探讨油井杆、管腐蚀机理与加药缓蚀措施

随着油田进一步开发,油井产出液含水明显上升,油井的抽油杆和油管腐蚀现象日趋严重。本文从理论及缓蚀机理分析了加药的必要性及如何合理使用缓蚀剂,对实际加药情况进行分析,目的是为改善加药效果,治理腐蚀和提高油田经济效益提供参考。     

煤焦油加工腐蚀机理及防腐技术探讨

本文深入分析了煤焦油加工期间的腐蚀机理,并指出了工作中应重点关注的部分,并且针对原料预处理、工艺技术提高、设备性能提高等制定了科学有效的工作方案。     

油气田开发中的CO2腐蚀及防护技术

综述了二氧化碳均匀腐蚀和局部腐蚀的机理，分析了二氧化碳腐蚀的各种影响因素，并对二氧化碳腐蚀的防护技术进行了概括，着重介绍了缓蚀剂防护技术研究进展，并提出了研究CO2腐蚀及其缓蚀剂应注意的几个问题。     

舰船高温排烟管腐蚀机理分析及高温腐蚀研究

目前国内外使用的舰船排烟管材料大多为20钢，20Mn、16Mn钢，15CrMo钢，奥氏体合金钢等，海水对高温排烟管腐蚀严重。对舰船高温排烟管腐蚀机理进行了详细分析，研究了几种不同级别的材料在高温和海水交替作用下的腐蚀机理。     

孤东油田油井管杆化学防腐技术研究

本文针对孤东油田东营组与馆下段埋藏较深,油藏为氯化钙与氯化镁水型,矿化度高。富含H2S、CO2酸性气体,使得井下油管、抽油杆腐蚀特别严重,目前油井井下管柱幽腐蚀造成断脱、穿孔和泵漏造成的躺井频繁发生,提出了化学防腐技术完井的措施,有效治理了管杆偏磨现象。     

油井垢下腐蚀的影响因素与防腐措施研究

为了保障油田的安全生产,针对陕北某油田的实际工况,利用扫描电镜和X射线衍射仪结合丝束电极进行垢下腐蚀形态观察和腐蚀产物分析。通过极化曲线和电化学阻抗谱探索了Cl^-、CO₂和O₂对垢下腐蚀的影响机制,并阐明了缓蚀剂对垢下腐蚀的缓蚀性能。结果表明：Cl^-、CO₂和O₂易穿透垢层渗透到金属基体的表面,形成腐蚀电池,使得腐蚀倾向增大;缓蚀剂CH-1在垢样表面的吸附量较小,对垢下腐蚀具有较强的阳极抑制作用,能通过负催化效应达到缓蚀效果,具有良好的垢下缓蚀性能。     

油井的腐蚀及防护技术

目前文南油田综合含水已高达80．3％,油井在严重腐蚀的环境条件下生产,井下工具、油管、抽油杆、套管等都存在不同程度的腐蚀,影响油田的正常生产。通加研究并推广应用固体防腐剂技术、阴极保护器与井口加药技术等多种防腐蚀技术,在一定程度上减轻了管、杆的腐蚀现象。从应用效果来看,油井加缓蚀剂技术是目前应用比较成熟的防腐蚀技术。     

油田常用缓蚀剂类型、机理及选用技术

腐蚀是威胁油田正常生产的常见问题,随着开采年限的增加,各油田腐蚀问题日益严重,添加缓蚀剂是较为经济实用的防腐蚀措施之一。多年来,如何经济有效地利用缓蚀剂为油田创造最大效益一直是研究热点。为指导油田现场技术人员合理选用缓蚀剂,从现场使用的角度出发介绍了缓蚀剂的分类、作用机理及选用流程,并通过延长油田某区块缓蚀剂选用实例进行了验证。结果表明:在油田现场按照"腐蚀原因分析-供应商建议-实验室评价-现场试验"的步骤来选用缓蚀剂是可行的。该方法是指导缓蚀剂现场应用较为科学、有效的方法,可以供其他油田借鉴参考。     

姬塬油田管道腐蚀机理分析研究

管道腐蚀严重影响了姬塬油田的日常生产。采用成分分析、金相组织分析、电化学性能测试、水质分析以及腐蚀结垢产物分析的方法,对腐蚀管道及相关层位的水样开展了腐蚀机理研究。结果表明:该油田使用的20钢管道在产生偏析的部位及焊缝更容易发生腐蚀。不同层位的采出液具有不同的管道腐蚀机理,在富含Cl^-、高矿化度的水环境中,长6层位的管道为CO₂腐蚀,而延9层位的管道为H₂S/CO₂腐蚀,这一结论为姬塬油田制定和优化防腐蚀措施提供了参考。     

二氧化碳腐蚀机理及影响因素

综述了钢材发生二氧化碳腐蚀的机理，较系统地介绍了影响二氧化碳腐蚀的因素诸如材质因素和环境因素等。     

P110油管腐蚀穿孔分析

通过化学成分分析、金相检验和腐蚀产物分析等方法对P110油管腐蚀穿孔的原因进行了分析。结果表明:CO2腐蚀是造成油管腐蚀穿孔失效的主要原因。     

铝合金导电管腐蚀失效原因分析

用于高压隔离开关的铝合金导电管存在着严重而普遍的腐蚀问题,危及高压隔离开关的正常运行.运用能谱分析、金相分析和电子探针等技术对铝合金导电管的破损原因进行了分析.结果表明,导电管存在着高度定向的纵向显微组织和局部脱溶,Cu,Fe等有害元素的相在晶界处大量连续析出,造成晶界附近出现贫化区,由于导电管的工作环境为近海海洋大气带,其中含有大量的侵蚀性阴离子,众多因素是导电管的腐蚀成因.其腐蚀过程为先在表面发生点蚀,然后发展成晶间腐蚀,在晶间腐蚀和内应力的协同作用下最终开裂形成剥蚀.     

注CO2驱油井管腐蚀性能及其优选研究

不同油井管对CO2腐蚀造成的影响各不相同,为了优选出耐CO2腐蚀性能最好的材料,需要探究不同条件下常规油井管材料的腐蚀情况.为此,以克拉玛依油田九6区CO2复合驱注采井为研究对象,模拟油井管的实际服役工况,对N80、3Cr、镀钨隔热管和P110油管材料进行腐蚀失重试验.采用三电极体系进行动电位极化曲线和电化学阻抗谱(E...     

N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状

CO2腐蚀是石油管材服役过程中常见的腐蚀失效形式,危害极大.综述了N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状,概述了油(气)田开发过程中油管CO2腐蚀的产生和类型;列举了CO2腐蚀的研究方法、影响因素;讨论了CO2的腐蚀机理.     

阀门阀杆的抗蚀氮化

经抗蚀渗氮后的碳钢、低合金钢及铸铁零件具有良好的抗腐蚀性能,可代替铜件和镀铬件。从氮化抗蚀机理,最佳工艺规范的选择及渗氮层抗恂性的检测等方面探讨了阀门中的重要部件－－阀杆的抗蚀氮化工艺。     

除氧剂的添加对注气井油管管材腐蚀行为的影响

为研究注入水中添加亚硫酸钠除氧剂控制注气井管柱氧腐蚀的有效性,为现场注气井管柱腐蚀防护提供依据,采用高温高压反应釜对注气井油管管材进行腐蚀模拟试验,利用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和能谱仪(EDS)等对试样腐蚀产物膜的成分及结构进行表征,研究了除氧剂添加对管材腐蚀行为的影响,并初步讨论了其腐蚀机理。结果表明:因注氮气驱油工艺引入的溶解氧会对P110与P110S油管管材带来严重的腐蚀风险,并具有较高的局部减薄失效风险; P110与P110S管材的全面腐蚀速率分别达到1.511 mm/a与1.404mm/a,最大减薄速率达到12.085 mm/a与4.240 mm/a;通过在注入水中适量添加除氧剂,P110与P110S管材的全面腐蚀速率分别降低至0.035 mm/a与0.030 mm/a,有效地降低了管材的腐蚀风险。     

温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

为了研究温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响,采用高温高压釜装置,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同温度下(80 ℃,90 ℃,100 ℃,110 ℃)油管钢N80,P110的CO2/H2S腐蚀速率进行了研究,得到不同温度下两种钢的腐蚀速率和腐蚀形貌.研究结果表明,在试验温度范围内,N80钢和P110钢都发生了极其严重的 CO2/H2S腐蚀,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率均先增后降,且在90 ℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率高于N80钢.     

烧结钕铁硼永磁材料腐蚀机理与表面防护技术

介绍了烧结NdFeB永磁材料在几种典型环境中的腐蚀机理,阐述了目前采用的NdFeB表面防护技术及研究进展情况,以及作者研究开发的烧结NdFeB永磁材料的表面防护涂层技术.     

含硫油品储罐气相空间腐蚀机理研究

采用静态挂片试验,对Q235钢在模拟储罐气相空间中的腐蚀行为进行了研究。结果表明,随腐蚀时间延长,Q235钢的腐蚀速率呈下降趋势。腐蚀产物硫化铁具有疏松、多孔、层状、开裂的结构。随着腐蚀反应的进行以及气氛成分的变化,在硫化铁膜层中出现了铁锈。Q235钢在不同pH值H2S溶液中的极化曲线结果表明,随着溶液pH值的减小,自腐蚀电位正移,腐蚀速率增大。H2S气体以及溶解氧是含硫油品储罐气相空间主要的腐蚀源。