能与产层的上部套管直接的接触，所以在实际使用时上部套管并没有受到CO2腐蚀的影响，在使用封隔器时井下管柱需要使用13Cr防腐材质管材，继而有效的降低了抗腐蚀的程度。

（三）防腐措施优选

经过长达十多年的防腐措施研究，针对于油气田的地面集输系统来讲，如果CO2的分压达到了0.2MPa以上，就会优先的选择使用一些耐蚀的材质，继而保障最终的安全同时也降低了投资的使用费用，也可以选择使用普通碳钢内衬316L不锈钢材质，进一步加强对施工中抗腐蚀监测技术手段的应用，必要的情况下添加缓蚀剂延缓腐蚀;如果CO2的分压低于0.2MPa时，在实际生产时根据腐蚀情况添加缓蚀剂。对于井下管柱的环境，如果CO2分压达到0.2MPa以上的单井，优先使用13Cr耐蚀材质。

根据管道与站场的完整性管理工作开展需求，需要在实际工作中加强检测，结合最终的检测结果，制定出合理的防护对策，通常情况下会使用更换、定期等多种检测或防腐措施相结合的一种方式，继而有效的消除实际工作中存在的安全隐患问题。

结语：

针对于油田中出现CO2腐蚀现象，油气田中的氯离子增加了腐蚀的程度，针对于一些高含CO2的油气井来讲，还需要我们进一步加强对其腐蚀规律的认识，注重在实际工作开展中使用检测实验等多种研究方法，尤其是在井下管柱腐蚀程度检测技术的应用，只有先明确井下管柱腐蚀的具体情况之后，才能够采取相应的治理措施，保障油气井实现安全生产。

参考文献：

[1]王春骞. 油气田地面集输碳钢管线腐蚀检测技术分析[J]. 全面腐蚀控制，2021，35（09）：113-114+142.

[2]范家僖，李敏. 含CO_2油气田腐蚀特点分析及防腐对策[J]. 油气田地面工程，2021，40（09）：60-66.

[3]罗银坤. 油气田开发中抗二氧化碳腐蚀措施及材料应用[J]. 中国石油和化工标准与质量，2021，41（10）：105-107.