1、本研究論文分析歸納研究了我國某天然氣氣田群已取出的井下油管腐蝕，發(fā)現(xiàn)了具有我國氣井腐蝕特點的腐蝕現(xiàn)象：進(jìn)行分析的濕氣氣藏20口井中，60％以上井下油管外表面腐蝕比較嚴(yán)重。這是國內(nèi)外未曾報道過的井下油管腐蝕現(xiàn)象，本論文為此從理論分析和實驗室試驗進(jìn)行了深入的研究。 分析表明這種油管外表面腐蝕的特點如下：天然氣酸化作業(yè)后的殘酸（鹽酸）、氣田水中的氯離子C1<'—>、HCOs<'—>均表現(xiàn)出了對油套環(huán)空的腐蝕沒有直接關(guān)聯(lián)作用。H<,2>

2、S、CO<,2>是造成油管外壁腐蝕的原因，但卻不是對油管外壁腐蝕的全部因素。參照中低溫大氣環(huán)境腐蝕本質(zhì)的研究和國外進(jìn)行的地面輸氣管頂部腐蝕本質(zhì)的研究結(jié)果，結(jié)合油管外壁腐蝕的內(nèi)在因素和接觸的環(huán)境腐蝕因素分析，比較了油管內(nèi)壁腐蝕的環(huán)境因素和油管外壁腐蝕的環(huán)境因素，首次提出了油管外壁腐蝕是金屬油管在天然氣蒸汽相中凝析液腐蝕的本質(zhì)。 這類腐蝕均應(yīng)發(fā)生在濕氣氣藏的開采中，且井下井身結(jié)構(gòu)未使用井下生產(chǎn)封隔器，或該封隔器失效的天然氣氣井中，認(rèn)

3、為井下油管外壁的腐蝕在某些條件下較油管內(nèi)壁的腐蝕更為嚴(yán)重，是其油管外壁腐蝕的本質(zhì)確定的。在井下油套管的環(huán)形空間產(chǎn)生的凝析水和天然氣中包含的腐蝕性氣體如H<,2>S和CO<,2>是發(fā)生這種腐蝕的必要條件。本論文利用石油天然氣工業(yè)已經(jīng)研究成熟的井下溫度分布和壓力分布計算方法，天然氣露點分析計算公式，假定在井口分離器分離出水以后，分離器后的天然氣近似達(dá)到飽和，建立了預(yù)測井下油管外壁腐蝕發(fā)生的必要條件預(yù)測方法。根據(jù)井口分離器的操作溫度、壓力、天

4、然氣組分、井口溫度和壓力、井底溫度，預(yù)測井筒中天然氣的水露點，并與井口溫度比較，作。為判斷油管外壁腐蝕的必要條件。 論文圍繞井下油管外壁腐蝕的必要條件：凝析水的產(chǎn)生，深入分析了井下油管內(nèi)的天然氣向同一深度地層熱量傳遞的過程，提出了一旦出現(xiàn)凝析水，就會出現(xiàn)一個增多凝析水的過程，這個過程為油管外壁腐蝕消耗的水提供了足夠的電解質(zhì)溶液，起到了腐蝕的穩(wěn)定加速作用，使腐蝕持續(xù)進(jìn)行。 油管在運輸、作業(yè)中，因油管內(nèi)徑小，物體難以接觸其內(nèi)

5、表面，油管內(nèi)表面受機械損傷的可能就很小，使其膜未被機械損傷，相對較為完整，具有一定的耐蝕能力。而油管的外壁表面膜容易受到損壞，特別是在油管的下井作業(yè)過程中，使用的大鉗會對油管的接箍及相鄰區(qū)域（一般距油管管端500mm以內(nèi)）造成機械損傷，這些機械損傷會造成油管外壁表面的可見變形（如咬痕）和不可見的晶格變形，形成飽和濕天然氣凝析的成核點，在飽和及過飽和天然氣中形成局部穩(wěn)定的膜狀凝析，為該部分電化學(xué)腐蝕創(chuàng)造了必要條件。在局部的機械損傷處，機械

6、損傷可見變形咬痕和不可見的晶格變形，均造成其在電解質(zhì)溶液中的電位降低，與其他的相鄰表面形成電位差，形成大陰極小陽極的電偶，加速作為陽極部分的金屬溶解，產(chǎn)生嚴(yán)重的局部腐蝕。這一理論解釋了油管外壁的嚴(yán)重局部腐蝕基本上均發(fā)生在油管的接箍部分和油管端部。也解釋了生產(chǎn)實際中，油管外壁腐蝕程度沒有和油氣介質(zhì)的腐蝕性完全相關(guān)聯(lián)的現(xiàn)象。因此油氣介質(zhì)的腐蝕性和凝析水一起，只是發(fā)生油管外壁嚴(yán)重局部腐蝕的必要條件，并不是充分條件。也推斷出同一口井中套管內(nèi)壁的

7、腐蝕會低于油管外壁腐蝕。 假定腐蝕反應(yīng)的速度小于凝析水的生成速度，則所有凝析水參加腐蝕反應(yīng)，即凝析水的生成速度成為該腐蝕的控制速度，但按這一假設(shè)計算的腐蝕速度遠(yuǎn)大于實驗室和現(xiàn)場實際的腐蝕速度。從而得到了井下油管外壁蒸汽相腐蝕速度仍然是由腐蝕反應(yīng)速度所控制的結(jié)論。因此，在大氣腐蝕中劃分的三種液膜厚度的現(xiàn)象，在井下油管外壁的腐蝕中沒有突出的意義。為研究油管外壁腐蝕的機理，分析了含有H<,2>S和CO<,2>腐蝕介質(zhì)的天然氣井中影響油

8、管外壁腐蝕的各種主要因素，確定了研究腐蝕機理中的主要因素是，模擬實際環(huán)境H<,2>S和CO<,2>腐蝕介質(zhì)的分壓和溫度。并據(jù)此建立了試驗研究蒸汽相腐蝕的高溫高壓腐蝕試驗裝置，該裝置實現(xiàn)了H<,2>S和CO<,2>腐蝕介質(zhì)的分壓，凝析水的產(chǎn)生，恒溫控制等功能。 通過對常用的抗硫油套管材料的實驗室腐蝕試驗，證實在含有H<,2>S、CO<,2>腐蝕性的氣體條件下，在有凝析液的金屬表面會產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕，且蒸汽相中的腐蝕速度一般與其產(chǎn)生該

9、蒸汽的溶液中的腐蝕速度不一樣，因為在同樣H<,2>S、CO<,2>腐蝕性的氣體中的溶液和凝析液，是不同的電解質(zhì)溶液，以導(dǎo)致其分別屬于由不同電解質(zhì)溶液和相同腐蝕金屬構(gòu)成的不同腐蝕系統(tǒng)，因此在金屬材料相同時，腐蝕速度的數(shù)量取決于溶液的腐蝕性和凝析液的腐蝕性。如在溶液中加入一定量的醋酸，降低了溶液的pH值，則溶液的腐蝕性往往大于其蒸汽的腐蝕性。液相介質(zhì)的變化對蒸汽相的腐蝕影響相對較小。試驗發(fā)現(xiàn)：在100℃時，油管外壁蒸汽相腐蝕速度和硫化氫分壓

10、與二氧化碳分壓之和服從對數(shù)關(guān)系，即logVcorrg=0.7379Log（PH2s+Pco2）-0.8943。 本試驗研究不只采用了一種油管材料的井下腐蝕試驗，而是將常用的多種油管材料進(jìn)行腐蝕試驗。這是可能因為在100℃，高溫加速的腐蝕反應(yīng)受高溫生成的保護(hù)性腐蝕產(chǎn)物膜影響變小，而少量合金因素的變化，已不對腐蝕產(chǎn)物膜的保護(hù)性產(chǎn)生重要的影響。 這個試驗結(jié)論，也證明了在100℃時油管在蒸汽相中的腐蝕反應(yīng)，主要是H<,2>S、C

11、O<,2>腐蝕性氣體溶于凝析水中的腐蝕，表現(xiàn)了H<,2>S、CO<,2>在凝析水中的原位pH值對腐蝕的作用。這一結(jié)論對于實驗室研究預(yù)測含H<,2>S、CO<,2>蒸汽相腐蝕具有意義，可大量減少試驗次數(shù)。但要注意，式中的常數(shù)系數(shù)，可能隨溫度變化而改變。 在PH2s+Pco<,2>2.5MPa時，多種低合金鋼油套管材料試驗的9組蒸汽相的腐蝕速度表明，腐蝕速度與溫度變化未呈現(xiàn)出一定的規(guī)律性，這可能是因為這一試驗條件下的腐蝕對低合金鋼中

12、的元素變化比較敏感。 在H<,2>S-CO<,2>共存的高溫高壓腐蝕體系中的試驗和腐蝕產(chǎn)物分析表明，H<,2>S和CO<,2>對腐蝕都有較大的作用，不能簡單的認(rèn)為在機理上是H<,2>S或CO<,2>起主要作用，而是腐蝕產(chǎn)物的分析結(jié)果是硫化物或硫化物與碳酸鹽共存。 根據(jù)本研究得出的井下油管外壁腐蝕的本質(zhì)和特點，提出了防止未裝井下封隔器的濕氣氣藏井下油管外壁腐蝕的方法： 1）使用井下生產(chǎn)封隔器是從根本上解決井下油管外

13、壁腐蝕的方法，且在國外均得到了普遍的使用。但注意在使用生產(chǎn)封隔器的同時要注意環(huán)空保護(hù)液的除氧和加入緩蝕劑； 2）如果采用加注緩蝕劑的方法，則應(yīng)從油套管環(huán)空用多個噴嘴的方式，噴入充分霧化的油溶性緩蝕劑。如果開井前采用緩蝕劑進(jìn)行全井置換，則應(yīng)把油套管環(huán)形空間作為置換空間的一部分。采用目前氣田使用的緩蝕劑滴注方法，對油管外壁腐蝕作用不大。 3）在未采用井下生產(chǎn)封隔器的濕氣氣藏進(jìn)行油管作業(yè)前，要注意選擇油管外壁沒有被損傷的油管，