HAN GUAN摘要：介绍了国内外油套管腐蚀与防护的研究现状，分析了油气田开发过程中溶解气体腐蚀、细菌腐蚀、溶解盐腐蚀和温度、pH 值及流速对油套管腐蚀的影响，探讨了国内外耐蚀合金、表面涂镀层、阴极保护及加注缓蚀剂等防腐技术的特点及其在油气开采中的应用。
最后指出，油气井腐蚀环境不尽相同，每种防腐技术都有其使用条件的局限性，应该建立完善的井下监测系统，准确分析油气井管柱服役环境，针对不同的油气开采环境，选择适当的措施进行综合防护。
关键词：套管；油管；耐蚀合金；阴极保护；涂镀层中图分类号：TG142文献标志码：A 文章编号：1001－3938（2013）07-0057-06油套管腐蚀与防护技术发展现状王军1，2，毕宗岳1，2，张劲楠3，王燕4，李超1，2，白鹤1，2，何石磊1，2，王涛1，2（1.国家石油天然气管材工程技术研究中心，陕西宝鸡721008；2.宝鸡石油钢管有限责任公司钢管研究院，陕西宝鸡721008；3.中国石油物资公司，北京100724；4.陕西龙门钢铁（集团）有限责任公司，陕西韩城715400）Abstract:The current status of casing/tubing corrosion and protection at home and abroad were introduced.The influence of dissloved gas corrosion ，bacterial corrosion ，dissolving salt corrosion and temperature ，PH value and flow velocity on casing/tubing corrosion were analyzed during oil and gas field development course ，and the characteristics of corrosion resistant alloy ，surface coating ，cathodic protection and injecting corrosion inhibitor ，as well as their application ，were discussed.In the end ，it pointed that the corrosion environment of oil well is not completely same with that of gas well ，the service conditions of each corrosion resistance technology has its limitation.It should establish perfect underground monitoring system ，accurately analyze service environment of oil and gas well tubular string ，and should select appropriate measures to conduct comprehensive protection for different oil and gas exploitation environment.Key words:casing ；tubing ；corrosion resistant alloy ；cathodic protection ；coatingCurrent Status of Casing /Tubing Corrosion and Protection TechnologyWANG Jun 1，2，BI Zongyue 1，2，ZHANG Jinnan 3，WANG Yan 4，LI Chao 1，2，BAI He 1，2，HE Shilei 1，2，WANG Tao 1，2（1.Chinese National Engineering Research Center for Petroleum and Natural Gas Tubular Goods ，Baoji 721008，Shaanxi ，China ；2.Steel Pipe Research Institute ，Baoji Petroleum Steel Pipe Co.，Ltd.，Baoji 721008，Shaanxi ，China ；3.China Petroleum Material Corporartion ，Beijing 100724，China ；4.Shaanxi Longmen Iron&Steel （Group ）Co.，Ltd.，Hancheng 715400，Shaanxi ，China ）0前言随着全球范围油气资源需求的增加，一些严酷腐蚀环境的油气田相继投入开发，油套管因腐蚀引起的损坏问题，已成为困扰石油开采工业的一大难题［1-2]。
国内外油套管所处的恶劣环境主要57··表现在：高温、高压、高矿化度和高含水率，富含CO2，H2S和C1-等，这些因素及其交互作用的影响，使得油套管腐蚀严重［3-7]。
腐蚀虽然很难避免，但可以采取措施进行控制和减缓。
据统计，如果充分利用现有的防腐蚀技术，腐蚀损失至少可以减少1/5～1/4。
国内外在广泛研究油气田腐蚀介质及石油管材腐蚀机理的基础上，提出了一系列腐蚀防护措施，如使用耐蚀管材、表面涂镀层、阴极保护、注入缓蚀剂等［8］。
上述措施的采用较好地解决了油套管的井下腐蚀问题。
因此，了解国内外油套管防腐蚀技术发展状况，对解决我国油套管井下腐蚀问题将起到一定的借鉴作用。
1油套管腐蚀的影响因素油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［9］。
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Little Creek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［10］。
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［11］。
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［6，12］。
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［13］。
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%［14，15］。
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。
1.2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，温度升高，为细菌的滋生和繁殖创造了有利条件［16］。
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58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。
1.3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［17］。
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［18］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。
结果表明，随Cl-浓度的增大，超级13Cr抗SCC 性能下降、应力腐蚀开裂的倾向增大。
另一方面Cl-降低了CO2在水溶液中的溶解度，从而减缓了材料的腐蚀速度。
刘会［19］等研究了P110油套管在不同Cl-含量流动介质中的腐蚀速率。