在石油与天然气的开发过程中，由CO2引起的对油气管道内部造成的坑腐蚀是CO2腐蚀的一个重要特征。
国内外研究机构广泛开展了CO2腐蚀机理、腐蚀特征、腐蚀因素分析研究，形成了以使用耐蚀合金管材、涂镀层管材、加注缓蚀剂、阴极保护等一系列防腐技术[1-3]。然而，不同防腐技术在防腐效果、防腐成本、作业的难易程度和相关风险上都有所不同。
气井防腐是一项系统工程，贯穿于气田开发生产的各个环节。要做到“高效、经济”地进行防腐，就必须从气井防腐工作的源头做起，进行腐蚀环境分析，加强气井CO2腐蚀预测与监测，预测腐蚀程度，了解腐蚀过程，从而有针对性地选择、调整防腐措施，最终对井下管串进行有效的保护[4]。
CO2溶于水对钢铁有极强的腐蚀性。同样的pH值，由于CO2的总酸度比HCl高，因此它对钢铁的腐蚀比HCl还要严重[5]。CO2腐蚀最典型的特征是呈现局部性的坑蚀、轮癣状腐蚀和台面状腐蚀。其中台面状腐蚀是腐蚀过程中最严重的一种情况，其腐蚀穿透率很高，每年可达几毫米。
川渝气田某气藏天然气中不含H2S气体，CO2含量为0.10%~1.80%(v)，腐蚀形态表现为典型的CO2腐蚀类型。该气藏产水量大，水中Cl-含量最高为6.5%，Cl-加快了油管腐蚀的电化学过程，促进油管腐蚀穿孔。从某井修井作业情况来看，该井油管腐蚀严重，CO2腐蚀特征明显。
该井油管从井口1570 m~1930 m内壁出现明显锈蚀，呈现坑蚀或溃疡状腐蚀，油管丝扣端面腐蚀呈锯齿状，腐蚀状况随井深的增加而加剧，腐蚀形态见图 1。
油管从井口1940 m开始出现穿孔，共计发现20处穿孔，其中较大的孔达30 mm×18 mm，油管腐蚀减薄至1 mm，穿孔位置多为靠近油管两端的加厚壁处(见图 2)。油管内壁呈现坑蚀或溃疡状腐蚀，表面除个别穿孔外多为轻微点蚀。
油管从井口2140 m开始，外表面腐蚀状况逐渐严重，表现为坑蚀或溃疡状腐蚀，多为靠近油管两端的加厚壁附近(见图 3)。
由此可见，CO2引起的腐蚀危害性极大，严重威胁着油气田的正常开采，防止CO2腐蚀的工作极其重要。
腐蚀预测和腐蚀监测虽然不能直接地控制由CO2引起的腐蚀，但是对于制订整体腐蚀控制方案和调整防腐措施会起到指导作用。腐蚀预测软件具有方便快捷的优点，软件可以对腐蚀环境进行初步的评价，并能计算碳钢的最大潜在腐蚀速率，对于防腐方案的制订具有有益的指导作用，可以节约大量人力、物力和财力。腐蚀监测更是调整防腐方案的必备手段，根据现场的腐蚀监测数据变化，调整腐蚀方案是有效保护整个管道、设备的重要环节。
自1975年De Waard和Millams综合了CO2分压和温度对腐蚀的影响，提出了CO2腐蚀预测模型的尝试之后，在过去的几十年中，设计了多种低碳钢管道内部CO2的腐蚀模型[6]。腐蚀预测软件Predict是其中之一。
Predict是腐蚀评价领域的新一代产品，它是经过多年研究和建模的软件，它利用了最新的软件技术访问有关腐蚀决策的知识库。Predict用来解决腐蚀评估中最重要的问题，如评价和预测暴露在腐蚀环境中的碳钢的腐蚀速率。
室内对腐蚀软件计算数据的可靠性进行了验证。按照相关全浸腐蚀评价标准的要求，使用静态高压釜进行模拟试验，试验条件：材质X60，CO2 5 MPa，总压16 MPa(利用氮气升至设计总压)，水质情况：NaCl 1.21 g/L、NaHCO3 2.08 g/L、CaCl2 2.23 g/L。试验结果与预测结果对比如图 4示。
从图 4可以看出，腐蚀预测软件Predict 4.0计算数据与挂片试验数据基本吻合，腐蚀趋势的走向也一致。由此可见，腐蚀预测软件计算数据比较可靠，可以指导防腐工作。
李国浩等在《腐蚀预测软件在酸性油气环境的应用》[7]一文中介绍了利用腐蚀预测软件Predict 4.0对川西北中23井、中40井、新疆塔河油田TK611井等高含CO2气井进行的腐蚀预测研究情况，并提出腐蚀预测软件对于项目研究重点的确立、初步确定腐蚀速率的重要性、对资金和研究时间节约的有效性。
井下管柱腐蚀检测主要对某一时刻井下管柱的内径、壁厚等参数进行检测，分析当前管柱的腐蚀状况。目前国外采用多臂井径仪测量油管内径的变化，来实现在不动管柱情况下对井下管柱的腐蚀检测，但这种方式只能反映出油管内壁的腐蚀状况，对外壁的腐蚀状况不能判断。对于气井，适合壁厚检测的设备是磁性测厚仪。
(1) 多臂井径仪。多臂井径仪利用电缆或钢丝下入井中，一旦工具到达井底，触臂经电动张开，弹簧加载，硬而尖的触臂以较小的受力沿套管或油管内壁向上推。向上运行过程中，每个触臂的运动传递给一个位置传感器，位置传感器输出的结果数字化后记录到存储器中或直接传到地面；同时通过深度时间记录仪记录井径仪在井筒中运行的速度和时间。对井径仪测得的内径数据结合深度记录仪记录的速度、时间数据进行分析，就可以知道油管在不同深度处管柱内壁的腐蚀状况。
多臂井径仪根据获取数据方式的不同，可分为地面在线读取式和存储式：在线读取式可直接将检测数据传到地面通过计算机进行在线显示，其优点在于能够实时反映检测工具在井筒中的检测情况，对某些存在疑问的区域可及时进行重复检测；能够了解检测工具在井下是否正常工作，如发现测量效果不好，可及时起出检测工具进行检修处理，以确保检测结果的有效性。存储式只能在检测完毕后读出存储数据对检测结果进行分析，由于配套装备少，所需费用较少，适用于含硫气井的检测。
(2) 磁性测厚仪。磁性测厚仪主要由发射电磁的线圈和接收线圈两部分组成，通过发射线圈产生电磁波，电磁波穿过管壁后，通过接收线圈接收电磁波，信号传输时间主要依赖于磁特性和壁厚，壁厚发生变化后，其接收信号也将发生变化，以此来进行壁厚的测试。
针对油气田严重的CO2腐蚀问题，人们提出了各种各样的防腐蚀措施。一般把油气开采过程中的CO2腐蚀的防护技术分为四大类：抗CO2腐蚀材料技术、材料的表面处理技术、阴极保护技术、注缓蚀剂技术以及普通碳钢加注环空保护液。
耐蚀合金钢管材主要通过在钢材中加入一些能抗CO2腐蚀或减缓CO2腐蚀的合金元素来达到防腐蚀的目的，如合金钢油管1Cr、9Cr、13Cr等钢管。该类管材依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀。该技术的施工方法基本与使用普通碳钢管材相同, 在其有效期内, 无须其它配套措施, 对油气井生产作业无影响, 且工艺最简单, 但初期投资大。
材料表面处理技术主要是通过涂层或镀层等方式对钢材表面进行处理，使其表面附着一层能防CO2腐蚀的保护层(膜)，从而避免钢材遭受CO2腐蚀。其防腐效果的好坏与涂层或镀层材料及其工艺技术水平有关, 油管接头处和加工时存在的“漏点”是易被腐蚀的薄弱部位。而对于需修井作业的生产井, 由于涂镀层易受钢丝绳的破坏而无法达到防腐的目的。该技术对油气井生产影响相对较小, 工艺较简单而且成本一般不会很高。
阴极保护技术是利用通加电流或牺牲阳极的方式来保护钢材免受CO2的腐蚀，一般用于保护套管。该技术操作工艺复杂, 且易受方案设计时所需基本参数准确度及现场环境的影响, 很难实现最佳的防腐效果, 而且作业成本较高。
缓蚀剂防腐主要是利用缓蚀剂的成膜作用达到减缓油管腐蚀的目的, 其防腐效果主要与井况(如温度、压力)、缓蚀剂类型、注入周期、注入量有关。该技术成本低, 初期投资少, 但工艺较复杂, 对生产影响较大。缓蚀剂有两种注入方式:①间歇注入方式。该方式在将缓蚀剂自油管内注入后, 必须关井一段时间后才能开井(处理周期一般为2~3个月), 因此, 对生产有一定影响。②连续注入方式。该方式主要通过油套环空或环空间的旁通管及注入阀将缓蚀剂连续注入井内或油管内, 油气井不需关井, 因此, 对生产影响较小。
环空保护液主要用于带有封隔器的井下管柱中，保护套管内壁和油管外壁。
在各种防腐措施中，应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。下面以天东10井现场试验为例，分析缓蚀剂的应用效果。使用的缓蚀剂型号为CT2-17，该缓蚀剂是针对油气田CO2腐蚀问题而开发的缓蚀剂品种。
天东10井油管组合为3″+2.5″。完井为无封隔器完井。天然气中CO2含量在3.5%(v)左右，气田水中Cl-含量在60 mg/L左右，井口温度41.6 ℃左右。
现场试验采用腐蚀挂片失重法和缓蚀剂残余浓度分析相结合综合分析缓蚀剂的使用效果。腐蚀挂片是经典的测定腐蚀速率的方法，是测量金属腐蚀的最可靠方法之一。缓蚀剂残余浓度能够判断缓蚀剂是否从井底返出和返出浓度是否达到技术要求，是辅助评价缓蚀剂防腐效果的一种经济、有效的措施。挂片位置在采气树小四通处，在井口温度条件下进行试验，试验周期各为10天。
通过缓蚀剂残余浓度分析，在确定井内没有缓蚀剂的情况下进行空白腐蚀测试，试验结果见表 1。
从试验结果来看，在没有缓蚀剂保护的情况下，三种材质的腐蚀速率都在0.2083 mm/a以上，并且出现了局部腐蚀现象，该井腐蚀情况比较严重。
考查缓蚀剂防腐性能时，首先对试验井进行缓蚀剂预膜。同时进行缓蚀剂残余浓度分析，跟踪缓蚀剂从井底的返排情况。
加注抗CO2腐蚀缓蚀剂CT2-17后，考查缓蚀剂的防腐性能。试验过程中，先后考查了缓蚀剂加量为2.7 kg/d和1.3kg/d的缓蚀剂防腐效果。试验周期各为10天。试验结果见表 2。
从天东10井试验结果可以看出，缓蚀剂CT2-17加量为2.7 kg/d和1.3 kg/d时，腐蚀速率都得到了有效控制，三种材质的腐蚀速率均在0.125 mm/a以内，缓蚀率在90%以上，试片表面状况良好。从缓蚀剂不同加量的挂片效果来看，每天加注2.7 kg缓蚀剂的防腐效果比每天加注1.3 kg缓蚀剂的效果较好，但优势不太明显，说明该缓蚀剂在较小的加量下防腐效果也很好。
缓蚀剂加注试验期间，采用缓蚀剂残余浓度分析法跟踪缓蚀剂的返排情况，试验结果见图 5。
加注预膜缓蚀剂5天后就检测到缓蚀剂排出，说明水溶性缓蚀剂CT2-17能够从井底顺利返排。从缓蚀剂残余浓度变化曲线可以看出，在缓蚀剂正常加注期间，天东10井缓蚀剂返排过程比较平稳，缓蚀剂返排浓度维持在100 mg/L~200 mg/L。结合表 1的挂片数据，这一浓度水平对金属有较好的防腐效果。
CO2腐蚀一直是困扰油气田发展的一个重要问题。腐蚀控制的目的在于其经济有效性，减小管道、设备的腐蚀。在开发CO2腐蚀类型的油气田时, 应该将现有的腐蚀预测软件与本油气田的实际情况相结合, 预测油气井的腐蚀程度，结合现场实际情况，选择管材和设备用钢或其他防腐措施。同时，在充分开展腐蚀监测的基础上对防腐方案进行优化选择, 从而实现油气田安全、高效地生产, 减少灾难性事故的发生和环境污染。
2011, Vol. 40 Issue (4): 381-384, 400
2011, Vol. 40 Issue (4): 381-384, 400