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腐蚀综述

第一篇：腐蚀综述油井套管腐蚀与防护1油套管的腐蚀机理分析套管是油井的永久性部分，套管的寿命直接决定油井的寿命。1.1油井套管腐蚀的原因造成油井套管被腐蚀的主要原因包括溶解气体腐蚀、溶解盐腐蚀、细菌腐蚀等。油井套管腐蚀与管材冶金特性和服役环境有关。管材冶金特性主要包括：化学成分、热处理与材料组织结构等。服役环境影响包括：介质pH值、溶液成分与浓度、温度与压力、介质流速等。碳钢和低合金钢与含H2S，CO2和Cl-等腐蚀介质接触时，一般会发生两种类型的腐蚀，一种为H2S所引起的环境敏感开裂，包括氢致开裂（HIC）、阶梯型裂纹（SWC）、应力定向氢致开裂（SOHIC）、软区开裂（SZC）及硫化物应力开裂（SSC）；另一种为失重腐蚀（MLC），包括全面腐蚀、点蚀和缝隙腐蚀等。按照腐蚀介质划分，一般有溶解气体腐蚀、溶解盐类腐蚀及细菌腐蚀等[1-7]。1.1.1溶解气体腐蚀油气田水中溶解的氧（主要来自地面注入的泥浆和回注水）能引起碳钢的腐蚀。溶液中含有低于1mg/L的氧就可能造成严重的腐蚀，如果同时存在CO2或H2S气体，腐蚀速率会急剧升高。影响氧腐蚀的主要因素有氧浓度、压力、温度等。碳钢在油气田水中的腐蚀速度取决于氧浓度和氧扩散势垒。光洁的碳钢表面，氧扩散势垒小，因而腐蚀速度较快，随着腐蚀过程的进行，生成的腐蚀产物膜起到扩散势垒的作用，腐蚀速率逐步降低，最后达到基本恒定的腐蚀速率。CO2常作为石油和天然气的伴生气存在于油气中。另外，采用CO2作为趋油剂来提高油气采收率也会带入CO2［33］。CO2可以在水中溶解，生成H2CO3，降低溶液的pH值，促使阳极铁溶解而导致腐蚀。美国的LittleCreek油田实施CO2驱矿场试验期间，没有采取任何防护措施，油管腐蚀速率高达1217mm/a，不足5个月时间，管壁就被腐蚀穿孔［34］。我国华北油田潜山构造中CO2石油伴生气含量高达42%，使得低碳钢的腐蚀速率达到3～7mm/a。CO2可导致严重的局部腐蚀、穿孔及应力腐蚀（SCC）等［35］。影响碳钢CO2腐蚀速率的因素除材料外，主要与CO2分压，温度，pH值，Cl-和HCO3-等因素有关，其中CO2分压起着决定性的作用［30-36］。当CO2分压低于0.021MPa时，几乎不发生腐蚀；当分压在0.021～0.21MPa之间时，发生不同程度的点蚀；当分压大于0.21MPa，发生严重的局部腐蚀。含CO2油气井的局部腐蚀由于受温度的影响常常选择性地发生在井的某一深处［37］。国内外不少油气井都含有H2S。油气中的H2S除来自地层外，滋长的硫酸盐还原菌（SRB）转化地层中和化学添加剂中的硫酸盐时，也会释放出H2S。H2S的水溶液呈酸性，增加腐蚀速率。美国南德克萨斯气田的H2S含量高达98%，为世界之最，加拿大阿尔伯达的气田H2S含量为81%。国内河北的赵南庄气田H2S含量达92%［38-39］。碳钢在H2S的水溶液中会产生氢去极化腐蚀，H2S浓度较低时，能生成致密的硫化铁膜，有效阻止Fe离子通过，从而显著降低金属的腐蚀速度；H2S浓度较高时，生成的硫化铁膜呈黑色疏松分层状或粉末状，不但不能阻止Fe离子通过，反而与Fe形成宏观电池。水中的溶解盐类和CO2对H2S的腐蚀也有一定的影响。1.1.2细菌的腐蚀由于环空部位的液体相对静止，环套空间内的注入水随深度的增加，温度升［40］高，为细菌的滋生和繁殖创造了有利条件。常见的细菌有硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌和粘液菌等。其中以SRB细菌造成的腐蚀最为严重，约占全部腐蚀的50%以上。SRB是一种以有机物为营养的细菌，温度每升高10℃，SRB的生长速度增加1.5～2.5倍，超出一定的温度，SRB的生长将受到抑制甚至死亡。最适宜SRB存活的pH值为7.0～7.5，超过此范围，SRB的代谢活性将会降低。SRB的腐蚀原理是把硫酸根还原成二价硫，二价硫与铁发生反应生成黑色的FeS，造成套管腐蚀。此外，SRB菌体聚集物和腐蚀产物随注入水进入地层还可能引起地层堵塞，造成注水压力上升，注水量减少，直接影响原油产量。1.1.3溶解盐的腐蚀油田水中的溶解盐类对碳钢的腐蚀速率有显著的影响。碳钢在中性及碱性盐溶液中主要发生的是氧去极化腐蚀，会生成保护性的钝化膜，因此，比在酸性盐溶液中的腐蚀速率要小［41］。Ca2+和Mg2+离子的存在会增大溶液的矿化度，从而使离子强度增大，加重局部腐蚀的倾向。HCO3-的存在会抑制FeCO3的溶解，有利于腐蚀产物膜的形成，容易使金属表面钝化，从而降低腐蚀速率。Cl-是引起油套管腐蚀的主要阴离子。一方面Cl-因半径较小，极易穿透腐蚀产物膜，与吸附在金属表面的Fe2+离子结合形成FeCl2，促进碳钢和低合金钢的腐蚀。姚小飞［42］等研究了Cl-浓度对油管用超级13Cr钢应力腐蚀开裂行为的影响。结果表