论文部分内容阅读
摘 要：潜油电泵采油工艺作为塔河采油一厂重要的机采工艺，是保障生产的重要手段，但在高温、高压、高矿化度和高硫化氢等因素的影响下，因腐蚀导致电泵躺井呈上升趋势，本文拟从电泵本身防腐蚀改造和配套工艺改造两部分入手，提出了适合塔河采油一厂的电泵防腐蚀工艺。
关键词：塔河油田；潜油电泵；防腐工艺；防腐措施
1.目前存在的问题
塔河油田的井况具有高温、高压、高硫化氢、高矿化度的特点，平均含硫2.56%，平均含蜡量为5.43%；含盐量介于11.23～77399.82mg/l，平均17551mg/l。平均地层水密度为1.141g/cm3，PH值为6.3，总矿化度平均为200346mg/l，Cl-为133522mg/l。属封闭环境下的高矿化度CaCl2型地层水。油层压力：60 ～ 70MPa，油层温度：125℃ ～ 150℃原油密度，硫化氢浓度：最高133990mg/m3 ，平均10273mg/m3。
潜油电泵在生产过程中因油井高温、高压、高矿化度和高硫化氢等因素的影响，因腐蚀导致电泵趟井呈上升趋势。
2.腐蚀对潜油电泵的影响
潜油电泵的腐蚀主要包括硫化氢腐蚀、二氧化碳腐蚀、盐类腐蚀和结垢腐蚀，这些腐蚀对潜油电泵的主要部位包括潜油电机、电机保护器、潜油离心泵、油气分离器、潜油电缆造成的影响有时是致命的，尤其油井高温、高压条件下井液对潜油电缆的护套层和绝缘层具有较强的渗透性，造成绝缘短路，缩短了潜油电泵的寿命。
2.1.硫化氢对潜油电泵的影响
硫化氢在水中的溶解度随温度升高而降低；随压力增加而增加。在1.013MPa，30℃时，硫化氢在水中的饱和浓度大约为3580mg/L。干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。在油气开采中与CO2和氧相比，H2S在水中的溶解度最高，所以它的腐蚀性更强。给潜油电泵造成腐蚀的介质主要是硫化氢和硫化物，在腐蚀严重的油井中，潜油电泵的腐蚀程度与潜油电泵中的零配件的材质有关。经过实验证明，潜油电泵使用的多种金属材料如45#钢、20#钢、ZQSn10-1、65Mn等在90℃时耐硫化氢的腐蚀性差，1Cr13和2Cr13长期使用容易产生应力开裂。因此在这种地址条件下，这些配件需要进行防腐蚀处理。如镍铸铁、蒙乃尔合金、1Cr18Ni9Ti在这样的地质条件下，耐腐蚀性比较强，不需要进行防腐蚀处理。
H2S通过破坏潜油电机的绝缘、降低潜油电机润滑油的介电强度和腐蚀铜线圈与青铜材料制造的滑动轴承来破坏潜油电机，其结果是缩短潜油电机的使用寿命。
对潜油电缆的腐蚀：流体压力和气体的压力对潜油电缆的性能来说是非常关键的，压力和温度加速潜油电缆的护套层和绝缘层的化学反应。在高温和高压下，一般潜油电缆的护套层和绝缘层被气体迅速地渗透，一些橡胶材料迅速地硬化，特别在高温和高压下，硫化氢更具有腐蚀性和渗透性，将严重影响绝缘性能并使泄露电流增加。
2.2.二氧化碳对潜油电泵的影响
二氧化碳腐蚀在没有水时，对钢材是不发生腐蚀的，当出现水时，二氧化碳溶于水生成碳酸。在弱酸性水溶液中，主要是氧极化性腐蚀。腐蚀程度跟油井的温度和压力有关，但温度和压力升高时，腐蚀速度加快。如CO2在90℃、压力为2.5MPa左右时，对碳钢的腐蚀速率一般为13.0mm/a-28.5mm/a，腐蚀速率随温度和压力的变化而变化。CO2腐蚀不仅受高温高压的影响，而且受流速的强烈影响，属于流体力学化学腐蚀。在井液静止或流动缓慢情况下，极易引起局部腐蚀和沉积结垢；而流动的井液的腐蚀是均匀的并比点腐蚀程度轻。在低流速区域，流速对腐蚀的影响很小，但是当流速高到一定程度时，高流速易破坏腐蚀产物膜或妨碍腐蚀产物膜的形成。潜油电泵壳体的腐蚀主要是坑腐蚀和均匀腐蚀，其中坑腐蚀对电泵外壳危害最大。
2.3.结垢对潜油电泵的影响
结垢对潜油电泵有四个方面的影响：
2.3.1.降低电机在环空中散热；
2.3.2.堵塞离心泵和分离器的流道；造成油井产液量下降；
2.3.3.阻止轴等旋转部件的运动，使轴功率增大；电机负荷增加；
2.3.4.加速对电机的坑腐蚀。
在采油过程中岩石中的碳酸盐、硅酸盐随井液一起被泵抽出，在泵中由于叶轮的旋转使分子间碰撞机会增多，形成结垢层附着在流道表面上。另一方面硅酸盐、二氧化硅等有粘性，在高速流动的情况下，与金属表面结合强度的增大，形成的垢层比静止时附着力强。
3.潜油电泵防腐蚀工艺
3.1.液体环氧涂料防腐
可使用专用管道内涂层液体环氧涂料进行潜油电泵机组的防腐。液体环氧涂料特点是附着力强，有良好的耐磨和耐腐蚀性，能承受较大压力及压力变化，电绝缘性好，但长期工作温度与其他防腐材料相比略低。我国石油行业标准SY/T 4057-93《液体环氧涂料内防腐涂层钢管技术条件》对液体环氧涂料作了相关的要求3.2.熔结环氧粉末（FBE）防腐
这种材料以热固性树脂（E-12）为主要膜物，由固化剂、颜色调料和添加剂组成。该涂料熔融粘度低、流平性好，涂层坚韧牢固、光滑、完整，耐水、耐热、耐化学腐蚀性能好，长期工作温度一般100℃，最高110℃。我国石油行业标准SY/T 0315-97《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》对熔结环氧粉末及涂层作了相关要求电机和保护器不太适于此工艺防腐，因工艺中环氧粉末要求有较高的固化温度，一般在150℃以上，易破坏电机和保护器的气密性，伤害内部的绝缘材料。可使用特制的低温固化型环氧粉末，降低固话温度，延长固化时间，避免对机组的损害。
3.3.化学镀镍防腐
化学镀镍，是利用镍盐和还原剂在同一溶液中进行自催化的氧化还原反应而在固体表面沉积出金属镍层的新成膜技术，又称自催化镀镍。沉积镀层的主要功能是提供防腐保护和磨损保护。酸性的Ni-P化学镀工艺按磷含量可分为高磷、中磷和低磷。石油和石油化工行业中主要应用中磷工艺（含磷量6%-9%）。化学镀镍层的质量主要取决于镀液的质量和金属表面处理的质量。在取放已镀好的机组时要轻拿轻放，决不允许划伤镀层。 化学镀镍的特点：
3.3.1.镀层为非晶态Ni-P合金，具有高耐磨性和高耐蚀性，镀层为非磁性。
3.3.2.镀层致密、孔隙率低。
3.3.3.镀层表面硬度为HV400-600，经适当的热处理可达HV1100。
3.3.4.有较小的摩擦系数，镀层对钢的摩擦系数为0.38。
3.3.5.镀层长期工作温度可达300℃，有很好的抗高温性。
此外耐腐蚀镀层除镍合金层外，还可选用蒙乃尔、铬合金镀层等。
3.4.直接采用耐腐蚀材料
直接采用耐腐蚀材料，如不锈钢等，此方法成本高，但潜油电泵使用寿命长。
3.5.油井注入缓蚀剂防腐
在油井中注入缓蚀剂，以减缓腐蚀介质对潜油电泵的腐蚀。适用于施工过程的防腐保护，如压裂酸化施工、地面管线酸洗除垢、钻井泥浆等；缺点是使用量大，对材料和腐蚀介质的选择性强，无法防止结垢和垢下腐蚀，缓蚀剂覆盖不到的部位会成为阳极区加快腐蚀速度。
3.6.阴极保护技术防腐
阴极保护是在正在作用的腐蚀电池体系中接入一个电极，该电极的电位较负，与原腐蚀的电池构成一个新的宏观电池，这一负的电极是新电池的阳极，原腐蚀电池即成为阴极，从阳极体上通过电解质向被保护体提供一个阴极电流，使被保护体进行阴极极化，实现阴极保护，随着电流的不断流动，阳极材料不断消耗掉。其做法就是将电位更负的金属与被保护金属连接，使该金属的电子转移到被保护金属上，而阳极则逐渐被消耗掉，所以叫牺牲阳极阴极保护。
将油水井牺牲阳极与油管连接，在作业时与油管一同下入井内，油管和牺牲阳极构成一个新的宏观电池，阳极是新电池的阳极，油管成为阴极，从阳极体上通过电解质向油管提供一个阴极电流，使油管进行阴极极化，实现阴极保护，随着电流的不断流动，牺牲阳极材料不断消耗掉，油水井牺牲阳极消耗的年限就成为油管寿命延长的年限。
胜利油田临盘采油厂采用该项技术，获得电泵较长寿命的提高，效果显著。
4.塔河油田防电泵腐蚀工艺
针对塔河油田的井况具有高温、高压、高硫化氢、高矿化度的特点，结合各种防腐蚀工艺的优缺点，及性价比，制定塔河油田电泵防腐蚀工艺方案。
4.1.潜油电机：接头采用不锈钢材料，组装后壳体外表面镀高镍合金层，再喷涂耐油防腐蚀涂料进行防腐处理。
4.2.电机保护器：接头及与井液接触的内部零件采用耐酸不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。
4.3.潜油离心泵：接头采用不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。轴承套等采用耐磨、耐腐蚀的高镍铸铁材料。
4.4.油气分离器：接头采用不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。轴承套等采用耐磨、耐腐蚀的高镍铸铁材料。
4.5.保护器轴、泵轴、分离器轴采用高强度、耐腐蚀的蒙乃尔合金材料。
4.6.泵出口接头、单流阀和泄油器先镀高镍合金层，再在外表面喷涂耐油耐腐蚀涂料或采用不锈钢材料制造。
4.7.各连接花键套采用蒙乃尔材料。
4.8.大扁电缆采用铅护套。
4.9.小扁电缆头外壳采用高镍铸铁材料，外加防腐涂层。小扁电缆铠皮采用不锈钢带。
4.10.连接螺栓采用12.9级不锈钢材料。
4.11.针对不同的腐蚀情况采用配套阴极保护技术防腐防腐蚀工艺。
4.12.对于结垢情况，采用化学防垢即定期挤酸措施，或尾管加防垢管柱（一种酸加缓释剂固化在筛管中的装备）工艺。
参考文献：
[1]化学工业部化工机械研究院主编.腐蚀与防护手册[M].化学工业出版社，1999.
[2]中国腐蚀与防护学会编.腐蚀与防护材料及产品手册[M].中国石化出版社，2001.
[3]胡传.表面处理技术手册[M].北京工业大学出版社，1997.
关键词：塔河油田；潜油电泵；防腐工艺；防腐措施
1.目前存在的问题
塔河油田的井况具有高温、高压、高硫化氢、高矿化度的特点，平均含硫2.56%，平均含蜡量为5.43%；含盐量介于11.23～77399.82mg/l，平均17551mg/l。平均地层水密度为1.141g/cm3，PH值为6.3，总矿化度平均为200346mg/l，Cl-为133522mg/l。属封闭环境下的高矿化度CaCl2型地层水。油层压力：60 ～ 70MPa，油层温度：125℃ ～ 150℃原油密度，硫化氢浓度：最高133990mg/m3 ，平均10273mg/m3。
潜油电泵在生产过程中因油井高温、高压、高矿化度和高硫化氢等因素的影响，因腐蚀导致电泵趟井呈上升趋势。
2.腐蚀对潜油电泵的影响
潜油电泵的腐蚀主要包括硫化氢腐蚀、二氧化碳腐蚀、盐类腐蚀和结垢腐蚀，这些腐蚀对潜油电泵的主要部位包括潜油电机、电机保护器、潜油离心泵、油气分离器、潜油电缆造成的影响有时是致命的，尤其油井高温、高压条件下井液对潜油电缆的护套层和绝缘层具有较强的渗透性，造成绝缘短路，缩短了潜油电泵的寿命。
2.1.硫化氢对潜油电泵的影响
硫化氢在水中的溶解度随温度升高而降低；随压力增加而增加。在1.013MPa，30℃时，硫化氢在水中的饱和浓度大约为3580mg/L。干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。在油气开采中与CO2和氧相比，H2S在水中的溶解度最高，所以它的腐蚀性更强。给潜油电泵造成腐蚀的介质主要是硫化氢和硫化物，在腐蚀严重的油井中，潜油电泵的腐蚀程度与潜油电泵中的零配件的材质有关。经过实验证明，潜油电泵使用的多种金属材料如45#钢、20#钢、ZQSn10-1、65Mn等在90℃时耐硫化氢的腐蚀性差，1Cr13和2Cr13长期使用容易产生应力开裂。因此在这种地址条件下，这些配件需要进行防腐蚀处理。如镍铸铁、蒙乃尔合金、1Cr18Ni9Ti在这样的地质条件下，耐腐蚀性比较强，不需要进行防腐蚀处理。
H2S通过破坏潜油电机的绝缘、降低潜油电机润滑油的介电强度和腐蚀铜线圈与青铜材料制造的滑动轴承来破坏潜油电机，其结果是缩短潜油电机的使用寿命。
对潜油电缆的腐蚀：流体压力和气体的压力对潜油电缆的性能来说是非常关键的，压力和温度加速潜油电缆的护套层和绝缘层的化学反应。在高温和高压下，一般潜油电缆的护套层和绝缘层被气体迅速地渗透，一些橡胶材料迅速地硬化，特别在高温和高压下，硫化氢更具有腐蚀性和渗透性，将严重影响绝缘性能并使泄露电流增加。
2.2.二氧化碳对潜油电泵的影响
二氧化碳腐蚀在没有水时，对钢材是不发生腐蚀的，当出现水时，二氧化碳溶于水生成碳酸。在弱酸性水溶液中，主要是氧极化性腐蚀。腐蚀程度跟油井的温度和压力有关，但温度和压力升高时，腐蚀速度加快。如CO2在90℃、压力为2.5MPa左右时，对碳钢的腐蚀速率一般为13.0mm/a-28.5mm/a，腐蚀速率随温度和压力的变化而变化。CO2腐蚀不仅受高温高压的影响，而且受流速的强烈影响，属于流体力学化学腐蚀。在井液静止或流动缓慢情况下，极易引起局部腐蚀和沉积结垢；而流动的井液的腐蚀是均匀的并比点腐蚀程度轻。在低流速区域，流速对腐蚀的影响很小，但是当流速高到一定程度时，高流速易破坏腐蚀产物膜或妨碍腐蚀产物膜的形成。潜油电泵壳体的腐蚀主要是坑腐蚀和均匀腐蚀，其中坑腐蚀对电泵外壳危害最大。
2.3.结垢对潜油电泵的影响
结垢对潜油电泵有四个方面的影响：
2.3.1.降低电机在环空中散热；
2.3.2.堵塞离心泵和分离器的流道；造成油井产液量下降；
2.3.3.阻止轴等旋转部件的运动，使轴功率增大；电机负荷增加；
2.3.4.加速对电机的坑腐蚀。
在采油过程中岩石中的碳酸盐、硅酸盐随井液一起被泵抽出，在泵中由于叶轮的旋转使分子间碰撞机会增多，形成结垢层附着在流道表面上。另一方面硅酸盐、二氧化硅等有粘性，在高速流动的情况下，与金属表面结合强度的增大，形成的垢层比静止时附着力强。
3.潜油电泵防腐蚀工艺
3.1.液体环氧涂料防腐
可使用专用管道内涂层液体环氧涂料进行潜油电泵机组的防腐。液体环氧涂料特点是附着力强，有良好的耐磨和耐腐蚀性，能承受较大压力及压力变化，电绝缘性好，但长期工作温度与其他防腐材料相比略低。我国石油行业标准SY/T 4057-93《液体环氧涂料内防腐涂层钢管技术条件》对液体环氧涂料作了相关的要求3.2.熔结环氧粉末（FBE）防腐
这种材料以热固性树脂（E-12）为主要膜物，由固化剂、颜色调料和添加剂组成。该涂料熔融粘度低、流平性好，涂层坚韧牢固、光滑、完整，耐水、耐热、耐化学腐蚀性能好，长期工作温度一般100℃，最高110℃。我国石油行业标准SY/T 0315-97《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》对熔结环氧粉末及涂层作了相关要求电机和保护器不太适于此工艺防腐，因工艺中环氧粉末要求有较高的固化温度，一般在150℃以上，易破坏电机和保护器的气密性，伤害内部的绝缘材料。可使用特制的低温固化型环氧粉末，降低固话温度，延长固化时间，避免对机组的损害。
3.3.化学镀镍防腐
化学镀镍，是利用镍盐和还原剂在同一溶液中进行自催化的氧化还原反应而在固体表面沉积出金属镍层的新成膜技术，又称自催化镀镍。沉积镀层的主要功能是提供防腐保护和磨损保护。酸性的Ni-P化学镀工艺按磷含量可分为高磷、中磷和低磷。石油和石油化工行业中主要应用中磷工艺（含磷量6%-9%）。化学镀镍层的质量主要取决于镀液的质量和金属表面处理的质量。在取放已镀好的机组时要轻拿轻放，决不允许划伤镀层。 化学镀镍的特点：
3.3.1.镀层为非晶态Ni-P合金，具有高耐磨性和高耐蚀性，镀层为非磁性。
3.3.2.镀层致密、孔隙率低。
3.3.3.镀层表面硬度为HV400-600，经适当的热处理可达HV1100。
3.3.4.有较小的摩擦系数，镀层对钢的摩擦系数为0.38。
3.3.5.镀层长期工作温度可达300℃，有很好的抗高温性。
此外耐腐蚀镀层除镍合金层外，还可选用蒙乃尔、铬合金镀层等。
3.4.直接采用耐腐蚀材料
直接采用耐腐蚀材料，如不锈钢等，此方法成本高，但潜油电泵使用寿命长。
3.5.油井注入缓蚀剂防腐
在油井中注入缓蚀剂，以减缓腐蚀介质对潜油电泵的腐蚀。适用于施工过程的防腐保护，如压裂酸化施工、地面管线酸洗除垢、钻井泥浆等；缺点是使用量大，对材料和腐蚀介质的选择性强，无法防止结垢和垢下腐蚀，缓蚀剂覆盖不到的部位会成为阳极区加快腐蚀速度。
3.6.阴极保护技术防腐
阴极保护是在正在作用的腐蚀电池体系中接入一个电极，该电极的电位较负，与原腐蚀的电池构成一个新的宏观电池，这一负的电极是新电池的阳极，原腐蚀电池即成为阴极，从阳极体上通过电解质向被保护体提供一个阴极电流，使被保护体进行阴极极化，实现阴极保护，随着电流的不断流动，阳极材料不断消耗掉。其做法就是将电位更负的金属与被保护金属连接，使该金属的电子转移到被保护金属上，而阳极则逐渐被消耗掉，所以叫牺牲阳极阴极保护。
将油水井牺牲阳极与油管连接，在作业时与油管一同下入井内，油管和牺牲阳极构成一个新的宏观电池，阳极是新电池的阳极，油管成为阴极，从阳极体上通过电解质向油管提供一个阴极电流，使油管进行阴极极化，实现阴极保护，随着电流的不断流动，牺牲阳极材料不断消耗掉，油水井牺牲阳极消耗的年限就成为油管寿命延长的年限。
胜利油田临盘采油厂采用该项技术，获得电泵较长寿命的提高，效果显著。
4.塔河油田防电泵腐蚀工艺
针对塔河油田的井况具有高温、高压、高硫化氢、高矿化度的特点，结合各种防腐蚀工艺的优缺点，及性价比，制定塔河油田电泵防腐蚀工艺方案。
4.1.潜油电机：接头采用不锈钢材料，组装后壳体外表面镀高镍合金层，再喷涂耐油防腐蚀涂料进行防腐处理。
4.2.电机保护器：接头及与井液接触的内部零件采用耐酸不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。
4.3.潜油离心泵：接头采用不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。轴承套等采用耐磨、耐腐蚀的高镍铸铁材料。
4.4.油气分离器：接头采用不锈钢材料，壳体外表面首先镀高镍合金层，组装后壳体外面再喷涂耐油耐腐蚀涂料进行防腐处理。轴承套等采用耐磨、耐腐蚀的高镍铸铁材料。
4.5.保护器轴、泵轴、分离器轴采用高强度、耐腐蚀的蒙乃尔合金材料。
4.6.泵出口接头、单流阀和泄油器先镀高镍合金层，再在外表面喷涂耐油耐腐蚀涂料或采用不锈钢材料制造。
4.7.各连接花键套采用蒙乃尔材料。
4.8.大扁电缆采用铅护套。
4.9.小扁电缆头外壳采用高镍铸铁材料，外加防腐涂层。小扁电缆铠皮采用不锈钢带。
4.10.连接螺栓采用12.9级不锈钢材料。
4.11.针对不同的腐蚀情况采用配套阴极保护技术防腐防腐蚀工艺。
4.12.对于结垢情况，采用化学防垢即定期挤酸措施，或尾管加防垢管柱（一种酸加缓释剂固化在筛管中的装备）工艺。
参考文献：
[1]化学工业部化工机械研究院主编.腐蚀与防护手册[M].化学工业出版社，1999.
[2]中国腐蚀与防护学会编.腐蚀与防护材料及产品手册[M].中国石化出版社，2001.
[3]胡传.表面处理技术手册[M].北京工业大学出版社，1997.