CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

C02/H2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2、H2S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素，提出了针对CO2／H2S腐蚀开发经济型油管的设想。     

碳钢在CO2-H2S体系中的腐蚀规律研究

采用氢扩散法,交流阻抗法和电子针分析研究碳钢在弱酸条件下的ａＣｌ溶液中通入ＣＯ２,以及加入微量Ｈ２Ｓ的腐蚀过程和渗氢量之间的关系,Ｃ烃及Ｈ２Ｓ的浓度在不同ＰＨ值对这个过程的影响,研究其腐蚀机理。实验表明,ＰＨ值在４～６．５之间的,ＣＯ２以及Ｈ２Ｓ对腐蚀过程和渗氢过程有着明显的加速作用,并且,随着ＰＨ值的降低,Ｃ烽Ｈ２Ｓ对渗氢量的增加有明显的促进作用。     

L80钢在CO2/H2S腐蚀环境中的力学特性

目的：研究L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8σs时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加, L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性受温度、CO2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。     

90℃时油管钢P110的CO2/H2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法、X射线衍射、扫描电镜和电子能谱分析,对90℃时油管钢P110在模拟油井采出液中的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,在本试验条件下,油管钢P110的腐蚀速率高达5.1260mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物。     

模拟塔里木油田环境中低Cr钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

通过高温高压腐蚀试验,运用SEM、XRD、EDS等分析技术.研究了普通P110与3Cr110钢在模拟塔里木油田现场环境中的CO2/H2S腐蚀特征.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,这两种材料的腐蚀产物为FeCO3,3Cr110表现出良好的抗CO2均匀腐蚀及局部腐蚀能力,其平均腐蚀速率显著小于普通P110;模拟CO2/H2S腐蚀条件下,两种材料的均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境下的均匀腐蚀速率,表面腐蚀产物为FeS,H2S腐蚀占主导作用,Cr元素在低Cr钢腐蚀产物膜中的富集,其腐蚀产物Cr(OH)3改善了腐蚀产物膜的稳定性,显著提高了低Cr钢的抗均匀腐蚀及局部腐蚀能力.     

含铬油套管钢材在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀规律

目的 研究不同含铬材质钢在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀行为，优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法 以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验，采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS)，揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征，并建立高CO2与微量H2S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果 在高分压比条件下均发生了由CO2主导的腐蚀反应，腐蚀产物以FeCO3为主，加入微量H2S后低Cr材质产物膜的附着力较低，出现了疏松脱落现象，FeS优先成膜，含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象，膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.965 3、1.736 1、1.159 2 mm/a，均处于极严重程度，且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖，腐蚀较轻，13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖，未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂，应力腐蚀敏感性较低。结论 含铬钢具有良好的抗腐蚀性能，基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”，有效降低了防腐成本，研究结果对CO2和微量H2S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。     

几种常用管线钢在CO2及H2S/CO2环境中的腐蚀行为

对带状组织级别不同的管线钢在CO2及H2S/CO2饱和的NACE溶液中的腐蚀速率和腐蚀形貌进行了比较分析。结果表明,在CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,发生均匀腐蚀的特征越明显,通过生成保护性膜抵抗腐蚀的能力越强。而带状组织级别越高的材料,发生局部腐蚀,尤其是点蚀的特征越明显。在H2S/CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,越不易发生氢致开裂现象。为了提高管线钢抗CO2及H2S/CO2腐蚀的性能,应控制其带状组织。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

CO2驱油田注采井油套管腐蚀速率控制值

腐蚀控制是CO2驱的关键技术,国内外CO2驱油田普遍采用普通碳钢(J-55、N-80等)油套管通过添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀.国内普遍采用0.076mm/a作为腐蚀速率控制值,而国外则没有统一的标准.0.076mm/a来自于标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,从测试环境、腐蚀源和腐蚀环境来看,直接把它作为CO2驱油田腐蚀环境条件下的选材与腐蚀控制衡量指标是不合理的.通过最危险工况条件下油套管的强度计算所获得的寿命周期内允许的平均腐蚀速率可以作为发生均匀腐蚀材料的选材依据.没有必要设定一个平均腐蚀速率标准值来作为CO2驱油田腐蚀环境条件下优选和评价缓蚀剂的衡量指标.     

CO_2腐蚀速率半经验预测模型研究

以Nesic机制为基础,建立了新的腐蚀速率预测模型,着重考虑了离子在流体边界层和腐蚀产物膜中的传质速率,提出了腐蚀产物膜因子的实验确定方法.进一步,通过高温高压CO2腐蚀的实验,给出了从具体实验结果来分析和确定腐蚀产物膜影响因子的技术.分析了矿化度对腐蚀速率的影响规律,结果表明模型与实际情况符合良好.     

含铬油套管钢的CO2腐蚀点蚀特征研究

在模拟油田CO2腐蚀环境中，研究了不同含Cr量N80钢的点蚀特征。结果表明，普通N80钢CO2腐蚀产物膜下会出现明显的点蚀现象。基体金属中加入Cr后，会有效抑制点蚀的发生；随着Cr含量增加，抑制作用显著。1％Cr的N80钢点蚀坑大小明显小于普通N80钢，而4％－5％CrN80钢则呈均匀腐蚀形态，已经没有点蚀现象发生。     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

渤海某油田混合注水系统CO2/H2S腐蚀缓蚀剂的开发

目的 缓解渤海某油田混合注水出现严重的CO2/H2S腐蚀、现场检测挂片的点腐蚀非常明显等问题。方法 首先合成一种适合该油田工况的咪唑啉季铵盐（LH-31）,再通过复配得到最优的缓蚀剂配方。结果 利用动态高温高压釜,在95 ℃、0.15 MPa CO2（含100 μg/g H2S）、总压0.5 MPa N2、流速1.5 m/s、试验时间72 h条件下,测得空白平均腐蚀率为2.01 01 mm/a,点腐蚀速率1.1106 mm/a。添加40 mg/L的LH-31后,平均腐蚀率降至0.1000 mm/a,点腐蚀速率降至0.5789 mm/a。LH-31的红外谱图中,在879.31 cm-1出现一个吸收峰,可能是季氮原子与相邻碳之间的伸缩振动,说明形成了环状季铵盐类化合物。LH-31与硫脲和苯甲酸钠之间具有协同效应,添加4%硫脲和3%苯甲酸钠组成的高效复合缓蚀剂2E,可将平均腐蚀速率降至0.0200 mm/a,点腐蚀速率降至0.0751 mm/a。极化曲线测试表明缓蚀剂2E为阳极抑制型缓蚀剂。缓蚀剂2E在现场进行了试验,通过旁路腐蚀试验测试1 d后,前后加注40 mg/L的缓蚀剂2E,试片的平均坑深由0.139 μm降低至0.0258 μm。结论 缓蚀剂2E能有效抑制该渤海油田混合注水的均匀腐蚀和点腐蚀。     

CO_2分压对N80油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验。采用失重法、SEM和XRD等手段研究了CO2分压对N80油管钢在100℃下CO2腐蚀行为的影响。结果表明,N80钢的腐蚀速率随CO2分压升高而上升。不同CO2分压下腐蚀类型与腐蚀产物膜宏观形貌的变化相对应,在低CO2分压下腐蚀产物膜完整覆盖。随着CO2分压的进一步升高,腐蚀产物膜由局部覆盖转而重新完整覆盖。相应地,N80钢在低CO2分压下发生全面腐蚀,然后随CO2分压的进一步升高,腐蚀类型由局部腐蚀向全面腐蚀过渡。     

双咪唑啉在CO2/O2环境中的缓蚀行为及其与巯基乙醇的复配性能

目的 探究双咪唑啉(PMA)在CO2/O2环境中对碳钢的缓蚀作用及其与2-巯基乙醇(MAT)复配时的缓蚀性能和机理。方法 采用红外光谱对合成的PMA进行表征，运用失重法、电化学测试技术(阻抗谱和极化曲线)和表面形貌分析等手段评价PMA的缓蚀性能，同时探究PMA与MAT复配后的协同缓蚀作用。通过量子化学计算和分子动力学模拟，分析PMA与MAT分子的吸附活性位点和吸附能力。结果 失重实验结果表明，CO2/O2环境中添加100 mg/L PMA时，缓蚀率可达66.47%。随MAT浓度的增加，缓蚀效率逐渐提高，当MAT的质量浓度为40 mg/L时，缓蚀率达到最高值(70.38%)。电化学测试结果表明，PMA和MAT复配后，碳钢的腐蚀电位随缓蚀剂浓度的升高而升高，阳极反应受到明显抑制。扫描电镜观察到加入复配缓蚀剂后，碳钢表面光滑，腐蚀深度减小。理论计算结果表明，PMA的活性位点在咪唑啉环上，而MAT的活性位点在硫原子上，二者复配后自由体积分数减小，因此缓蚀效率提高。结论 由于PMA在碳钢表面有较强的吸附能力，因此在CO2/O2环境下的缓蚀效果较好，PMA与MAT表现出较好的协同作用，二者复配后，能够更有效地抑制碳钢在CO2/O2环境中的腐蚀。缓蚀机理为PMA在碳钢表面形成一层保护膜，MAT的加入使保护膜更加致密。     

高含H2S/CO2环境中套管钢腐蚀行为与腐蚀产物膜关系

研究了在高含H1S/CO2环境中腐蚀产物膜在套管钢腐蚀过程中作用.通过模拟某气田井下腐蚀环境,采用失重腐蚀方法研究了NT80ss和L80钢钢在1.5MPu、30～120℃环境中腐蚀规律,并采用电化学交流阻抗(EIS)技术和扫描电镜(SEM)分析了腐蚀产物膜和腐蚀行为的关系.结果表明:60℃为NT80ss和L80钢腐蚀的临界温度,低于60℃时.随温度增加,腐蚀速率降低,高于60℃时,腐蚀速率随温度增加而增大;与其它温度相比,在60℃环境中NT80ss和L80钢腐蚀产物膜的阻抗能力最强、膜的致密性最好,相应腐蚀速率最低.     

Corrosion resistance of the anti‐sulfide steel in the CO2/H2S containing solutions

The present work primarily investigates the corrosion characterization of the common P110 steel and the anti‐sulfide P110SS steel in CO₂‐containing solution with or without hydrosulfuric acid (H₂S) at 70 °C. The electrochemical techniques such as potentiodynamic polarization sweep and electrochemical impedance spectroscopy (EIS) were used to disclose the differences of the corrosion mechanisms between both P110 and P110SS steels in CO₂‐containing solution with various additions of H₂S. The EIS data fitted by ZsimpWin software were analyzed and discussed. The experimental results indicated that H₂S could accelerate and also inhibit the corrosion attack according to the changes of corrosive environments.     

油气井中的湿硫化氢腐蚀与防护

文中介绍了硫化氢在湿环境下，在油气井开发过程中对管柱、套管、采油设备、以及对支持保护管柱的水泥环柱的腐蚀情况，对湿硫化氢腐蚀的机理，影响腐蚀因素，如浓度、pH值和温度、材料成份等，作了一定说明。最后综述了如何在这些方面防护其腐蚀，使损失减小。     

丙炔醇改性硫脲基咪唑啉在CO2/H2S共存体系中对X65钢的腐蚀抑制作用

目的 提高硫脲咪唑啉类缓蚀剂在CO2/H2S共存体系中的缓蚀效果,并揭示缓蚀机理.方法 利用丙炔醇对硫脲基咪唑啉(TAI)进行改性得到双炔丙基甲氧基硫脲基咪唑啉(DPFTAI),通过动态失重试验、极化曲线测试、交流阻抗测试分析其腐蚀性能.采用Material Studio 7.0软件模拟计算其分子轨道能量、Fukui指数、表面相互作用力和吸附状态、缓蚀剂分子与侵蚀性离子间的相互作用情况等,验证DPFTAI的缓蚀效果.结果 在不含H2S的条件下,TAI和DPFTAI的缓蚀效率均高于93％,当含有2000 mg/L H2S后,DPFTAI的缓蚀效率仍高达91.96％,且比TAI高出18.22％.模拟计算表明,DPFTAI有3个吸附中心,分别为其咪唑啉环上的2个N原子和DPFTAI分子侧链上的S原子,其与铁表面的相互作用能为29.66 kcal/mol,而TAI只有一个吸附中心,为其分子上的S原子,其与铁表面的相互作用能为22.46 kcal/mol;DPFTAI周围的HS–浓度明显大于TAI周围的HS–浓度.上述结果说明在CO2/H2S腐蚀体系中,DPFTAI在钢材表面的吸附效果明显优于TAI,因此缓蚀效果更好.结论 通过丙炔醇对TAI进行改性后,缓蚀剂DPFTAI抗CO2/H2S的腐蚀性能明显提高.吸附能力的提升是DPFTAI腐蚀抑制性能提高的主要原因.