气井的腐蚀与安全
提示 本章的气井指天然气井，同时也泛指含伴生气的油井。油气井的腐蚀普遍存在，在某些地区腐蚀已影响到油气田的开发效益，严重的腐蚀还会造成有毒气体泄漏、井喷或地下井喷，造成重大公众安全和环境问题。作为天然气工业未来的工程师，学习和掌握天然气井的腐蚀现象、腐蚀机理和防腐蚀技术，如何在设计阶段和开发生产阶段去有效预防和控制腐蚀就显得十分重要和必要。本章重点介绍腐蚀机理、材料选用和防护设计。由于硫化氢腐蚀可能造成严重后果，本章将重点讨论含硫化气井的腐蚀和防腐。
金属的腐蚀是自然现象，油气井的腐蚀与产出流体和注入流体中的腐蚀介质、腐蚀环境及所使用金属材料的性质和结构等因素有关。各因素间存在交互作用，使井与井之间、同一口井的不同部位、同一口井的不同开采时间的腐蚀严重程度会有差异或差异较大。
酸性气井的井喷或泄漏会导致有毒气体的逸散，这有可能造成不同程度的公众安全问题及环境伤害。因此本章将简要讨论气井的安全与防护。
第一节 气井的腐蚀环境、腐蚀机理及分类
一、气井的腐蚀介质
1. 油气井产出物的腐蚀性组分
硫化氢、元素硫及有机硫等含硫组分；二氧化碳；溶解氧气；含氯离子浓度较高的地层水或注水开采过程中回采的注入水；硫酸盐及硫酸盐还原菌、碳酸盐类。
在同一口井中，上述腐蚀性组分常常会同时存在。 2. 油气井注入物的腐蚀 注入水：含溶解氧、细菌；
增产措施：酸化作业时的残酸液、为提高采收率时注入的聚合物、注入的二氧化碳等；
干气回注、回注气体中的二氧化碳；
稠油热采注入的高温水蒸汽。 3. 非产层中的腐蚀介质
非产层地层同样也会含有上述腐蚀性组分，固井质量差，或井下作业欠妥造成的产层间、产层与非产层间流体的窜流。
二、气井的腐蚀环境
油气井的腐蚀环境包括不同部位的压力、温度、流态及流场。这些因素又引起系统相态变化，变化过程伴有气体溶解、逸出、气泡破裂等，在流道壁面产生剪切及气蚀、机械力与电化学腐蚀协同作用，从而加剧了腐蚀。
流道直径变化、流向改变都会引起压力、温度、流态及流场变化，加剧腐蚀。 在油气井开采过程中，腐蚀性组分含量常常是变化的。特别是随开采期的延长，地层水含量往往呈增加趋势，有时也会出现硫化氢含量随开采期延长而增加的现象。
不同材料相接触或连接会产生电位差，有的地层或井段会与套管形成电位差，电位差是油气井的腐蚀环境的重要组成部分。
油管、套管、采油树等所处的应力状态和应力水平也是重要的腐蚀环境。
三、腐蚀分类和腐蚀机理
金属和它所处的环境介质之间发生化学或电化学作用而引起金属的变质或损坏称为金属的腐蚀。油气井生产过程中的腐蚀机理可以归纳为以下类型：
1、化学腐蚀 2、电化学腐蚀 3、环境断裂和应力腐蚀 4、流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀。 1. 化学腐蚀
金属的化学腐蚀是指金腐表面与非电解质直接发生的纯化学反应，电子的传递是在金属与氧化剂之间快速完成的，没有产生腐蚀电流。化学腐蚀的一个例子是金属表面腐蚀保护膜，所谓不锈钢的本质是可生产致密、附着牢固的保护膜屏蔽层。但是大部分碳钢和低合金钢化学腐蚀保护膜疏松和附着力低，不能起到保护作用。
自然界和工程技术中很少会有纯粹的化学腐蚀，腐蚀几乎都是电化学性质的。
2. 电化学腐蚀 1）电化学腐蚀机理
钢材与水、二氧化碳、硫化氢等介质接触时，金属在空气中已生成的保护性氧化膜会溶解在电解质溶液中。钢材是良导电体，当白金属露出后，金属作为电的良导体与溶液作为离子的良导体组成了一个回路。带正电荷的铁离子趋向于溶解在电解质溶液中，生成铁盐。电子趋向于聚集在金属端，形成一定的电位差，使电子流向溶液。这是一个氧化反应过程，称为阳极反应，金属端称为阳极区。
另一方面，进入溶液中的电子与氢离子结合，生成氢分子，这是一个还原反应过程，称为阴极反应，溶液端称为阴极区。在有氧环境中，生成氢氧根。
铁原子以铁离子形式进入溶液，并以Fe2O3（•H2O）x、FeSx、Fe2CO3等形式存在。腐蚀产物可能在金属表面沉积，形成保护膜。保护膜的稳定性决定了腐蚀是继续还是受抑制。图12－1表示上述电化学腐蚀的过程。
图12－1 电化学腐蚀示意图
电化学腐蚀可以表现为均匀腐蚀和局部腐蚀两种形式。电化学腐蚀发生在整个金属表面，就称为均匀腐蚀。目前的腐蚀预测软件也主要是针对均匀电化学腐蚀开发的，均匀腐蚀较容易预测和预防，例如增加壁厚，留有腐蚀裕量。外加电场的阴极防护也主要是针对均匀腐蚀的。可以看出，均匀腐蚀不属于严重的腐蚀工况。因此以下将重点讨论局部腐蚀。
电化学腐蚀发生在局部的点或区域，称为局部腐蚀。有两类边界接触条件会引起或加速局部电化学腐蚀：
（1）电位能级差较大的两种金属间有电解质溶液，或直接接触并浸没在电解质溶液中，会产生电位差腐蚀，或称电偶腐蚀。
（2）金属内部缺陷或缝隙暴露在电解质溶液中会引起局部电化学腐蚀。上
述边界条件衍生的电化学腐蚀会引起局部腐蚀穿孔或断裂，是造成油套管、抽油杆及设备腐蚀失效的主要形式。
（3）金属表面状况，例如光洁度和润湿性差异可导致局部腐蚀。表面状况影响吸附水膜的稳定性，从而影响局部腐蚀。
2）环境因素对电化学腐蚀的影响
由于外部环境的多样性，实际的电化学反应十分复杂。在此仅讨论一些与油气井腐蚀相关的重要概念。
（1）腐蚀产物及其相互作用
腐蚀产物在金属表面形成覆盖膜，由于它膜可阻止电化学腐蚀持续发生，因此又称钝化膜。其的稳定性与下列因素有关：
① 钝化膜导电性影响
电化学反应伴生电子流和离子流，能阻止二者流动的一定是不良导体，具有较好的保护作用。在常用工业产品中，仅有金属铝和钛氧化物同时是电子流和离子流的不良导体，离子流的不良导体可阻止金属阳极溶解。而钢材中铁的氧化物是电子流的良导体。
② 外加电场影响
上述离子和电子的导电性质与覆盖膜两侧电位差有关。大地电位、电位能级差大的两种金属间的电位差，较强的电位差仍会驱动电子或离子穿过膜流动。施加反向电场，可以阻止电子和离子流，这也是阴极保护的原理。
③ 膜的稳定性
在温度高于70℃时，碳酸铁膜具有高稳定性和对金属的附着力，可阻止电化学腐蚀进程。但是当有硫化氢存在时，在不利的条件下，生成的硫化铁膜与碳
酸铁膜协同作用会破坏碳酸铁膜的稳定性。但在某一低浓度下，膜的稳定性不会破坏。流体扰动会促使金属表面处离子浓度降低，促使电化学反应加速。局部涡流或流速过快也会破坏膜的稳定性，加剧腐蚀。
（2）杂散电流腐蚀
输送管或油气井套管外部可能存在杂散电流腐蚀，它可以是大地电流，也可以是阴极保护的杂散直流电流。在电流强度相同时，直流电所造成的腐蚀可能比交流电大数十倍。
区域大地杂散电流腐蚀：由于套管在地下所穿越过的地层层系不同，各地层的干湿程度不同，各含水层位的含盐量不同，使套管的各段的电极电位不同，可把套管看成是阳极。
（3）电偶腐蚀
电偶腐蚀（Galvanic corrosion），也叫异种金属的接触腐蚀（Bimetallic contact corrosion），是指两种具有不同电位能级的材料在与周围环境介质构成回路的同时，也构成了电偶对。由于腐蚀电位不相等而有电偶电流流动，使电位较低的金属溶解速度增加，而电位较高的金属，溶解速度反而减少的现象称为电偶腐蚀。造成电偶腐蚀的原因是：两种材料之间存在着较大的电位差，存在的电解质溶液构成电子和离子的传导体，由此形成了腐蚀原电池。目前尚未见到在硫化氢和二氧化碳环境中的腐蚀电位排序。
（4）缝隙腐蚀
缝隙腐蚀也是一种普遍的局部腐蚀。遭受缝隙腐蚀的金属，在缝隙内呈现深浅不一的蚀坑或深孔，其形态为沟缝状。缝隙可以有以下几种类型：
① 金属构件联接处的缝隙；
② 金属裂纹缝隙； ③ 金属与非金属间缝隙。 产生缝隙腐蚀必须具备两个条件： ① 要有危害性的阴离子，如氯离子等；
② 要有缝隙，且其缝宽必须使侵蚀液能进入缝内，同时缝宽又必须窄到能使液体在缝内停滞。
引起腐蚀的缝隙并非是一般肉眼可以观察到的缝隙，而是指能使缝内介质停滞的特小缝隙，其宽度一般在0.025～0.1mm范围内。
油气田井口装置由于金属之间衔接（铆接、焊接、螺纹连接等）、金属与非金属相接触（衬里、衬垫等）以及井筒流体中含有大量的氯离子，容易产生缝隙腐蚀，如钻杆接头、油管和套管螺纹连接处存在缝隙，经常发生缝隙腐蚀。
油管由于结构的局部差异，在管道内壁的局部位置常常出现砂泥、积垢、杂屑等沉积物或附着物，无形中形成了缝隙，给缝隙腐蚀创造了条件。
（5）点蚀
点蚀又称点腐蚀、小孔腐蚀或孔蚀，其特征是表面几乎无腐蚀的情况下形成许多小孔，孔的深度往往大于孔的直径，严重时发生穿孔。腐蚀介质含氧和氯离子及金属金相组织缺陷协同作用是产生点蚀的主要根源。图12-2为典型的氧导致点蚀照片。通过油管注水或其它工作液带入氧会加剧点蚀。当井下装有封隔器，在地面开关油套环空阀门时，环空可能吸入空气。在高温和氯离子环境，氧的腐蚀会加剧。
图12-2点蚀形貌 3. 环境断裂与应力腐蚀
在油管、套管和地面装置中由于腐蚀环境可能会出现一种突发性的破坏现象，称为环境断裂（environment assisted fracture）。环境断裂的本质是材料某些化学物质或元素使材料丧失其原有物理和力学性质，特别是使材料韧性降低。它是结构的应力、材料的选择性、腐蚀介质和环境参数相互激励导致的一种材料突发性断裂或爆裂现象，有的文献又称为应力腐蚀开裂。粗略地说，环境断裂包括应力腐蚀和氢脆。应力腐蚀和氢脆之间并没有严格的区分，二者可同时发生，也可以说氢脆是应力腐蚀的本质因素或机理之一。应力腐蚀是一个一般性腐蚀类型，它还包括疲劳腐蚀、冲击腐蚀、空泡腐蚀等。
1）应力腐蚀断裂
金属材料在应力和化学介质的协同作用下，导致滞后开裂或断裂的现象称为“应力腐蚀断裂”。应力腐蚀断裂是一种脆性断裂，带有突发性，它是所有工业结构设计要优先考虑的问题。应力腐蚀开裂具有下述特征：
（1）必须有应力，可以是外加应力或残余应力，危害最大的是拉应力。断裂时的拉应力值会比材料屈服强度低。断裂前没有显著塑性变形，应力越大，发生断裂的时间越短。
（2）应力腐蚀断裂是否发生，主要决定于腐蚀介质、金属材质和温度、pH值之间的选择性组合。例如含氯离子腐蚀介质可导致13 Cr、super 13Cr和22Cr、25Cr油管和输送管的突发应力腐蚀断裂，但一般不会造成低合金钢（如J55、N80、P110油管和套管）应力腐蚀断裂。常见材料的应力腐蚀和腐蚀环境有：高氯离子含量和高温溶液中的不锈钢，CO2+CO+H2O或CO2+HCO-3+H2O湿环境下高强度钢和不锈钢，氢环境中的高强度钢。
2）腐蚀疲劳
当金属在腐蚀环境中遭受循环应力时，在给定应力下引起损坏所需要的循环次数减少，这种通过腐蚀而使得疲劳加速的现象称为腐蚀疲劳。也可以说腐蚀疲劳就是腐蚀和疲劳联合作用引起金属发生断裂。
即使在不太严重的腐蚀环境中，材料的疲劳极限也会显著降低，特别是有保护膜的金属更是如此，主要是由于交变应力的作用而使得表面膜反复破裂，新金属不断遭受腐蚀的结果。
金属构件发生腐蚀疲劳时，局部位置出现宏观裂纹。和机械疲劳相比，腐蚀疲劳的危害性更大。因为纯机械疲劳是在一定临界循环应力值以上才产生疲劳破坏，该临界循环应力值称为疲劳极限。但腐蚀疲劳可以在低于临界循环应力很多的情况下产生破坏。油气井钻杆或深井泵的抽油杆等在低应力的条件下所发生的损坏，通常是腐蚀疲劳所引起的。油管内非稳态流或井口管汇节流及弯管处高速气流会诱发流固耦合振动，可能导致在无明显腐蚀损伤情况下的腐蚀疲劳断裂。
4. 流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀
流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀是流动、电化学与机械力协同作用加速腐蚀的现象。流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀是是彼此关联，但又有区别的腐蚀类型或机理。油
管内流动和经控制管汇的流动引起腐蚀/冲蚀是油气井防腐设计的重要组成部分，如果说流体介质和电化学腐蚀是客观存在，那么流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀在很大程度上是可以通过合理设计而得到控制的。
1）流动诱导腐蚀
流体流过壁面时，在近壁处形成湍流边界层，在边界层内涡流的形成和演变造成对壁面的冲击和剪切。上述过程加速腐蚀介质向金属表面移动，而腐蚀产物加速离开原位置，从而加速腐蚀。流动诱导腐蚀是否发生和严重程度决定于以下因素：
（1）多相流流态
多相流流态是流动诱导腐蚀的主要决定因素，其中有水相存在，并且水相可润湿管壁。除了腐蚀性组分含量外，多相体系中油、水和气的比例及相态变化影响腐蚀的严重程度。
（2）扰流
流道截面变化、管壁面瘤、弯管等会造成流场变化，导致扰流。扰流导致多相流边界层平衡被打破，使传质系数增大，由此在扰流区加速腐蚀。
2）冲刷腐蚀
粗略地说，冲刷腐蚀可以包含在流动腐蚀类型中。但是在更严格的概念意义上，冲刷腐蚀主要指流动的机械力破坏金属的保护膜。金属的保护膜被腐蚀介质溶解，或保护膜与金属基体附着力差，再加上流动的机械力冲刷，二者协同作用就会加剧腐蚀。
油、水、气的多相体系及固体颗粒会形成若干类型的冲刷腐蚀。主要的冲刷腐蚀类型有空泡腐蚀，湍流腐蚀，液滴冲击，气泡冲击和固体颗粒冲击。
（1）空泡腐蚀
空泡腐蚀，又称为气蚀，发生的条件是：液相与管壁接触且与管壁存在一定的相对速度。在流动过程中，流场发生突变，产生较大的扰动。在局部低压区域形成气泡或者气穴，气泡或者气穴在高压区域迅速破灭而造成的一种局部腐蚀。流场发生突变，产生涡流，并形成局部低压区域。在局部低压区域，非溶解性气泡从液相中溢出，这些气泡聚集在一起形成大的气泡或者形成气泡群。某些局部区域的压力还可能下降到饱和蒸汽压以下，此时液相可能发生汽化而产生气泡，气泡随着液相流动。气泡进入正常压力区域时，气泡内的压力也达到正常压力，此时，气泡不能承受周围压力的作用，导致气泡瞬时破灭，气泡周围的水流质点高速地向气泡中心集中，产生强烈的冲击，造成很大的冲击力。如果瞬时溃灭发生在固体表面附近，局部压力可达到几十甚至几百兆帕（MPa）。当发生空泡腐蚀时，由于管壁空穴或气泡的形成和破灭极其迅速，有人估计，在一个微小的低压区，每秒钟可能有数百个空穴（或气泡）破灭。空泡腐蚀的形貌往往表面变得粗糙，呈蜂窝状、麻点状和海绵状。
空泡腐蚀是力学因素和化学因素协同作用的结果。空泡腐蚀现象通常伴随着噪音和振动，在此基础上，还同时伴随着化学腐蚀过程。上述腐蚀现象在API圆螺纹接箍中部的直径变化处、油管挂及四通、三通和弯头等部位经常出现。
（2）湍流腐蚀
湍流腐蚀是指冲蚀和腐蚀共同作用而引起的钢铁表面损伤现象。因为冲蚀与腐蚀的协同作用，这种损伤要比冲蚀和腐蚀单独作用时所造成的损伤的总和大。在实际生产中存在许多冲蚀腐蚀现象，如油管、管道弯头、阀杆、阀座等处易产生冲蚀腐蚀。
冲蚀腐蚀主要是由较高的流速引起的，当腐蚀性液体中含有固体颗粒（如不溶性盐类、砂粒、泥浆等）就更容易产生这种破坏作用。由于腐蚀产物被直接冲击的流体带走，新的金属面不断裸露，即不断从金属表面剥去保护膜（包括腐蚀产物膜和钝化膜），从而加重腐蚀。此外，高速流体也能迅速传递阴极反应物（如溶解氧），从而加速腐蚀。
3）固体颗粒冲击
油气井出砂形成了固体颗粒冲蚀腐蚀。高速流动的微小固体颗粒冲向金属壁面，通过微力学形变和微断裂，使金属材料被剥离。
五、主要腐蚀性组分的腐蚀机理 1．地层水腐蚀
大部分油气井产出物中都不同程度地含地层水，其腐蚀的普遍性远大于硫化氢、二氧化碳等的腐蚀。地层水是一个统称，人们常常把井内产出的水统称为地层水。在腐蚀的分析研究中，地层水应是专指可自由流动的水，或呈连续相的水。另一种水是在一定温度和压力及不同气、油和水比例下，水呈分散相溶解于气或油中，在合适温度、压力条件下，溶解的水逸出，称为凝析水。凝析水不含无机盐离子，水量虽小，但腐蚀十分严重。
与地层水腐蚀类似的还有：海水腐蚀；注水腐蚀；高浓度完井液水腐蚀；注热蒸汽稠油开采的水腐蚀；地热井开采的腐蚀；盐化工井的腐蚀。
1）含水量对腐蚀的影响
油气井出水是最普遍的腐蚀因素，构成腐蚀的必要条件是金属表面分离出液相水膜，即自由水。是否有自由水形成决定于出水量、流型和流动参数。
在高产量时，水束缚在油和气中。只要流速高于1 m/s，含水量的20%均可
溶于大多数油中，腐蚀性降低。但是在流道直径突变、弯头、焊缝等处的紊流，水可分离出来。
在低流速，或低产量时，或关井状态，即使低的含水量，水也会分离或沉淀出来，腐蚀性增加。水常聚集在低处，井底或管线底侧。对凝析气井，含水量低于5%的也可发生水润湿和腐蚀，这是因为形不成乳化状态。
含水量低到多少就不发生腐蚀的判据说不清楚，影响因素多。如果金属表面为油润湿态，那么金属被保护，可能不腐蚀。在低压油井中，含水量25 —35 %，只要没有流态变化，往往会形成油保护膜，腐蚀就会比较轻。如果金属被水润湿，腐蚀就决定于水中的组分。
在高压井中，似乎微量的水都足以造成腐蚀。可能存在一个含水量上限值，高于此值腐蚀才会发生。在气井中，水可以蒸汽态或液态存在。含水量要高于某一值才会发生凝析水附在金属表面。
即使天然气中溶解的水汽未饱和，局部位置上也可能有水析出。例如，若金属表面温度低于流体温度，非水汽饱和天然气流中的水汽也会凝析出来。金属表面温度低于水汽的露点，水相中的水就会凝析出来。气相中的水汽达饱和或接近饱和似乎是产生腐蚀的条件。生成凝析水的条件决定于气/液比、温度和压力，按产出流体的含水量考虑，即使远低于1%的含水量也会造成严重腐蚀。在“死角”或低凹积水处，即使少量的水也会产生最严重的腐蚀。
2）地层水化学组分及其对腐蚀的影响
水中溶解有多种无机盐离子。地层水中所含无机盐离子影响系统的PH值，并由此可能是加剧或减缓腐蚀性。地层水中常见的无机盐离子等组分见表12-1。
表12-1 地层水中常见的组分
组分 类型 CO2 H名称 组分类型 名称 型 组分类名称 二氧化碳 l -C氯根 CHCO醋酸根 OH (HAc) N碳酸 a 碳酸氢根 碳酸根 a 氢离子 g 氢氧根 a 铁离子 r 2+2+2+2+++钠离子 - CH3COO(Ac) -醋酸盐离子 溶解的2CO3 HK C子 M子 B子 S子 子 钾离H2S CO3 CO3 H+--硫化氢 钙离硫化氢根 镁离S- 硫离子 HS - O钡离HSO4- 根 锶离SO4= 硫酸氢H Fe
2+-硫酸根 地层水中可能不同程度地溶解有氯化物、硫酸盐、碳酸盐等可溶性盐类，它们对油、套管及设备的腐蚀大致有下列类型：
（1）对某些钢材的应力腐蚀及应力腐蚀开裂；
①在与硫化氢或/和二氧化碳或/和共存时，相互作用，加剧腐蚀和应力腐蚀开裂。
②氯离子浓度对金属腐蚀速率有一定的影响。常温下加入氯离子，会使溶液中二氧化碳的溶解度降低，使碳钢腐蚀速度降低。图12-3说明：在高矿化度介质中，氯离子的含量在4%左右时，N－80和P－110钢的腐蚀较严重。当氯离子的含量在0～4%时，随着氯离子的含量的增大，钢材的腐蚀速度增大。当氯离子的含量大于4%时，随着氯离子的含量的增大，钢材的腐蚀速度下降。
图12-3 氯离子浓度对腐蚀速率的影响
在含硫化氢腐蚀介质中，氯离子使金属的腐蚀速度加快，这是因为氯离子增加了溶液的导电性，并使溶液中H+活度加大、导电性增强，阻止致密的FeS2的生成，使腐蚀加速。但是当氯离子浓度很高时，金属腐蚀反而减缓。原因是氯离子吸附能力强，它大量吸附在金属表面，完全取代了吸附在金属表面的H2S、HS
－
，因而腐蚀减缓。
氯离子和某些不锈钢和耐蚀合金的组合，在适合的温度、氯离子浓度、pH
值范围内，会产生氯化物应力开裂。点蚀是不锈钢的主要腐蚀现象，在氧和氯离子协同作用下，点蚀坑底部常会出现裂纹，或最终导致断裂。如果说地下氯离子是客观存在，那么控制吸入氧是防止或减缓应力开裂的重要环节。
③在注入水或者注入的其它工作液中，不可避免地混入氧。此外，某些地下水因与地面水连通，可能混入氧。在含氧气溶液中，在电极表面将发生氧去极化反应，其反应机理十分复杂，通常有中间态粒子或氧化物形成，在不同的溶液中其反应机理也不一样。
以氧气的还原反应为阴极过程的腐蚀，叫做吸氧腐蚀。与氢原子还原反应相比，氧还原反应可以在正得多的电位下进行。大多数金属在中性或碱性溶液中，以及少数电位较正的金属在含氧气的弱酸中的腐蚀都属于吸氧腐蚀或氧去极化腐蚀。
（2）由细菌的生命活动引起或促进材料的腐蚀破坏称为细菌腐蚀。地层水中可能含有硫酸盐还原菌（简称：SRB）、铁细菌、硫细菌等菌种，这些菌潜伏在地层水和岩石中。油田最常见的微生物腐蚀是硫酸盐还原菌的腐蚀。
2. 硫化氢腐蚀机理及腐蚀类型
含硫化氢的井又称为酸性油气井，其相应的腐蚀称为酸性腐蚀（Sour Corrosion）。硫化氢的主要来源是含硫天然气井、油井的原油及其伴生气中可能含有元素硫、硫化氢、硫醇、硫醚、二硫化物、噻吩类化合物及更复杂的硫化物。地层中硫酸盐及硫酸盐还原菌分解生成硫化氢，或含磺酸盐类油气井工作液在高温下分解生成硫化氢。
1）硫化氢的物理性质
硫化氢是可燃性无色气体，具有典型的臭鸡蛋味。硫化氢对空气的相对密度为1.19，由于比空气重，趋向于在低凹处聚集。因此在气井发生硫化氢洩漏时，人们应往高处逃生。H2S易溶于水，并生成氢硫酸，显弱酸性。与空气混合可燃烧或爆炸。硫化氢是强烈的神经毒气，对粘膜有强刺激作用。
2）硫化氢环境中主要的腐蚀类型及破坏特征
游离水和硫化氢同时存在的情况称为湿硫化氢，只有湿硫化氢才产生腐蚀。在设计或评估含硫化氢油气井的腐蚀时应注意硫化氢含量和分压是动态变化的，一般情况下，随着开采期地层压力的降低，硫化氢体积百分浓度会增加。
硫化氢环境中主要的腐蚀类型及破坏特征参见表12-2。 以下讨论表12-2中主要的腐蚀类型及破坏特征。 3）硫化氢的电化学腐蚀
硫化氢易溶于水，其溶解度与分压和温度有关。溶解的硫化氢很快电离，其离解反应为：
H2S→HS－+ H+ HS－→S2－ + H+
表12-2硫化氢环境中主要的腐蚀类型及破坏特征 类型 破 坏 特 征 （1）材料受外载拉伸应力作用，或存在制造残余应力。环境中硫化氢分压高于0.0003MPa； （2）破坏形式是材料脆性断裂； （3）低应力下破裂、无先兆、周期短、裂纹扩展速度快； 硫化物应力（4）主裂纹垂直于受力方向，呈沿晶和穿晶形式、有分开裂（SSC） 枝； （5）裂纹发生在应力集中部位或者马氏体组织部位； （6）一般断裂处材料硬度高； （7）对低碳低合金钢，发生在低于80℃的工作温度。 （1）环境中硫化氢分压高于0.002MPa； （2）材料未受外应力（氢致开裂（HIC））或者受拉伸应力（SOHIC）； 氢致开裂（3）裂纹发生在金属内部带状珠光体内，为台阶状、平（HIC）、应力定行于金属轧制方向，裂纹连通后造成失效； 向氢致裂纹（4）裂纹扩展速率慢，在外力作用下促使扩展（SOHIC）； （SOHIC） （5）常发生在低强钢，S、P含量高、夹杂物多的钢中； （6）表面常伴有氢鼓泡； （7）常温下发生。 （1）表面有黑色腐蚀膜、多为FeS2、FeS2、Fe9S8等； （2）金属表面均匀减薄及局部坑点腐蚀，严重的呈溃疡状； （3）腐蚀速度受硫化氢浓度、溶液pH值、温度、腐蚀膜电化学腐蚀 的形态、结构等影响； （4）腐蚀体系中二氧化碳、氯离子的存在会加速腐蚀； （5）管内积液、管道低洼、弯头段、气体流速低，气带液冲蚀段加速腐蚀。
氢离子是强去极化剂，它在钢铁表面夺取电子后还原成氢原子，这一过程称为阴极反应。失去电子的铁与硫离子反应生成硫化铁，这一过程称为阳极反应，铁作为阳极加速溶解反应而导致腐蚀。上述电化学反应常表示为：
阳极反应：Fe→Fe2+ + 2e
阴极反应：2H+ + 2e →2H 阳极产物：Fe2++ S2－ →FeS
总反应为：Fe＋H2S (+ H2O)→FeS + 2H 上述反应造成的严重后果是：
（1）生成氢原子，导致钢铁氢脆。H2S（s） 和/或 HS－的存在阻止氢原子生成氢分子。过量氢原子形成氢压，向金属缺陷处渗透和富集。
（2）硫化氢分压越高，H+浓度也越高，溶液pH值越低，由此加剧金属的腐蚀。
阳极产物FeS或FeS2是比较致密保护膜，它将阻止腐蚀的持续进行。遗憾的是由于腐蚀环境的差异，阳极产物还有其它结构形式的硫化铁，如Fe3S4、Fe9S8等。它们的结构有缺陷，对金属附着力差，甚至作为阴极端而与钢表面形成电位差，产生电偶腐蚀。在二氧化碳、氯离子、氧共存环境中，硫化铁膜可能被破坏，从而加快电化学腐蚀。
4）材料在湿硫化氢中的环境断裂行为
以下的硫化氢导致的环境断裂现象及概念均与氢渗入和使材料变脆有关，因此又俗称氢脆。
（1）氢致开裂（HIC ，hydrogen－induced cracking）
当原子氢扩散进钢铁中并在缺陷处结合成氢分子（氢气）时，出现在碳钢和低合金钢中的平面裂纹。裂纹是由于氢的聚集点压力增大而产生的，氢致开裂的产生不需要施加外部的应力。能够引起HIC的聚集点常常发生在钢中杂质水平较高的地方，通常称为陷阱。由于杂质偏析，在钢中形成的具有较高密度的平面型夹渣和/或具有异常微观组织（如带状组织）的区域。富集在陷阱中的氢原子
一旦结合成氢分子，积累的氢气压力很高（有研究报导，该压力可能高达300MPa），促使金属脆化，局部区域发生塑性变形，萌生裂纹导致局部开裂。
（2）硫化物应力开裂（SSC， sulfide stress cracking）
在有水和H2S存在的情况下，与腐蚀和拉应力（残余应力和/或工作应力）有关的一种金属开裂。SSC是氢应力开裂（HSC）的一种形式，它与金属表面的因酸性腐蚀所产生的原子氢引起的金属脆性有关。在硫化物存在时，会加速氢的吸收。原子氢能扩散进金属，降低金属的韧性，增加裂纹的敏感性。高强度金属材料和较硬的焊缝区域易于发生SSC。
（3）氢应力开裂（HSC，hydrogen stress cracking）
金属在有氢和拉应力（残余应力和/或工作应力）存在情况下出现的一种开裂。HSC描述对SSC不敏感的金属中的一种开裂现象，这种金属作为阴极和另一种易被腐蚀的金属作为阳极形成电偶，在有氢时，金属就可能变脆。电偶诱发的氢应力开裂（GHSC）就是这种机理的开裂。HSC用于描述不锈钢或合金与碳钢或低合金钢连接时，受电偶激发，不锈钢或合金中的组织缺陷聚集氢和变脆的现象。
（4）应力定向氢致裂纹（SOHIC ，stress－oriented hydrogen－induced cracking）
大约与主应力（残余应力和/或工作应力）方向垂直的一些交错小裂纹，形态像梯子一样，将已有HIC连接起来的一种裂纹簇。这种开裂为由外应力和氢致开裂周围的局部应变引起的SSC。在直焊缝钢管的母材和压力容器焊缝的热影响区都观察到SOHIC。SOHIC并不是一种常见的现象，其通常与低强度铁素体钢管和压力容器用钢有关。
应力导向氢致开裂易发生在材料的高应力部位（例如高残余应力和应力集中部位）。氢在应力梯度下通过应力诱导扩散，将向高应力区聚集。在缺口或裂纹尖端存在着应力集中现象，故氢将通过应力诱导扩散富集在裂纹前端。在实际应用中，由于阳极溶解型裂纹和氢致开裂型裂纹产生的机理不同，其产生和发展随钢材所处的环境也会互相转化，条件适合时可以同时产生。
（5）电偶诱发的氢应力开裂(GHSC，galvanically-induced hydrogen stress-cracking)
不锈钢或合金与碳钢或低合金钢接触，浸没在腐蚀介质中形成电偶，受电偶激发，不锈钢或合金中的组织缺陷聚集氢和变脆的现象和机理。镍基合金管与碳钢或低合金钢管接触可能产生电偶诱发的氢应力开裂（GHSC）。
（6）软区裂纹（soft zone cracking）
SZC 是SSC的一种形式，当钢中含有屈服强度较低的局部“软区”时，可能会产生SZC。在操作的载荷作用下，软区会屈服，并且局部塑性应变扩展，这一过程加剧了非SSC材料对SSC的敏感性。这种软区与碳钢的焊接有密切关系。
（7）应力腐蚀开裂（SCC ，stress corrosion cracking）
在有水和H2S存在的情况下，与局部腐蚀的阳极过程和拉应力（残余应力和/或工作应力）相关的一种金属开裂。氯化物和／或氧化剂和高温能增加金属产生应力腐蚀开裂的敏感性。
（8）氢致鼓泡（HIB，hydrogen－induced blister）
当介质pH值呈酸性时，由于阴离子的大量存在，FeS保护膜被溶解，材料表面处于活性溶解状态，有利于反应过程中产生的氢原子向管材内部渗透。这些氢原子渗入金属管材内部后，在金属材料的薄弱部位（例如孔穴、非金属夹杂物处）聚集，结合成氢分子。随着聚集过程的进行，在某些部位，氢气压力可达上
百兆帕。此外，氢原子还能与材料中夹杂的Fe3C反应生成CH4，同样产生气体并聚集。气体所产生的压力，在材料中形成很高的内应力，以致使材料较薄弱面发生塑性变形，造成钢夹层鼓起，即为“鼓泡”。“鼓泡”也是一种“开裂”，是应力腐蚀析氢所引起的断裂。“鼓泡”可以在无外部载荷下发生。
5）元素硫腐蚀
高含硫化氢天然气藏常常伴有元素硫存在。元素硫可能在近井地带析出和堵塞，造成储层损害，使产量降低。在油管内或地面管汇中析出和堵塞，给气井生产造成极大麻烦。此外元素硫的沉积造成管道系统的腐蚀。对元素硫析出及堵塞的腐蚀机理、规律研究尚不充分，目前还没有可靠的预测模型可供应用。元素硫是分子晶体，很松脆，不溶于水，其导电性很差。它有几种同分异构体，天然硫是黄色固体，俗称斜方硫。斜方硫和单斜硫的分子都是由8个硫原子组成的，具有环状结构。
温度高于88～93℃时，硫化氢与元素硫反应，生成聚硫化氢。随着温度、压力的降低，聚硫发生分解，生成元素硫。反应式为：
H2Sx→H2S + S（x－1）
这个反应是一个动态的化学平衡反应，高压使反应向左进行，低压向右进行。在井眼上部、流道截面变化，特别是节流阀后方，不流动区域，压力降低及流场变化会使反应向右进行，即硫析出和沉积。含元素硫气井正常生产时，无元素硫沉积堵塞问题，但关井后再开井常出现硫沉积堵塞。
对于碳钢和低合金钢与元素硫体系中，未见元素硫导致应力开裂的报导。可能的原因是氢被还原反应消耗掉，因此不会增加氢压及随后的硫化物应力开裂和氢致开裂。但是，元素硫在金属表面沉积，在接触处元素硫可能加速阳极反应过
程。主要的腐蚀机理可能是金属表面保护性硫化物钝化膜的稳定性降低，增加了腐蚀速度。如果气井产干气，同时产地层水，水中氯根含量大于5000ppm时，氯离子的存在将大大增强元素硫的腐蚀性，元素硫点蚀穿孔可能会很严重。壳牌加拿大公司曾报导元素硫点蚀穿孔速度达30mm/a。另一方面，含凝析油的气井，凝析油促使元素硫呈溶解态，阻止其析出，由此减缓与元素硫有关的腐蚀。
元素硫可使某些种类耐蚀合金产生环境断裂，因此在ISO 15156－3中特别注明了具体的合金是否抗元素硫腐蚀开裂。
3. 二氧化碳腐蚀 1）腐蚀机理
二氧化碳腐蚀在油气工业中叫甜腐蚀（Sweet Corrosion），是相对于硫化氢腐蚀（Sour Corrosion）而言的。二氧化碳溶于水形成碳酸，金属在碳酸水溶液中发生电化学腐蚀。在没有电解质（水）存在时，干燥的二氧化碳本身并不腐蚀金属。但是随着油气田开发的进行，含水率逐渐上升，二氧化碳溶解于水，变成碳酸，具有较强的腐蚀性。
在有水情况下，二氧化碳的腐蚀过程包括铁的阳极溶解和氢的阴极扩散。其反应简述如下：
阳极反应 Fe> Fe++ + 2e- 阴极反应：
氢的迁移加剧了湿二氧化碳的腐蚀。在强酸性环境中，氢的迁移速率不会超过氢离子H+转移到表面的速率。因此溶液PH大于4时，控制有限电流的传质速度小，碳酸使氢以极高速度迁移。在一定的PH值时，二氧化碳导致比强酸性环境更严重的腐蚀。
PH < 5 2H+ + 2e- →H2
2H2CO3 + 2e- → H2 + 2HCO3- PH > 5
2H2O + 2e- → H2 + 2OH- 2HCO3- + 2e- →H2 + 2CO32- 总体的反应：
当溶解盐超过某一值后，盐将沉淀，形成保护膜。碳酸铁是最普遍的保护膜，其反应过程是：
Fe + CO2 + H2O → FeCO3 + H2
低温下生成碳酸铁膜FeCO3，高温下生成Fe3O4 膜，使腐蚀减缓。其减缓的机理是表面覆盖碳酸铁膜阻挡离子迁移。
二氧化碳的腐蚀主要是均匀腐蚀、点抗腐蚀。而点腐蚀是最严重的腐蚀，预测和控制均十分困难。点腐蚀呈轮癣状腐蚀和台面状坑蚀，后者是最严重一种情况，腐蚀穿透率很高。
2）腐蚀严重度影响因素 （1）二氧化碳分压影响
二氧化碳溶解在水相中生成碳酸，与管壁发生化学反应，产生二氧化碳腐蚀。水相中二氧化碳的含量与气液平衡中二氧化碳的分压紧密相关（如果没有自由气体存在，水中二氧化碳含量将由与水相保持接触的气相二氧化碳压力来决定）。因而，预测二氧化碳腐蚀速度应以气相中的二氧化碳分压为基础：
PCO2>0.2MPa，严重腐蚀；
PCO2=0.02～0.2MPa，有腐蚀； PCO2<0.02MPa，没有腐蚀。
当PCO2=0.05～0.1MPa且有地层水存在时，将地层水中Ca2+、HCO3－离子的摩尔浓度乘以其电价数后相比，其比值大小可以判断腐蚀的强弱：
Ca2+/HCO3≥0.5时，腐蚀速率较低； Ca2+/HCO3≥1000时，腐蚀速率中等； 0.5 （3）PH值的影响 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5-7。但是当二氧化碳溶于水时，PH会降低。计算二氧化碳腐蚀速率时，其精度与PH值有关。对“湿天然气”，即水溶解于气中，随温度压力降低会形成凝析水，当有二氧化碳或硫化氢溶于凝析水中时，PH值显著降低。因此钢表面吸附凝折水时，具有较强的腐蚀性。 （4）流动状态的影响 流动对腐蚀的影响可分为下述两种情况： ①无腐蚀产物膜，在低PH值和凝析水情况，没有腐蚀产物膜生成，或生成 的腐蚀产物膜易被冲刷掉，流动对腐蚀有显著影响。紊流使金属表面传质交换加快，加速腐蚀。 ②有腐蚀产物膜：在高PH值和地层盐水情况，有腐蚀产物膜生成，生成的腐蚀产物膜稳定，不易被冲刷掉，此时，流动对腐蚀没有显著影响。 在油、气、水多相流的情况下，流动对腐蚀的影响决定于流态。 3）多腐蚀性组分共存对腐蚀的影响 气井流体中可能存在H2S、CO2、地层水、溶解氧气、盐粒子和细菌等多组份共存的腐蚀。某些组分共存时的相互作用可能加速腐蚀，也可能减缓腐蚀。见文[19]。 （1）硫化氢和二氧化碳共存对腐蚀的影响 由于腐蚀性组分的相互作用，电化学腐蚀并不是完全取决于H2S、CO2的含量或它们的分压，而与每口井、每个气藏的具体动态腐蚀环境有关。实验室评价与现场情况可能会有较大的差别，软件预测与现场差别会更大，软件预测可能会过高估计腐蚀严重度。 硫化氢对二氧化碳腐蚀的影响具有双重作用，硫化氢既可以通过阴极反应加速二氧化碳腐蚀，也可以通过FeS的沉积而减缓腐蚀，其变化与温度和硫化氢含量直接有关。一般情况下，低温（30℃）时，少量硫化氢（0.2％）将使二氧化碳腐蚀成倍加速，而高含量硫化氢（例如21.5％）则使腐蚀速率降低；高温下，当硫化氢含量大于2.1％时，腐蚀速度反比纯二氧化碳低；温度超过150℃时，腐蚀速度则不受硫化氢含量影响。同时，在低浓度硫化氢时，由于硫化氢可以直接参加阴极反应，导致腐蚀加剧；高浓度时，由于硫化氢可与铁反应生成FeS膜，从而减缓腐蚀。 以下为CO2/H2S比对腐蚀类型影响的经验法则： CO2/H2S > 500 ，以CO2 腐蚀为主 500 < CO2/H2S < 20，两种腐蚀都有，即混合腐蚀 CO2/H2S < 20 ，以H2S腐蚀为主。 一个简单的腐蚀率模型是： CRH2S = CRbasic x FCl x Ftemp x Fflow 式中 CRbasic： 腐蚀速率; FCl ： 氯化物因子; Ftemp ：温度因子; Fflow ：流动因子。 （2）氧气和二氧化碳的共存对腐蚀的影响 氧气和二氧化碳的共存会使腐蚀程度加剧，氧气在二氧化碳腐蚀的催化机制中起很大的作用。当钢铁表面未生成保护膜时，氧气的含量越高腐蚀速率越大；当钢铁表面已生成保护膜时，氧气的含量对其腐蚀的影响较小，几乎不起什么作用。而在饱和氧气的溶液中，二氧化碳的存在会大大提高腐蚀速率，此时，二氧化碳在腐蚀溶液中起催化作用。 从图12-4组分中可以看出：相同溶解量的情况下，氧气腐蚀性比二氧化碳强80倍，比硫化氢强400倍；随着水相中气体含量的增大，腐蚀速率也急剧增大。对于注水井来说，如果注入水处理不好，氧气含量太多，则管壁腐蚀速率较大。 对于高温高压气井，当进行井口开关阀门、井下作业时，必需考虑吸入氧气对腐蚀的影响。特别是采用Super 13Cr、22 Cr等不锈钢时，应避免井筒倒抽吸入或混入空气。 图12-4 不同气体水溶液腐蚀速率曲线（引自Schlumberger） （3）氯离子对钢铁的影响随材质的不同而不同，可导致钢铁发生严重的孔蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀。成膜理论的观点认为，由于氯离子半径小，穿透能力强，故它最容易穿透保护膜内极小的孔隙，到达金属表面，并与金属相互作用形成了可溶性化合物，使保护膜的结构发生变化，金属产生腐蚀。此外，高浓度氯化物可能引起耐蚀钢或高强钢的应力腐蚀开裂。 4）酸腐蚀 油气井酸化一般采用浓度13%～16%的盐酸，有时酸浓度可高达28%。酸的腐蚀机理为 Fe+2HCl Fe 在高温高压下，铁与酸的化学反应剧烈，会造成严重的腐蚀损坏。 +2HF → FeF2 + H2 ↑ → FeCl2+H2 ↑ 在酸化作业中，由于排液不彻底，挤入地层的酸没有被完全排出，并在井底形成积液。井底积液使下部pH值下降，氢离子浓度增加，使油管腐蚀速度增加。如果井下同时有硫化氢存在，那么水溶液的pH值可能会降到3.5～4.5。井底温度较高，氢去极化腐蚀加剧。 第二节 气井腐蚀的重要参数及其获取方法 在油气井腐蚀分析研究和防腐设计中，常常涉及到某组分的浓度、某组分的分压、井内流体的PH值等参数的计算或测量。人们根据所用参数的目的及使用习惯，往往采用不同的表示方法及选用不同的获取方法。 一、气液两相时的气体分压计算 在分析和研究腐蚀时，二氧化碳和硫化氢对腐蚀严重程度的影响常用分压（Partial Pressure）来表示。在气体混合物中，假定在同一温度下，每个组分单独存在于混合物占据的总体积中所呈现出的压力称该组分的分压，它等于体系绝对总压乘以该組分在混合物中的摩尔分数(或体积分数)，用MPa表示。 一般说来分压越大，腐蚀越严重，硫化氢（或二氧化碳）的分压高低已是目前国际上用来判断腐蚀严重程度的最重要的判据。 气体含量常采用以下两种描述方法： 1）气体的质量浓度（G）：标准状态（20℃和101.3kPa）下每m3容积所含的某种气体的质量克数，g/m3。 2）气体的体积分数（X），用％表示。 上述两种浓度表示方法常常需要互换计算。 XGV （12-1） M10式中 X——体积分数，用％表示； G——某种气体的质量浓度， g/m3； M——某种气体的摩尔质量， g/mol； V——1mol（kmol）该种气体在标准状态（20℃和101.3kPa）下的体 积升(L)/mol(m3/Kmol)。1升=10-3m3。 例1，硫化氢气体浓度的换算，由气体的质量浓度换算成体积分数。 V23.76 L/mol1mol硫化氢气体在标准状态（20℃和101.3kPa）下的体积： （CO2为23.89L/mol）； 硫化氢气体摩尔质量：M34.08 g/mol（CO2为44g/mol）； XH2SG23.760.0697G （12-2） 34.0810对于质量浓度75mg/m3硫化氢来说，其体积分数为： XH2S(%)0.06977510352104（％） 3) 气体的摩尔分数(X): 对于理想气体，或体系压力不高的气体体系，使用中常将气体的摩尔分数视为等于该气体的体积分数。 4）气体总压为70MPa，气体中硫化氢摩尔分数为10％，那么硫化氢分压为7MPa。如果系统中的总压和硫化氢的浓度是已知的，硫化氢分压就可用图12-5进行计算。 图12-5 酸性气体系统：硫化氢分压等压线 二、无气相的液体系统中硫化氢气体分压的计算 对于无气相液体系统，有效的硫化氢热力学活度可以通过硫化氢真实分压计算，其方法如下： 1）用适当的方法测量某一温度下液体的泡点压力（PB）。在分离器下游的充满液体管线中，泡点压力可以近似取为最后一个分离器的总压。 2）在泡点条件下，测定气相中硫化氢的摩尔分数。 3）由以下公式计算泡点状态下天然气中硫化氢分压： PH2SpB× XH2S （12—3） 100式中 PH2S—— 硫化氢分压，MPa； PB——泡点，MPa； XH2S ——硫化氢在气体中的摩尔分数，％。 4）用此方法测定液态系统中的硫化氢分压。可用此值判断系统是否符合ISO 15156－2规定的酸性环境系统。 三、PH值测定与计算 PH值是影响腐蚀的关键因素，现场腐蚀状况的诊断分析或者防腐设计经常要涉及到PH值。PH值受组分的溶解、逸出和温度、压力和相变等因素的影响，因此，油管外环空及油管内不同井深的PH值均有差异。PH值也是定量描述腐蚀严重程度和材料评选的基本依据之一。因此，PH值测定与计算非常重要。通常从分离器后取出的无压水样中测量的PH值，不能代表井下某一点实际的PH值。因此把取样点的PH值用到其它环境时要作必要的转换， 以下各图引自最新版本的ISO 15156－2《石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料 第二部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》标准，为了阅读方便，做了必要的技术处理。 图12-6、图12-9给出了不同条件下确定水相PH近似值的一般方法，如果不能确切计算或者测量PH值，那么可用本节推荐的方法来进行计算，可能的误差范围为0.0～+0.5PH值。上述图板没有考虑原位PH值可能受有机酸存在的影响，例如乙酸，丙酸（和它们的盐）等。为了修正考察点计算的PH值，有必要对可能存在的有机酸进行分析。产出流体的PH值受组分及相态变化的影响，下列组合可供PH值计算时的参考： （1）二氧化碳含量对pH值有显著的影响，但由图12-6至12-10可以看出，酸式碳酸盐的含量对系统的pH值影响显著。在分析井下腐蚀状况时，需要同时考虑油气组分的影响。 （2）同时含有硫化氢和二氧化碳时，必须考虑两者溶于水时pH值的降低。硫化氢在溶液中的溶解度差异甚大。 （3）温度对系统pH值的影响不如压力的影响大。见文[1-8]。 图12-6 二氧化碳和硫化氢分压对凝析水中pH值的影响 图12-7 二氧化碳和硫化氢分压对凝析水或含有碳酸氢盐 （不饱和CaCO3）地层水中pH值的影响 图12-8 60℃时在二氧化碳和硫化氢分压下的（过）饱和CaCO3地层水的pH值 图12-9 100℃时在二氧化碳和硫化氢分压下的（过）饱和CaCO3地层水的pH值 第三节 气井腐蚀性环境的材料选用 一、气井腐蚀性环境材料选用原则和标准 正确选用油管、套管及各种井下附件、采油树及地面设备的材料是油气井防 腐的最重要环节，选材不当不仅造成浪费，而且隐藏安全风险。本节重点讨论碳钢和低合金钢、不锈钢和耐蚀合金的选用。 根据国内外几十年研究和生产实践的经验，对付腐蚀严重的酸性气田，正确选择所需的材料并进行相关的腐蚀评价、监控，是防止腐蚀最有效的方法。腐蚀工况不同，所选用的材质也应不同，那么应该怎样选择？按什么原则和标准来选材呢？ 経过国内防腐实践和吸收国外経验，正在形成我国自已的防腐技术、标准与规范。 1. 设计依据 碳钢和低合金钢是硫化氢酸性环境中使用最普遍的钢种，研究比较充分，同时也已积累了较丰富的现场经验。在含硫化氢酸性环境防腐设计中，环境断裂是材料选择最重要和优先考虑的因素，其中酸性环境抗开裂的材料选择已有国际公认的标准ISO 15156－2。本节将重点阐述以ISO 15156－2为依据的材料选择的原则和设计方法。见文[9]。 ISO 15156－2只规范碳钢和低合金钢硫化氢酸性环境中的开裂行为，它不涉及电化学腐蚀问题。选用了抗硫的碳钢和低合金钢后，电化学腐蚀将成为重点考虑的因素。一般情况下加缓蚀剂的技术可防止或减缓电化学腐蚀。 对于较恶劣的腐蚀环境，例如高含二氧化碳，或同时高含二氧化碳与硫化氢，应优先从材料选用上作防腐蚀设计，即优先考虑采用不锈钢或合金。由于不锈钢或合金价格昂贵，供货周期长，它们对井下环境也有使用限制，因此应有充分时间进行试验评价和进行技术经济分析。ISO 15156-3提供了不锈钢和合金的设计和选用规范。 ISO 15156只涉及材料的选用和评价规范，不涉及尺寸及强度性能规范。因此作设计时读者同时还应参考ISO 11960技术性能规范和ISO 10400强度和设计方法规范。ISO 15156-4还提供了硫化氢酸性环境橡胶和其它非金属材料密封件或零件的技术规范和评价方法。中国也在逐步更新和等同引用上述ISO标准。见文[10-13]。 2. 适用性设计方法 对于某些腐蚀环境，按前述ISO15156标准选不到合适的材料，NACE方法A和A溶液是一种最苛刻的抗硫化物应力开裂评价方法。大量实践证明，按NACE方法A和A溶液不合格的材料，在现场长期工作并未开裂。因此在货源受限制，或技术经济评价不宜采用更高级的材料时，只要能确切模拟现场环境做评价选材应该是允许的。ISO15156－1提供了适用性设计的一个原则，即可以根据现场经验资料进行材料的判别。但需符合下述条件： 1）提供的现场经验至少持续两年时间，并且包括现场使用之后全面的检查。 2拟使用环境苛刻程度不能超过提供的现场经验所处的环境。 在含硫的高压深井中，已采用了屈服强度125KPsi级别的准抗硫油管和套管，其设计方法均为“适用性设计”（Fit for service，Fit for purpose）。在“适用性设计”中几乎不可避免的要用到一门新兴的学料—“环境断裂力学”。前述ISO 11960、ISO 15156和ISO 10400已提出了碳钢和低合金钢的最小环境断裂韧性值及评价方法。 二、气井腐蚀性环境材料类型及适用范围 1. 油气井腐蚀性环境材料类型 （1）碳钢和低合金钢 碳钢（carbon steel）是一种铁碳合金，含碳小于2％、含锰小于1.65％和其他微量合金元素。石油工业中所用碳钢的含碳量通常低于0.8％。 低合金钢（low alloy steel）也是一种铁碳合金，其中合金元素总量约少于5％，但多于碳钢规定含量的钢铁。 近年来推出了一类称为微合金钢新钢种，或称3Cr钢。低碳钢中铬的含量增至3%，进行合适的合金设计后，材料表面生成稳定的富铬氧化膜，抗二氧化碳腐蚀性能显著提高。同时抗硫化氢和氯化物腐蚀性能也有显著改善，但目前还未列入抗硫钢种。 选用碳钢和低合金钢时应执行ISO 11960和ISO 15156-2标准，或等同的中国标准。 （2）耐蚀合金 耐蚀合金（CRA，corrosion－resistant alloy）是指能够耐油气田环境中的一般和局部腐蚀的合金材料，在这种环境中，碳钢和低合金钢会受到腐蚀。ISO 15156－3将不锈钢和合金统称为耐蚀合金，该标准提供了详尽的耐蚀合金油管、套管和耐蚀合金制造的零部件技术规范。耐蚀合金材料有 不锈钢：高合金奥氏体不锈钢、马氏体不锈钢、双相不锈钢 合金：镍基合金等类别。 （3）其它材料 在油气井中还有多种类型橡胶密封件，塑料零件，此外还有固井水泥。这些非金属材料也存在防腐蚀和合理选用问题， 2. 油气井腐蚀环境与材料选用的相关性 为了便于在宏观上选材，并同时考虑环境断裂和电化学腐蚀，Sumitomo Metals公司推出了油气井腐蚀环境与材料选用图，见图12-10。图中各区域说明如下： （1）轻微腐蚀环境 产出物含地层水、凝析水和微量硫化氢、二氧化碳的油气井、注水井等属于轻微腐蚀环境，可用符合ISO11960规定的任何油套管，常用的有J55、N80、P110、Q125等。 （2）硫化氢酸性环境和硫化物应力开裂是主要的控制因素 井下温度、二氧化碳及地层水含量低。可选用相关表中不同使用温度对应的抗硫化物应力开裂的钢级，例如H40、J55、K55、M65、L80-1、C90（C90 1型和C90 2型）、C95、T95（T95 1型和T95 2型）。 （3）湿二氧化碳环境 为不同含量二氧化碳及地层水，以电化学腐蚀为主的井下条件。常用13Cr或SUPER13Cr、22Cr等更高铬含量的马氏体不锈钢。 （4）湿二氧化碳和微量硫化氢环境 双向不锈钢22Cr可用于含微量硫化氢的湿二氧化碳环境，硫化氢和氯根含量更高时可选25Cr。 （5）高含硫化氢和高含二氧化碳恶劣的腐蚀环境 在不利的油气井腐蚀介质类型组合及含量、压力、温度等相互作用下，抗硫化物应力开裂的碳钢和低合金钢可能会出现严重失重腐蚀、点蚀或开裂。这是最恶劣的腐蚀环境，总体来说只可选用镍基合金类材料。 图12-10 油气井腐蚀环境与材料选用指导图 三、碳钢和低合金钢环境断裂的评价方法和判据 环境断裂是材料选择最重要和优先考虑的因素，环境断裂的评价方法和判据已在相应的标准中有具体的规定和作法。 1. 评价标准和方法 在工程上需要评价某种材料在一定硫化氢酸性水溶液环境中不会发生开裂的拉伸应力值，这个应力值称为环境断裂临界应力，它与材料屈服强度的百分比称为临界应力百分比。NACE TM0177－2005 标准提供了试验方法和判别标准。碳钢和低合金钢在室温下对SSC敏感性高，因此通常只做常温常压的抗裂性能试验。对于不锈钢和耐蚀合金，情况比较复杂，不能套用上述标准。NACE TM0177－2005标准规定了试验使用的试剂、试样和设备、需遵循的试验程序等，该标准包括四种试验方法： 方法A：拉伸试验，又称恒载荷试验，评价材料在单轴向拉伸载荷下的抗环 境断裂能力，应用最为普遍，是材料抗硫化物应力开裂性能的基本评价方法。 方法B：弯梁试验，较少应用。 方法C：C形环试验，主要用于评价直焊缝管的焊缝对硫化物应力开裂的敏感性。 方法D：双悬臂梁（DCB）试验，可以定量评价材料在特定腐蚀环境下的临界环境断裂韧性。 除了上述方法外，还有一种称为慢拉件应变（SSR，Slow strain rate）的试验法。试件在极缓慢的拉伸（应变速率低到10－4 到 10－7 sec－1）状态下，在数小时至几天将发生断裂。这是一种快速评价材料抗环境断裂性能的方法，特别适用于耐蚀合金类材料评选。 2. 碳钢和低合金钢在硫化氢酸性环境中开裂严重度判据 在酸性环境碳钢和低合金钢性能的诸多影响因素中，最关键的是硫化氢的分压和pH值，因此ISO15156以这两个参数为开裂严重度判据。在材料选用实际设计中，最好能得到井下取样pH数据，但是硫化氢井下取样比较困难。 图12－11 为碳钢和低合金钢在硫化氢酸性环境中开裂严重度判据图。 图12－11 碳钢和低合金钢在硫化氢酸性环境中开裂严重度判据图 图12-11分为四个区间，对其分区说明如下： 1）“0”区，代表硫化氢分压较小的环境（PH2S< 0.3kPa） 在“0”区，通常情况下，对钢材的选用无特殊要求。但应考虑导致开裂的可能性。左下角虚线表示硫化氢分压低于0.3kPa，可能会存在测量和低含硫情况下材料性能的不确定性。此外，应特别注意降低应力集中和避免使用高强度钢。 2）SSC3区，代表严重酸性环境 硫化氢分压值只到1MPa，大于1MPa后材料性质具有不确定性。需通过模拟具体环境做评价，根据井下工况通过试验选用合适的材料。 该区的环境特征是：pH 值/PH2S 从3.5/0.01 bar到 5.5/≥ 1.0 bar。只要PH值低于 3.5，任何可测到的微量硫化氢含量均属SSC 3区间。同时含有硫化氢和二氧化碳及水的环境中，pH值有可能低到3.5以下，腐蚀工况十分严重。 3）上述SSC 1、2和3区间的材料选用没有对应的钢级。三个区间均可选用同样的钢级，但是同一钢级用在不同的区间制造水平和质量控制有差别。用在SSC 3区间环境的制造质量控制要求更高。例如根据强度设计需要用C110级别 的油管或套管，屈服强度下限为110kPsi，上限应为125kPsi，即严格控制屈服强度偏差，实际最大屈服强度与最小名义屈服强度（SMYS）之差不能大于103MPa（15ksi）。这在很大程度上决定于工厂的热处理水平。但是对于SSC 2区，材料屈服强度偏差可增大到206MPa(30kPsi)。此外在硬度偏差、消除残余应力等质量控制方面稍有差别。 4）选用碳钢和低合金钢时，应根据拟服役的酸性工作环境或按SSC 1区、SSC 2区、SSC 3区的条件进行评价试验。酸化后pH值降低，特别要注意的是返排不及时和井底滞留残酸的可能性。在确定含有硫化氢环境的严重程度时，应考虑非正常操作或停产形成凝析水，凝析水可能会有极低的pH值。 3. 常用抗硫化氢应力开裂碳钢和低合金钢油、套管材料 由于套管的使用条件比较恶劣，对钢的质量要求很严，必须按专门标准或技术条件生产和检验。ISO11960、API Spec5CT标准认定的套管执行统一的材料标准，API 5C3和ISO10400已根据ISO11960的材料和具体技术条款作了强度计算。国际统一标准钢级由字母及其后的数码组成，数码则代表套管材料的最小抗拉屈服强度，数码值乘以1000kPsi(6894.757kPa)就是最小抗拉屈服强度。以N80套管为例，钢级为N80，代表最小屈服强度为80000kPsi（551.6MPa）。 ISO11960（原API 5CT，等同于ISO 11960，2001年版）标准中规定J55、K55、M65、L80-1、C90（C90 1型和C90 2型）、C95、T95（T95 1型和T95 2型）为硫化氢环境用钢。但应注意，只有L80 1型、C90 1型、T95 1型可用于温度低于65℃的硫化氢环境; C95和 C90 2型、T95 2型只能用在温度高于65℃的硫化氢环境。上述带“1型”的钢级在有害元素含量控制，合金元素的含量及匹配，硬度和硬度偏差范围都比“2型”更严格。设计、选用和订货都应注意这 些差别。 此外，很多钢管公司推出屈服强度为110kpsi的抗硫化氢应力开裂油管和套管，但这是用户和厂家自行认可的标准。目前ISO、API和NACE尚未将110kPsi抗硫钢列入标准。 4. 影响碳钢和低合金钢开裂的主要因素 在含硫化氢环境中，存在多种性能因素及其相互作用的影响，这些参数包括： 1） 化学成分，制造方法，成形方式，强度，材料的硬度和局部变化，冷加工量，热处理条件，材料微观结构，微观结构的均匀性，晶粒大小和材料的纯净度。 2）硫化氢分压或在水相中的当量浓度。 3）水相中的氯离子浓度。 4）水相酸度值（pH值）。 5）是否存在元素硫或其他氧化剂。 6）非产层流体侵入或与非产层流体接触。 7）温度。 8）应力状态及总拉伸应力（外加应力加残余应力）。 9）暴露时间。 以下将讨论设计和选用时需要考虑影响碳钢和低合金钢开裂的主要因素。 1）硬度 屈服强度和硬度是材料抗硫化物应力开裂的重要性能参数。强度和硬度太高和太低都会导致开裂，适当低的强度和硬度是确定碳钢和低合金钢抗环境开裂的重要指标。通过限制强度等级可以避免硫化物应力开裂。因为硬度与强度有关， 硬度能用非破坏性的和较简便的方法确定，因此硬度在酸性环境材料的选择和质量控制的规范中广泛使用。表12-3为ISO 11960规定的常用抗硫钢材硬度值。 表12-3 ISO 11960规定的常用抗硫钢材的硬度值 硬度最大值 硬度平均值 备注：1型指基于最大屈服强度1036MPa（150kPsi），Cr－Mo钢，Q&T处理。 2）酸性环境不同钢级套管和油管适用的温度条件 硫化氢对碳钢和低合金钢应力腐蚀开裂的影响因素中，温度是一个关键的参数。硫化物应力开裂的敏感温度是室温至65℃，因此前述开裂试验标准都设置在24℃。表11－4列出了按ISO 11960钢级标准套管和油管适用的温度条件。在温度高于65℃的井段可以采用较高强度的非抗硫油套管。利用高温下硫化物应力开裂的敏感降低，但在深井段采用非抗硫管仍存在风险。高温井段硫化物应力开裂虽然不易发生，但是随着井温的增加，电化学腐蚀加剧。因此，在高含硫化氢、二氧化碳或地层水井中，油套管的设计应综合考虑。 表12-4 酸性环境套管和油管适用的温度条件 适用于所有温≥65℃（150℉） ≥80℃（175≥107℃22.0 HRC 22.0 HRC 25.0 HRC 25.0 HRC J55 K55 22.0HRC L80 1型 23.0 HRC C90 1型 25.4 HRC T95 1型 25.4 HRC 度 钢级 H40 J55 K55 M65 L80 1型 C90 1型 T95 1型 符合图11－16中3区的使用条款 最大屈服强度钢级 N80 Q型 C95 ℉） 钢级 N80 P110 （225℉） 钢级 Q125a 最大屈服强度 小于等于760MPa小于等于965MPa（110kPsi）专用Q&T（140kPsi）专用钢 Q&T级 a：1型是基于最大屈服强度1036MPa（150kPsi），化学成分为Cr－Mo的Q&T级的。不可采用碳锰钢。 四、耐蚀合金材料油套管 耐蚀合金包括不锈钢、合金两大类。在一般意义上，似乎耐蚀合金具有更高的抗腐蚀性能。但实际上，某些耐蚀合金对腐蚀环境引起的点蚀和应力腐蚀开裂较为敏感。在石油工业使用耐蚀合金的历史中，曾经发生过由于耐蚀合金材料选材欠妥导致油管应力开裂和点蚀穿孔的严重事故。 耐蚀合金腐蚀的主要形式是局部腐蚀和环境断裂。由于耐蚀合金品种多、价格贵、价格差异大，对使用坏境的适应性差异大，在油气井中尚缺乏使用经验， 因此选用耐蚀合金的决策需要有充分依据，应尽可能模拟使用环境，进行实验室评价，吸取类似油气田开发的经验教训均十分重要。 1. 用于油气井油、套管耐蚀合金类型及基本成分 耐蚀合金中Cr、Ni、Mo是最重要的基本合金成分，它们的含量百分比及制造方法构成了不同类型的耐蚀合金。上述元素对构件表面形成的保护性腐蚀产物膜的稳定性起关键作用，腐蚀都是从保护性腐蚀产物膜破坏开始的。 表12-5列出了油套管用耐蚀合金的主要成分。奥氏体不锈钢类型用于制造零部件，不用于制造油套管，因此表中未列出。 2. 耐蚀合金的腐蚀影响因素 1）腐蚀现象 耐蚀合金在实际使用过程中，腐蚀现象主要有：点蚀和应力腐蚀开裂。应力腐蚀开裂包括硫化物应力腐蚀开裂、氯化物应力开裂等。 2）耐蚀合金的点蚀 耐蚀合金点蚀是一个较为普遍的问题，点蚀坑处应力水平相对较高，可能形成裂纹源。在较高工作应力、氯离子或氧的协同作用下，可能导致环境开裂。为了评价抗点蚀的能力，采用抗点蚀当量数（PREN，pitting resistance equivalent number）来描述。 PREN（FPREN）可以采用相应的公式进行计算。 3）影响耐蚀合金点蚀及开裂的环境因素 影响耐蚀合金点蚀及开裂的因素比较复杂，在设计和井下作业中应该考虑的因素有： （1）Cl－或其它卤化物（F－、Br－）的浓度 不同浓度Cl－经常会出现，有的地层水中氯根含量高，有的井用高浓度盐水或天然卤水压井。F－、Br离子在油气井完井，井下作业中可能会用到，例如酸化液中含氢氟酸，用溴化物作压井液、储层保护液等。Cl－或其它卤化物（F－、Br－）离子单独或在氧的协同作用下使不锈钢表面钝化膜破坏，导致钢直接吸附氢原子。不锈钢和合金在使用中都有一定Cl－或其它卤化物（F－、Br－）的浓度限制。 表12-5油套管用耐蚀合金的主要成分 关键性合金含量 UN类型 S Cr（%） （%） 马氏体不锈钢 Si 1、 ISO Mn 0.25～1，11960 L80 13Cr S413CrS 1426 S/W 13Cr S412～15 1425 7 5～2 13.5 ～6.5 4～5～3 1.Cu 0.3 V 0.5 11.5～4.51.Ti 0.01～0.5； 12～14 0.5 Cu 0.25 Mo（%） Ni 其它 （%） 双相不锈钢 22Cr S321.0～4.52.Mn、Si等 1803 S32550 23.0 ～6.5 4.55～3.5 2.0～4.0 24.0～～6.5 6.0S327.0 25Cr 2750 ～3.0～4.0 ～3.0～4.0 Mn、Si等 24.0～26.0 8.0 S324.0～26.0 6.02760 合金 Alloy C－276 Alloy 625 Alloy 718 Alloy 825 825 N06G－3 985 NO8028 028 NO02550 6255 ～26.0 ～28.0 23.0～23.5 26.0. 718 N08625 N07276 N06N1014.5～16.5 20.0～23.0 17.0～21.0 19.5～23.5 21.0. . 8.0 rem15～17 W=3.0～4.5，Co=2.5 Nb（铌）rem8.0～10 =3.15～4.15 50.2.Nb=4.75～0～55.0 8～3.3 5.50 38.2.Ti（钛）=0.6～0～46.0 5～3.5 1.2 rem6.W钨）=5.0，0～8.0 Co=1.5 29.3.Cu=0.6～1.4 0～4.0 6.W=3.0，～32.5 47.～52.0 0～9.0 Cu=1.2， Ti=0.69 备注：UNS：统一编号体系（依据SAE－ASTM，美国金属和合金编号体系）。Rem：余量。 如果要在油套环空或井内注入CaCl2、NaCl、ZnCl2、CaCl2－CaBr2等溶液，应首先进行模拟井下条件，并与硫化氢和二氧化碳协同作用的耐蚀合金点蚀和环境开裂评价。对于马氏体不锈钢和双向不锈钢，Cl或其它卤化物（F－、Br－）的上述影响应列入评价要求。 （2）井下硫化氢分压及环境pH对开裂的影响 对于镍基合金，原则上环境pH值不影响材料的环境开裂。但是对马氏体不锈钢和双向不锈钢必须考虑潜在的环境开裂问题。 （3）元素硫对点蚀和环境开裂的影响 元素硫是某些耐蚀合金环境开裂和点蚀的影响因素。元素硫对耐蚀合金的影响机理和规律研究得不充分，只有针对具体环境加强评价。 （4）氧对点蚀和环境开裂的影响 曾经发现开关井口环空阀门导致环空吸入空气，氧与环空保护液氯化物反应，导致双相不锈钢环境断裂。如果用了不锈钢油管，向井内注入流体时应考虑除氧或加入氧抑制剂。 3. 耐蚀合金的使用环境限制 耐蚀合金钢虽能耐蚀，但仍有一定的使用条件限制。设计者应咨询或委托该技术领域单位进行评价和论证，以便针对井下环境选出合适的材料。 五、非金属材料的腐蚀 在井下和井口装置中常用到一些非金属材料作密封件或零件，防腐设计亦需 要考虑非金属材料的抗腐蚀性能。当橡胶密封材料和介质相接触时，由于它们的氧化作用而引起橡胶密封材料和添加剂的分解，有些介质还能引起橡胶密封材料的溶胀，使橡胶密封材料分子产生断裂、溶解以及添加剂的分解、溶解、溶出等现象。需要时，可参考ISO 15156－4设计选用非金属材料。 国内外的研究已经认识到了甲烷、硫化氢、二氧化碳和地层水共存或某几项组合对水泥环的腐蚀问题，但是缺乏在高温高压下长期寿命影响的研究及标准。高温高压下需要设计采用抗硫化氢、二氧化碳的水泥体系或处理剂。应特别注意高温高压下超临界态二氧化碳对水泥的侵蚀，国外一些过套管测井发现二氧化碳腐蚀水泥，产生微环隙。实验室评价发现普通油井水泥在28MPa，90℃超临界态二氧化碳环境中，不到一个月水泥石严重碳化和开裂。采用胶乳水泥体系可显著降低水泥石渗透性，从而有利于防止或减轻水泥的腐蚀。 第四节 气井的防腐设计 油气田腐蚀与防护工作一直是石油工业的重要课题，总是把防腐工作纳入生产建设管理轨道，实行同步规划、同步设计、同步建设、同步运行。 一、防止油管的冲蚀/腐蚀 1．考虑油管冲蚀/腐蚀的平均流速计算 （1）冲蚀/腐蚀的平均流速计算 在工程实际中，流速往往是唯一可以控制的力学指标。控制了流速就可以控制管壁的冲蚀腐蚀引起的管壁减薄。 美国石油学会建议的两相流（气/液）管道中冲蚀极限速度（API RP14E ）为 VeCg （12-4） 式中 Ve——冲蚀速度，m/s； C——经验常数。若流速在临界速度以内，则可控制腐蚀的速度。 对于H2S的情况钢表面形成的硫化铁膜，C确定为116。对于CO2的情况钢表面形成的碳酸铁腐蚀膜，C为110。若腐蚀膜是Fe3O4，C为183。 g——气体的密度，kg/m3。 g3484.4gPZT （12-5） 式中 g——混合气体的相对密度，f； p——油（套）管流动压力，Mpa； Z——气体偏差系数； T——气体绝对温度，K。 若令C120，并将（12-6）式代入（12-5）式，则： ZT （12-6） Ve2.0329Pg0.5 气流从井底流向井口，由于重力及摩阻的影响，井口流动压力要比井底流动压力小，而流动速度却愈来愈大。因此只要井口处的气流速度能满足不产生明显冲蚀的条件，则井筒中管柱任何断面处的速度也一定能满足该条件。井口处油管的冲蚀流速与气井相应的冲蚀流量和油管内径的关系式可由下式表示 Ve1.4736105 qe （12-7） 2d式中 qe——气井井口处的冲蚀流量，104m3/d； d——油管内径，mm。 整理上面各式得 ZTd2 （12-8） qe1.3794105Pg0.5 据井口处冲蚀流量与地面标准条件下体积流量的关系式 qmax ZscTscPqe （12-9） PscZT当地面标准条件为Psc0.101MPa，Tsc293K，Zsc1.0则有 P0.04ZTgd2 （12-10） 0.5qmax 式中 qma——地面标准条件下气井受冲蚀流速约束确定的产气量，x104m3/d。 （2）油管内流速对腐蚀影响的复杂性 上节的计算仅是指导性的，实际的冲蚀情况十分复杂。当含二氧化碳、硫化氢和地层盐水时，初始腐蚀产物膜被不断冲掉，腐蚀膜起不到保护作用。二氧化碳腐蚀物疏松，更容易被冲掉。因此含二氧化碳气井的油管直径选用和产量控制要特别重视。当需加入缓蚀剂防止油管腐蚀时，若油管内流速太高，管壁缓蚀剂 膜将不稳定。严重时不得不缩短注缓蚀剂周期，甚至改为连续注入。 疏松产层或测试、生产压差过大，气流带砂时冲蚀严重，加剧冲蚀腐蚀。 2. 优选螺纹结构，防止螺纹冲蚀/腐蚀 油套管柱中，螺纹连接是首先被腐蚀的部位。在很多情况下，油管管体可再下井使用，但因螺纹腐蚀，必须重车螺纹或整体报废。当流体通过油管柱接箍中部时，截面变化，即截面的突然放大和突然缩小，流体流速及流场将发生变化。在该区产生冲蚀腐蚀、应力腐蚀、缝隙腐蚀，电偶腐蚀，流动腐蚀等。 从下图12-12中可见外螺纹端被冲蚀腐蚀呈“虫咬”状。 图12-12油管外螺纹端部腐蚀形貌 在前述电偶腐蚀讨论中已提到应力集中、局部冷作硬化部位将作为电偶对的阳极加速腐蚀。此外接箍与管体用不同材料和不同工艺制造，其间也存在电位差。 腐蚀环境的油气井宜采用气密封螺纹。气密封螺纹流道变化小，有利于防止涡流冲蚀电偶腐蚀，降低缝隙腐蚀和电位腐蚀。API园螺纹接箍中部的涡流冲蚀和高的接触应力、 应力集中等结构缺陷易导致先期失效。 二、油套环空（油管外壁和套管内壁）腐蚀 1. 开口环空 油管下部不带封隔器的完井结构称为开口环空。油套环空套管内壁和油管外壁的腐蚀决定于产出流体和环空油气水的相态变化。一些油气田油管外壁比内壁腐蚀严重，可见从外壁向内延伸的局部腐蚀穿孔。二氧化碳溶于凝析水，可使凝析水pH值降到4.0以下。由于环空无流动，该凝析水可稳定地附着在油管外壁，造成失重腐蚀或点蚀穿孔。 气井底部的油管和套管在气水界面附近溶解与析出产生的传质动力因素也会加剧腐蚀。 2. 闭口环空 油管下部带封隔器的完井结构称为闭口环空。以下只重点讨论闭口环空的环空保护液设计。环空保护液应具有如下性能： 1）具有良好的防腐蚀性能 2）高温及长期的稳定性 还有加入的聚合物材料无分解，加重材料无沉降。 3）具有一定的密度，能平衡压力 环空保护液具有一定的密度，以平衡油管内的高压和对封隔器施加一定回压。 三、套管外防腐 套管外腐蚀主要发生在未注水泥的自由套管段，水泥环可较好的保护套管免受腐蚀。在注水泥质量差的井段，或井下作业损伤了水泥环的井段，套管也可能受到腐蚀。套管外腐蚀的腐蚀源十分复杂，但是最基本和最普遍的是未封固段地 层水发育、地层水处于流动态，地层水含腐蚀性组分。此外还可能有环空滞留钻井液的腐蚀，套管自身钢材的金属学缺陷、操作损伤及局部应力集中。制造残余应力过大或套管钳牙咬伤会加快局部腐蚀。套管接箍及外螺纹螺牙消失段存在应力腐蚀、缝隙腐蚀和电偶腐蚀，这个区域会过早穿孔或断裂。 防止套管外腐蚀的主要措施包括避免裸眼段过长，用水泥封固腐蚀性井段; 采用套管外涂层或外缠绕保护膜; 提高注水泥质量和采用合适的抗腐蚀水泥。 四、防止电偶腐蚀的设计 1. 电偶腐蚀的普遍性 油气井生产系统中有各式各样的连接或构件间的接触、不同材质的金属间不同程度地存在着电位差，因此电偶腐蚀具有普遍性。构件间接触必然有缝隙，因此电偶腐蚀与缝隙腐蚀往往同时发生，加剧了腐蚀。 电位差大的金属连接会导致强电偶腐蚀，即阳极端加速腐蚀。不锈钢油管与低合金钢油管连接：碳钢或低合金钢油管作为腐蚀阳极，加速腐蚀。当碳钢或低合金钢管端为外螺纹与不锈钢管端内螺纹连接时，外螺纹截面积比内螺纹的小，即“小阳极大阴极”，外螺纹腐蚀形成最严重的腐蚀连接。 镍、钛等高耐蚀合金与碳钢、低合金连接，不像前述不锈钢那样形成强电偶腐蚀的连接件，这是因为耐蚀合金腐蚀产物膜与碳钢、低合金钢的电位差小。 不同钢级管柱之间的连接，管体与接箍用不同的钢材制造，都可能发生弱电偶腐蚀。油管内壁结垢，钢作为阳极，产生垢下电偶腐蚀。 油管、套管或设备中的应力集中、局部冷作硬化（如钳牙咬伤的坑痕、钢印）部位与相邻金属间也有电位差，应力集中、局部冷作硬化处作为阳极加速腐蚀。这是外加厚油管加厚过渡带易腐蚀穿孔的主要原因之一。 2. 防止电偶腐蚀措施 1）“大阳极小阴极”的连接设计 在有可能发生强电偶腐蚀的连接中，只要结构允许，应尽可能将易被腐蚀端（阳极）体积或质量做大，不易腐蚀端（阴极）做小，这种结构称为“大阳极小阴极”。此外，阳极端做大后，对应的装配应力、外载应力可降低，这也可以降低应力腐蚀和提高承载能力与使用寿命。在井下油管及附件的连接中可能会有不锈钢与低合金钢的连接，根据上述原理，应该尽可能将不锈钢端做成外螺纹，低合金钢端做成内螺纹，即接箍。只要结构允许，低合金钢端内螺纹连接件壁厚或直径应尽量增大。 2）在异种金属连接或接触间加绝缘材料或密封填料 在异种金属连接或接触间加绝缘垫、套或密封填料可防止或减缓电偶腐蚀和应力腐蚀。如果结构空间允许，应采用尽可能长或厚的绝缘垫、套。 3）局部牺牲阳极保护 在具有腐蚀倾向的阳极端喷涂或镀锌、铝或镁可起到局部保护作用。锌、铝或镁电子流向钢体，使原来的电偶极性逆转，这也是一种局部牺牲阳极保护技术，该技术应在实验评价有效后方可实施。 五、采油树系统腐蚀 采油树系统由阀门、法兰、油管挂、四通、变径管、弯管和节流阀等组成，它们都是压力控制的关键部件。对于高压气井，高压部件冲蚀/腐蚀会造成严重后果。采油树系统防腐的关键是正确选型，针对不同腐蚀环境，选用相应的采油树材料等级。设计选用应依据API Spec 6A标准。二氧化碳分压可作腐蚀严重度分级的依据，这是因为含二氧化碳时，流动诱导腐蚀和冲刷腐蚀加剧了电化学腐 蚀。硫化氢的主要危害是应力开裂问题，选用了抗开裂的材料后，流动诱导腐蚀，冲刷腐蚀和电化学腐蚀就成了腐蚀和材料选用的控制因素。表12-6为采油树材料防腐蚀等级划分 表12-6 采油树材料防腐蚀等级划分 二氧材料工况 类别 MPa ≤AA 一般环境，无腐蚀 0.05 0.05-BB 一般环境，轻度腐蚀 0.21 一般环境，中度腐蚀到严重CC 腐蚀 0.21 ≤DD 酸性环境，无腐蚀 0.05 0.05-EE 酸性环境，轻度腐蚀 0.21 酸性环境，中度腐蚀到严重FF 腐蚀 HH 表12-6中酸性环究境所用材质应符合NACE 15156规定的标准和评价方法。 酸性环境，严重腐蚀 0.21 ≥≥化碳分压，表中HH级用于高含硫化氢和二氧化碳气井，所有与流体接触的表面一般都堆焊一定厚度的625镍基合金。如果HH级仍不能满足防腐要求，API Spec 6A标准允许厂家与用户协商，生产ZZ级采油树。 六、注缓蚀剂防腐 注缓蚀剂对碳钢和低合金钢油管防腐已有很长的使用历史，它普遍用于新下油管的预防腐蚀，也用于发现腐蚀后的腐蚀控制，是国内外酸性气田广泛采用的防腐方法。 根据缓蚀剂作用机理，缓蚀剂可分为薄膜型和钝化型两大类。薄膜类是在金属表面形成不渗透吸附膜，以阻止腐蚀介质接触金属，薄膜型主要有胺类，如伯胺、聚胺、酰胺类、咪唑啉、鳞化物等。钝化型主要有钒酸盐、铬酸盐等，钝化类主要是在金属表面形成保护性氧化层。 有两类加注缓蚀剂的技术： 第一类，现在普遍采用的环空注入法，根据腐蚀监测情况确定合理注入周期。环空加药既能保护油管（内、外壁）又能保护套管（内壁），甚至对地面集输管线还有保护作用。特别值得一提的是，如加入缓蚀阻垢剂，不仅能防腐，还可防止油管和集输管线内壁结垢。 第二类，从油管内投缓蚀棒，缓蚀棒中含有缓蚀剂，在一定条件下逐步释放缓蚀剂，从而起到保护油管内壁的作用。 注缓蚀剂设计和现场应用中应该注意的问题是： 1）有效性及技术经济评价 由于井下腐蚀的复杂性和缓蚀剂的多样性，有效性评价显得十分重要。此外在很多情况下，注缓蚀剂仅是首次投入低，但长期运行成本较高。有的缓蚀剂只 对控制均匀腐蚀有效，对点蚀可能不起作用，甚至加剧点蚀。评价缓蚀剂时，应特别注意有效性及技术经济效益。 2）在硫化氢气井中，不应把注缓蚀剂作为防止环境开裂的措施。注缓蚀剂主要用于 解决一般性的电化学腐蚀。这是因为影响注缓蚀剂效果的因素较多，具有不确定性。临时性的井下作业可考虑注缓蚀剂防止环境开裂，例如，下测井钢丝作业时保护钢丝，酸化作业时保护油管等。 3）油管内流速和局部涡流影响缓蚀剂效果 缓蚀剂在管壁上形成稳定的保护膜决定于吸附、脱附动力过程。高流速及局部的涡流会破环膜的稳定性，并可能导致局部腐蚀。高产井采用注缓蚀剂防腐是否有效，需要大量的模拟评价研究。 4）当油管下部装有封隔器时，从环空注缓蚀剂的井下装置过于复杂，可靠性难以保证。 5）缓蚀剂对环境的不良影响，已日益受到关注，并将成为缓蚀剂评价和选用的考虑因素之一。 七、内涂层或内衬双金属复合油管 1. 内涂层油管 在腐蚀环境不是十分恶劣的油气井中，采用内涂层油管具有较高的技术经济效益和安全性。国外TUBOSCOPE公司推出的TK236已在含二氧化碳和少量硫化氢的井中使用，并经现场应用认可。目前公认的内涂层材料是一种改性酚醛环氧树脂。 内涂层油管具有下述优点： （1）具有低摩阻系数 油管内涂层具有低摩阻系数，这对降低油管内沿程流动压力损失、降低井底回压十分有利。这相当于用较小尺寸的油管在相同的压差下能够得到与较大尺寸油管相同的产量。 （2）改变表面润湿状态 在内涂层材料中加入某些高分子材料，可以将涂层改造成具有降低结蜡、结垢性能。 （3）投资比较低 内涂层油管的缺点： 忍受机械碰、擦伤能力较低，因此抽油井、油管内频繁作业的井不宜采用。内涂层油管主要用于注水井、气井或自喷井和电潜泵抽油井。 螺纹连接部位的防腐处理较难，需要同时考虑公扣端部的保护问题。 涂料质量和喷涂工艺及过程控制要求高，否则会出现脱层或鼓泡等失效问题。 2．不锈钢或合金内衬双金属复合油管 在普通油管内衬一层不锈钢或耐蚀合金薄壁管，使其成为双金属复合油管。复合管两端釆用常用的螺纹连接，但是制造技术特殊。内衬管的材料可根据油田腐蚀环境选择，常选用以二氧化碳为主的腐蚀可用奥氏体不锈钢内衬，以硫化氢为主的腐蚀可用镍基合金内衬等。 八、电法保护 电法保护是根据电化学和电学原理和方法，使被保护金属达到保护的措施，包括外加电流阴极保护、牺牲阳极阴极保护、直流杂散电流排流保护，交流杂散 电流排流保护等措施。 外加电流阴极保护又称强制电流阴极保护。它是根据阴极保护的原理，用外部直流电源作阴极保护的极化电源，将电源的负极接被保护构筑物，将电源的正极接至辅助阳极。在电流的作用下，使被保护构件对地电位向负的方向偏移，从而实现阴极保护。给管道实施阴极保护时，用金属导线将管道接在直流电源的负极，将辅助阳极接到电源的正极。 在腐蚀电池中，阳极腐蚀，阴极不腐蚀。根据这一原理，把某种电极电位比较负的金属材料与电极电位比较正的被保护金属构筑物相连接，使被保护金属构件成为腐蚀电池中的阴极而实现保护的方法称为牺牲阳极阴极保护。该方法特别适用于缺乏外部电源和地下金属油套管的防护。常用的牺牲阳极材料有镁及镁合金、锌及锌合金和铝合金。 第五节 含硫化氢气井的安全与防护 一、天然气中可能含有的毒性物质及其对公众安全的影响 酸性气井钻井、完井或井下作业中的井喷会导致大量有毒气体的逸散，这有可能造成不同程度的公众安全问题及环境伤害。天然气中主要的毒性气体是硫化物，包括硫化氢、二氧化硫、硫醇等，此外可能还含有一氧化碳。点火燃烧含硫化氢天然气产生的二氧化硫也是毒性气体。化工生产或生活废弃物中的废气也会含硫化氢，但其浓度较低。已从石油中鉴定出的硫化物近数十种，有硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩类。其中硫醇具有毒性和强烈臭味，对环境污染作用甚大。本节 的内容涉及很强的法律法规性质，若有数据或阐述不一致之处，应以安全法律文件为执行依据。 1．硫化氢的理化性质及毒害 1）硫化氢的理化性质 硫化氢是一种无色、剧毒的酸性气体。在某些文献中称氢硫酸、二氢硫，可视为硫化氢的同义词。硫化氢有极其难闻的臭鸡蛋味，低浓度时容易辨别出。但由于容易很快造成嗅觉疲劳和麻痹，气味不能用作是否存在硫化氢的警示措施。硫化氢比空气重，在15℃和0.10133 MPa（1 atm）下蒸气密度（相对密度）为1.189。硫化氢自燃温度250℃，燃烧时呈蓝色火焰，产生有毒的二氧化硫气体。硫化氢与空气混合，浓度达4.3%～46%时，可形成爆炸混合物。 2）硫化氢对人体的伤害浓度 硫化氢主要通过呼吸器官进入机体，也有少量通过皮肤和胃进入机体。人体吸进的硫化氢大部分滞留在上呼吸道里。急性中毒时出现意识不清，过度呼吸迅速转向呼吸麻痹，很快死亡。 硫化氢逸散到空气中的浓度常用ppm来表示，100万份体积的气体中含1份硫化氢就称为1ppm。有时也可见到用质量浓度，前述ppm数的1.5倍就约相当于质量浓度mg/m3。人体对不同浓度H2S的感受及毒性反映见表12-7。 表12-7 人体不同浓度H2S对的感受及毒性 ppm mg/m3 通常，在大气中含量为0.195mg/0.13 0.195 m3 （0.13ppm）时，有明显和令人讨厌的气味。随着浓度的增加，嗅觉就会疲劳，气体不 再能通过气味来辨别 有令人讨厌的气味。眼睛可能受10 15 刺激。 美国政府工业卫生专家公会推荐15 22.5 的15min短期暴露范围平均值 在暴露1h或更长时间后，眼睛有20 30 烧灼感，呼吸道受到刺激，美国职业安全和健康局的可接受上限值 暴露15min或15min以上的时间后嗅觉就会丧失，如果时间超过1h，可能导致头痛、头晕和/或摇晃。超过750 75 5mg/m3 （50ppm）将会出现肺浮肿，也会对人员的眼睛产生 严重刺激或伤害 3min～15min就会出现咳嗽、眼睛受刺激和失去嗅觉。在5min～20mi100 150 n过后，呼吸就会变样、眼睛就会疼痛并昏昏欲睡，在1h后就会刺激喉道。延长暴露时间将逐 渐加重这些症状 明显的结膜炎和呼吸道刺激。此300 450 浓度为 立即危害生命或健康 短期暴露后就会不省人事，如不迅速处理就会停止呼吸。头晕、失去500 720.49 理智和平衡感。患者需要迅速进行人工呼吸和/或心肺 复苏技术 意识快速丧失，如果不迅速营救，呼吸就会停止并导致死亡。必须立700 1050 即采取人工 呼吸和/或心肺复苏技术 立即丧失知觉，结果将会产生永10001500 ＋ 行营救，应 用人工呼吸和/或心肺复苏 2．二氧化硫的理化性质及毒害 1）二氧化硫的理化性质 燃烧含硫化氢、元素硫的天然气会生成二氧化硫。二氧化硫又名亚硫酐 为无色有强烈辛辣刺激味的不燃性气体。在其它行业，如熔炼硫化矿石、烧制硫磺、制造硫酸和亚硫酸、硫化橡胶等也会有二氧化硫。此外，二氧化硫是常见的工业 久性的脑伤害或脑死亡。必须迅速进废气及大气污染的成分。 分子量64.07，密度2.3g/L,溶点-72.7℃，沸点-10℃。溶于水、甲醇、乙醇、硫酸、醋酸、氯仿和乙醚。易与水混合，生成亚硫酸 (H2SO3)，随后转化为硫酸。 2）二氧化硫对人体的伤害浓度 二氧化硫属中等毒类，对眼和呼吸道有强烈刺激作用，吸入高浓度二氧化硫可引起喉水肿、肺水肿、声带水肿及(或)痉挛导致窒息。 吸入二氧化硫后很快出现流泪，畏光，视物不清，鼻、咽、喉部烧 灼感及疼痛，严重者发生支气管炎、肺炎、肺水肿，甚至呼吸中枢麻痹。长期接触低浓度二氧化硫会引起嗅觉、味觉减退、甚至消失，头痛、乏力，牙齿酸蚀,慢性鼻炎，咽炎，气管炎，支气管炎，肺气肿，肺纹理增多，弥漫性肺间质纤维化及免疫功能减退等。 表12-8为人体对不同浓度二氧化硫的感受及毒性反映。 表12-8 人体对不同浓度二氧化硫的感受及毒性反映 ppm m3 2.71 1 13.5 50 12 100 .00 49 27132.灼伤眼睛，刺激呼吸，对嗓子有较小的刺激。 刺激嗓子咳嗽，胸腔收缩，流眼泪和恶心。 立即对生命和健康产生危险的浓度。 具有刺激性气味，可能引起呼吸改变。 mg/暴露于二氧化硫的典型特性 150 500 1000 .35 406产生强烈的刺激，只能忍受几分钟。 1354.50 2708.99 即使吸入一口，就产生窒息感。应立即救治，提供人工呼吸或心肺复苏技术。 如不立即救治会导致死亡，应马上进行人工呼吸或心肺复苏。 3. 与硫化铁有关的安全问题 在含硫气井集气系统或集气站场管汇系统的管壁或容器壁一般会有硫化氢腐蚀产物硫化铁沉积。硫化铁是一种硫化氢与铁或者废海绵铁(一种处理材料)的反应产物，它是结构较复杂的聚硫化物： FexSYFeSFeS2Fe2S3Fe9S8 硫化铁燃点低，暴露在空气中就会自燃或爆炸。在合适的天然气/空气比例下，常温常压下的爆炸极限值4-16%，高温高压下这个比例会有所变化。一定温度下硫化铁会自燃并将引爆天然气。 在有硫化铁沉积的管汇系统中进行维修，以燃料气置換管内、容器或阀室内的空气不彻底，有空气置留，废弃的管汇处置不当会造成自燃或爆炸。硫化铁垢会在容器的内表面和脱硫过程的胺溶液的过滤元件上积累下来。硫化铁的燃烧产物之一就是有毒物质二氧化硫。 物理爆炸已通过强度设计和选材等得到有效控制。但是硫化铁自燃的化学爆炸与站场集气设计和执行操作标准和规程有关，防止化学爆炸应是设计和操作管 理的重点。维修后置换空气应执行行业标准SY5225，置換气流速要小于5m/s，速度过快会导置空气替换不干净，检修置换应考虑采用氮气置换。 二、含硫气井的公众安全半径 酸性气井钻井、完井或井下作业中的井喷会导致大量有毒气体的逸散，这有可能造成不同程度的公众安全问题及环境伤害。法律规定作业场所附近的居民对紧急情况下可能释放有毒物质有知情权，业主或生产经营单位应按规定向地方政府有关部门报告。 选择井位时应考虑避开居民区或重要公众设施，如公路干道、电网、学校、医院等。如果不能避开，那么在一定基本保障的安全半径范围内的居民应撤离。除了地面因素外，还应考虑地下井喷时天然气窜入矿坑（如煤矿）对作业人员毒害或爆炸，含硫天然气窜出山谷居民区或污染地下淡水层等。为了保证公众安全，需要同时规定公众安全半径和执行应急预案。 确定含硫气井的公众安全半径是一个十分复杂的问题，它与地面开阔状况、局部天气现象、硫化氢释放量和井喷失控的风险等级和居民的教育及经济水平等有关。它是根据硫化氢或二氧化硫的扩散速率，计算硫化氢或二氧化硫的浓度，并由此评估可能产生危害的严重程度和影响区域而定的。 加拿大“British Columbia Oil and Gas Handbook Section 11 - Emergency Planning and Requirements for Sour Wells”标准中推荐采用以下修正的高斯扩散模型计算公众安全半径： 30.58EPZ = 2.0QH Q < 0.3 m/s H2S 2SEPZ = 2.3QH2S× 0.68 0.3 m3/s ≤ QH2S < 8.6 m3/s EPZ = 1.9QH2S0.81 QH2S ≥ 8.6 m3/s 式中 EPZ——公众安全半径，km; QH2S——硫化氢释放量，m/s。 在具体应用上述方程时，可采用下述风险分级： 零级：无需应急预案 条件：（1）井周围100m内无常住居民、商业活动或公众设施; （2）预计硫化氢释放速率小于0.01 m3/sec。 第一级：需有应急预案 条件：（1）井周围100m内无常住居民、商业活动或公众设施; （2）预计硫化氢释放速率小于0.3 m3/sec（相当于日产26×104m3/d，含10%硫化氢）。 第二级：需有应急预案 条件：（1）井周围500m内无常住居民、商业活动或公众设施; （2）预计硫化氢释放速率大于0.3m3/sec，但小于2m3/s（相当于日产173×104m3/d，含10%硫化氢）。 第三级：需有应急预案 条件：（1）井周围1500m 内无常住居民、商业活动或公众设施； （2）预计硫化氢释放速率大于2 m3/sec，但小于6m3/sec（相当于日产173×104m3/d，含10%硫化氢）。 第四级：需有应急预案 条件：（1）井周围1500m 内无常住居民、商业活动或公众设施; （2）预计硫化氢释放速率大于2 m3/sec，但小于6m3/sec（相当于日产 3 173×104m3/d，含10%硫化氢）。 上述公众安全半径仅是提供逃生的基本要求，实际执行时还应有更具体的措施。当含硫油气井井喷发生后（其硫化氢含量超过15ppm或22.5 mg/m3）,向当时下风方向派遣监测人员，携硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器定点监测所在位置空气中的硫化氢浓度。监测点空气中的硫化氢浓度超过15ppm或22.5 mg/m3范围的居民均应紧急撤离。若井喷处于失控状态，监测人员再继续往外延伸监测点的距离，并根据监测结果扩大应急撤离范围。 三、作业人员的安全防护 含硫气井现场作业人员有权了解和掌握所在环境危险性的基本情况。另一方面业主或施工单位有义务按规定告知作业人可能发生的危险情况及危险程度。在含硫气井进入预计的或潜在的含硫气层之前，及其后的完井、井下作业、生产管理人员必须接受安全培训，持证上岗。作业人员只有保护好自已才有能力去保护公众脱险和对泄漏进行抢险。 应该评估环境的苛刻程度，如果工作场所的硫化氢浓度超过15 mg/m3 （10ppm）或工作场所的二氧化硫浓度超过5.4 mg/m3（2ppm）, 就需要提供人员的基本安全防护。 含硫气井现场作业人员最低限度的的培训要求包括： 1） 硫化氢和二氧化硫的毒性、特点和性质； 2） 硫化氢和二氧化硫的来源； 3） 在工作场所正确使用硫化氢和二氧化硫检测设备的方法； 4） 对现场硫化氢和二氧化硫检测系统发出的报警信号及时判明并作出正确响应； 5） 暴露于硫化氢或二氧化硫的症状； 6） 硫化氢和二氧化硫泄漏造成中毒的现场救援和紧急处理措施； 7） 正确使用和维护呼吸设备以便能在含硫化氢和二氧化硫的大气中工作（理论和熟练的实际操作）； 8） 已建立的保护人员免受硫化氢和二氧化硫危害的工作场所的作法和相关维护程序； 9） 风向的辨别和疏散路线； 10） 受限空间和密闭设施进入程序； 11） 紧急响应程序； 12） 安全设备的位置和使用方法； 13） 紧急集合的地点。 参见文[11-18]。 小 结 1、防腐、安全、环保是高含硫气田开发的头等大事。 2、气井产出物的腐蚀性组分主要是： 1）地层水：其腐蚀的普遍性远大于H2S和CO2，没有水和电解质溶液，干H2S和CO2气不腐蚀金属，三者加在一起加剧腐蚀和发生应力腐蚀开裂。自由水是腐蚀必要条件。高压气井中的微量水都足以造成腐蚀。水中Cl-离子使金属腐蚀加快。注入水中混有O2，也加剧腐蚀，O2腐蚀比CO2强80倍，比H2S强400倍。 2）H2S导致金属腐蚀的类型有：（1）硫化物应力开裂（SSC），H2S分压于0.0003MPa时开始腐蚀，发生脆性断裂，发生于应力集中部位和马氏体组织部位， 低碳低合金钢发生于80℃以下。（2）氢致开裂（HIC）和应力定向氢致开裂（SOHIC），H2S分压大于0.002MPa时发生，常伴有氢致泡，常发生于低强钢、S.P、杂质多的钢中，在常温下发生。（3）电化学腐蚀，金属表面有黑色腐蚀膜，CO2、Cl-离子存在时加速腐蚀，金属表面为均匀减薄或局部点（坑）腐蚀，后者是严重腐蚀现象。 3）元素硫除析出和堵塞外，也造成管道系统腐蚀，未见它导致应力开裂的报道，机理尚待再研究，看来主要是促使保护性硫化物钝化膜的稳定性降低。 4）CO2溶于水变成碳酸，具有较强腐蚀性，属电化学腐蚀，发生均匀腐蚀和点（坑）腐蚀，后者也是最严重的腐蚀现象。 5）强调一下诱导腐蚀和冲刷腐蚀，它们是电化学和机械力协同作用加速腐蚀，CO2有个腐蚀最强的流速，腐蚀作用主要是破坏金属保护膜。 3、防腐的主要办法有三条：1）去除地层水。2）选择适合具体腐蚀环境的经济实用的钢材，可探索其它办法：如非金属材料管、内涂油管、不锈钢或合金内衬双金属复合管等，还有阴极保护。3）注缓蚀剂防腐。这些措施在地面都相对好办。井下、气藏内要防治水涉及到合理开发方式的问题，如：通过保持合理的采气速度、合理的井网部署和气井生产制度等尽量延长无水采气期；开发方式上还要探索新路子，尽量让气藏内保持气相单相流动，拒水于气藏之外（封闭水驱气藏可在边部排水；敞开和封闭水驱气藏边部注N2或聚合物水溶液等整体阻水等方式可采取）。 4、本章详细介绍了油气井腐蚀环境、腐蚀机理及分类，腐蚀重要参数的获取，腐蚀环境的钢材选用和防腐设计等，对一个气藏工程师都要很好熟悉了解。 5、含酸性气体的气井井喷或泄漏会导致有毒气体逸散，会造成不同程度的 公众安全问题和环境伤害。天然气中主要毒性气体是硫化物（H2S、SO2和硫醇）。可参照国外经验，确定含H2S气井的公众安全半径，划分风险等级，制定应急预案，进行作业人员安全防护培训和实练。 习 题 1、按国内外公认标准H2S在天然气中含量超过多少称为高含硫气藏？高含硫气藏开发的特点和难点是什么？ 2、硫化氢、CO2、地层水和元素硫等腐蚀特点是什么？它们同时存在时的特点又是什么？它们的腐蚀严重度的影响因素又是什么？ 3、什么是诱导腐蚀和冲刷腐蚀？ 4、世界标准化组织的那些防腐标准适合于选择油、套管和采气树材质的？ 5、一般意义上讲耐蚀合金具有更高的抗腐蚀性能，但有时达不到预期效果，为什么？ 6、防腐设计的主要内容是什么？ 参 考 文 献 [1] 万仁溥等.现代完井工程[M].石油工业出版社，2001 [2] 王西平，朱景川等译.油气生产中的CO2腐蚀控制－设计考虑因素[M].北京：石油工业出版社，2002 [3] 岑可法，樊建人.工程气固多相流动的理论及计算[M].杭州：浙江大学出版社，1990 [4] 周力行.湍流两相流动与燃烧的数值模拟[M].北京：清华大学出版社，1991 [5] 《油气田腐蚀与防护技术手册》编委会.油气田腐蚀与防护技术手册 （上册）[M].北京:石油工业出版社，1999 [6] 陈才金等编.金属应力腐蚀开裂研究的进展[M].杭州：浙江科学技术出版社，1983 [7] 刘宝俊编.材料的腐蚀及其控制[M].北京：北京航空航天大学出版社，1989 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