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摘要：大庆外围某注气区块采油井见气后，发生二氧化碳腐蚀井下管柱及井口工艺设备的现象，给气驱试验的生产带来不利的影响。本文在参阅相关文献的基础上，分析目前实验区在二氧化碳腐蚀方面所面临的问题，并且基于实践的基础上提出了减小及防止腐蚀形成的方法。
关键词：芳48区块 二氧化碳 腐蚀
一、前言
注气实验区采油井见气后，二氧化碳腐蚀采油井工艺设备，轻则抽油泵漏失、采油树渗漏影响日产量，重则抽油杆断脱、油管穿孔、输油气管线腐蚀变形、原油泄露等，制约了油井生产的正常并造成重大经济损失。为了解决腐蚀，针对采油井目前采用的方法只有在井口将二氧化碳气体从套管排空，虽然降低了二氧化碳进泵的气量，但是由于井底二氧化碳气量大，柱塞凡尔长期受二氧化碳腐蚀，已经造成凡尔关闭不严的，低于泡点压力时仍有大量二氧化碳进入抽油系统，腐蚀凡尔及井下杆管及采油树的各个配件。
二、二氧化碳腐蚀机理
经有关试验表明，二氧化碳对金属的腐蚀在很大程度上决定于pH值。地层水的pH值约为5至7。当水溶解在二氧化碳气中，钢表面吸附凝析水时，二氧化碳具有较强的腐蚀性。此外，在低pH值条件下，针对二氧化碳流速的紊流特性，生成的FeCO3保护膜易被冲刷掉，使得金属表面的传质交换加快，加速腐蚀。
三、二氧化碳腐蚀的影响因素
1.温度的影响
在较低温度阶段，腐蚀速度随温度的升高而加大。随着温度的逐渐增高，腐蚀速率逐渐增大，在100℃左右腐蚀速度最大。按地温梯度3℃/100m算，平均井深1750m的扶余油层地温应在52℃，而现场见气采油井井口温度-50℃，照此计算井底温度应在0℃左右，在井底到井口的垂直管流中，井筒流体处于一个低温环境，生成的FeCO3保护膜在很大程度上不能以固态形式存在，不能起到保护井下管柱的作用。
2.二氧化碳分压的影响
温度较低时，生产的保护膜容易脆化，腐蚀速度随二氧化碳分压的增加而增大。当二氧化碳分压达到0.021MPa时，腐蚀将要发生；当二氧化碳分压高于0.021MPa时，碳钢和低合金钢的腐蚀速率随二氧化碳分压的增加呈指数增加。
3.流速的影响
流速也是二氧化碳腐蚀的一个重要影响因素， 高流速使腐蚀产物层产生机械疲劳， 容易破坏腐蚀产物膜或防碍腐蚀产物膜的形成， 使钢处于裸露状态， 于是腐蚀速率升高。
四、二氧化碳对油气井工艺的腐蚀
1.CO2对采油井井口工艺的腐蚀
二氧化碳对钢铁设备的腐蚀的形态可分为全面腐蚀（也称均匀腐蚀）和局部腐蚀两大类。以实验区某油井井口盘根盒为例，该井盘根盒使用6个月后整个盘根盒丝扣处腐蚀得千窗百孔，形同筛网。从内侧表面可明显看出有平行于油流方向的槽沟和凹孔，充分表明了存在严重的流动诱使局部腐蚀和点蚀的现象，说明了丝扣在发生全面腐蚀的同时，又产生了严重的局部腐蚀。此外，该井四通及阀门等在生产过程中接触CO2介质的工作部件，表面上存在大量的凹孔或凹台，表明了也存在点蚀和台地侵蚀的现象。
3.CO2对注气井的腐蚀
气态二氧化碳含水过高时会形成碳酸腐蚀井口工艺设备，影响注气效果。芳48区块某注气井由于长时间注气，井口采油树部分部位出现了刺漏现象。2012.05月份发现该井井口刺气后，采用带压堵漏的方式用普通焊接材料予以封堵井口刺漏部位，封堵后短时间内起到了明显的效果。2012.11月份该井又出现井口刺漏现象，刺漏部位位于以前封堵位置处。由此看来，普通焊接材料不能有效防止二氧化碳腐蚀，针对于此，经请示上级部门，决定采用防腐焊接材料予以试验，用以观察特殊材料的防腐性能。目前该井已有效完成封堵，进入正常生产阶段，其防腐情况还待进一步观察。
五、二氧化碳腐蚀的控制
CO2溶于水对钢铁有强烈的腐蚀性，因此针对该注气区块腐蚀现象，有必要采取一些防护措施控制CO2腐蚀。这些防护措施主要分为四类：
1.选用耐腐蚀介质
可把目前该区块油气井管柱及地面工艺管线采用的普通碳钢换成不含碳的钨合金钢对CO2有较好的腐蚀耐蚀性能。
2.改变金属设备使用环境
将乙醚或甲醇作为防腐药剂，周期加入地面、地下管线，能有效降低二氧化碳腐蚀效率。
3.管道内涂层
内涂层的首要问题是管线接头部分的处理。目前的电镀内涂层技术还有待于进一步研究。
4.套管排空二氧化碳
对见气大油井无法正常开井时，保持套管打开一定幅度可以有效排除部分二氧化碳对抽油泵的影响，减少了二氧化碳进入油管的机率。
六、小结
二氧化碳腐蚀是一个影响因素颇多的复杂过程，目前试验区在有关科技工作者的共同努力下，对它的认识已经取得了很大的进展。但在防腐措施方面，尤其是在注入管线腐蚀及集输管线腐蚀方面，还有待于进一步努力。
参考文献
[1]叶仲斌，王健，陈铁龙，蒲万芬.提高采收率原理.北京：石油工业出版社，2007.8，197-212.
作者简介：祝大伟，1986年出生，采油八厂第三油矿314采油队工作，助理工程师。
关键词：芳48区块 二氧化碳 腐蚀
一、前言
注气实验区采油井见气后，二氧化碳腐蚀采油井工艺设备，轻则抽油泵漏失、采油树渗漏影响日产量，重则抽油杆断脱、油管穿孔、输油气管线腐蚀变形、原油泄露等，制约了油井生产的正常并造成重大经济损失。为了解决腐蚀，针对采油井目前采用的方法只有在井口将二氧化碳气体从套管排空，虽然降低了二氧化碳进泵的气量，但是由于井底二氧化碳气量大，柱塞凡尔长期受二氧化碳腐蚀，已经造成凡尔关闭不严的，低于泡点压力时仍有大量二氧化碳进入抽油系统，腐蚀凡尔及井下杆管及采油树的各个配件。
二、二氧化碳腐蚀机理
经有关试验表明，二氧化碳对金属的腐蚀在很大程度上决定于pH值。地层水的pH值约为5至7。当水溶解在二氧化碳气中，钢表面吸附凝析水时，二氧化碳具有较强的腐蚀性。此外，在低pH值条件下，针对二氧化碳流速的紊流特性，生成的FeCO3保护膜易被冲刷掉，使得金属表面的传质交换加快，加速腐蚀。
三、二氧化碳腐蚀的影响因素
1.温度的影响
在较低温度阶段，腐蚀速度随温度的升高而加大。随着温度的逐渐增高，腐蚀速率逐渐增大，在100℃左右腐蚀速度最大。按地温梯度3℃/100m算，平均井深1750m的扶余油层地温应在52℃，而现场见气采油井井口温度-50℃，照此计算井底温度应在0℃左右，在井底到井口的垂直管流中，井筒流体处于一个低温环境，生成的FeCO3保护膜在很大程度上不能以固态形式存在，不能起到保护井下管柱的作用。
2.二氧化碳分压的影响
温度较低时，生产的保护膜容易脆化，腐蚀速度随二氧化碳分压的增加而增大。当二氧化碳分压达到0.021MPa时，腐蚀将要发生；当二氧化碳分压高于0.021MPa时，碳钢和低合金钢的腐蚀速率随二氧化碳分压的增加呈指数增加。
3.流速的影响
流速也是二氧化碳腐蚀的一个重要影响因素， 高流速使腐蚀产物层产生机械疲劳， 容易破坏腐蚀产物膜或防碍腐蚀产物膜的形成， 使钢处于裸露状态， 于是腐蚀速率升高。
四、二氧化碳对油气井工艺的腐蚀
1.CO2对采油井井口工艺的腐蚀
二氧化碳对钢铁设备的腐蚀的形态可分为全面腐蚀（也称均匀腐蚀）和局部腐蚀两大类。以实验区某油井井口盘根盒为例，该井盘根盒使用6个月后整个盘根盒丝扣处腐蚀得千窗百孔，形同筛网。从内侧表面可明显看出有平行于油流方向的槽沟和凹孔，充分表明了存在严重的流动诱使局部腐蚀和点蚀的现象，说明了丝扣在发生全面腐蚀的同时，又产生了严重的局部腐蚀。此外，该井四通及阀门等在生产过程中接触CO2介质的工作部件，表面上存在大量的凹孔或凹台，表明了也存在点蚀和台地侵蚀的现象。
3.CO2对注气井的腐蚀
气态二氧化碳含水过高时会形成碳酸腐蚀井口工艺设备，影响注气效果。芳48区块某注气井由于长时间注气，井口采油树部分部位出现了刺漏现象。2012.05月份发现该井井口刺气后，采用带压堵漏的方式用普通焊接材料予以封堵井口刺漏部位，封堵后短时间内起到了明显的效果。2012.11月份该井又出现井口刺漏现象，刺漏部位位于以前封堵位置处。由此看来，普通焊接材料不能有效防止二氧化碳腐蚀，针对于此，经请示上级部门，决定采用防腐焊接材料予以试验，用以观察特殊材料的防腐性能。目前该井已有效完成封堵，进入正常生产阶段，其防腐情况还待进一步观察。
五、二氧化碳腐蚀的控制
CO2溶于水对钢铁有强烈的腐蚀性，因此针对该注气区块腐蚀现象，有必要采取一些防护措施控制CO2腐蚀。这些防护措施主要分为四类：
1.选用耐腐蚀介质
可把目前该区块油气井管柱及地面工艺管线采用的普通碳钢换成不含碳的钨合金钢对CO2有较好的腐蚀耐蚀性能。
2.改变金属设备使用环境
将乙醚或甲醇作为防腐药剂，周期加入地面、地下管线，能有效降低二氧化碳腐蚀效率。
3.管道内涂层
内涂层的首要问题是管线接头部分的处理。目前的电镀内涂层技术还有待于进一步研究。
4.套管排空二氧化碳
对见气大油井无法正常开井时，保持套管打开一定幅度可以有效排除部分二氧化碳对抽油泵的影响，减少了二氧化碳进入油管的机率。
六、小结
二氧化碳腐蚀是一个影响因素颇多的复杂过程，目前试验区在有关科技工作者的共同努力下，对它的认识已经取得了很大的进展。但在防腐措施方面，尤其是在注入管线腐蚀及集输管线腐蚀方面，还有待于进一步努力。
参考文献
[1]叶仲斌，王健，陈铁龙，蒲万芬.提高采收率原理.北京：石油工业出版社，2007.8，197-212.
作者简介：祝大伟，1986年出生，采油八厂第三油矿314采油队工作，助理工程师。