油气开发中的CO2腐蚀

综述了油气开发中的CO2腐蚀特点、机理及预测模型.CO2腐蚀是一种典型的局部 腐蚀，腐蚀产物(FeCO3)或结垢产物(CaCO3)在钢铁表面不同的区域覆盖度不同.不同覆 盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶，CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电 偶作用的结果.建立CO2腐蚀速率预测模型对于油井管和集输管线的抗腐蚀设计具有重要 意义.     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。     

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。     

双金属复合管在强腐蚀油气田环境下的应用分析及其在国内的发展

通过国外耐蚀合金在油气田中的应用,阐述了耐蚀合金在高含H2S、CO2、C1-等强腐蚀介质等环境条件具有很好的防腐作用,但与碳钢相比耐蚀合金将会使生产成本大为增加,而双金属复合管则很好的将耐蚀合金与碳钢管的性能进行了有机结合,可有效降低油气田中存在的高腐蚀、高成本难题,将成为高含H2S、CO2、C1-等强腐蚀油气田管材应用的一种趋势。     

H2 S 对油气管材的腐蚀及防护研究综述

随着石油天然气工业的迅速发展,酸性气体引起的油气管材腐蚀问题日益突出,尤其是H2S引起的腐蚀广泛存在,严重影响着油气开采及输送管道和炼制加工设备的使用寿命。综述了H2S对油气管材腐蚀的机理、影响因素及防护方法,探讨了温度、H2S分压、p H值、流速、Cl-浓度、CO2分压及管材材质等因素对H2S腐蚀的影响,建立了H2S腐蚀速率预测模型并对其进行了相关分析,对H2S腐蚀防护方法进行了评述。最后,简述了H2S腐蚀的研究现状及发展趋势。     

江苏油田注CO2强化采油的防腐工艺研究及应用

针对CO2强化采油的具体条件，对高CO2分压、高 矿化度条件下CO2腐蚀的规律进行了探索，对缓蚀剂IMC-871-G在各种温度、压力条件下的使用效果进行了实验.在CO2强化采油矿场实验中综合运用了各种CO2防腐措施并取得了较好的效果.     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

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.     

油气田CO2腐蚀的防护技术研究

本文论述了油气开采过程中的CO2腐蚀的防护技术。CO2腐蚀的防护技术主要包括：抗CO2腐蚀材料技术、材料表面处理技术、阴极保护技术和注缓蚀剂技术。针对目前CO2腐蚀的防护技术方面存在的不足，提出了建议。     

迪那2气田地面装置的腐蚀防护

通过对迪那2气田腐蚀现状进行汇总分析,研究了油气管道产生腐蚀的原因;论证在CO2腐蚀环境中,油气管道有效的防腐蚀工艺;提出采用内衬不锈钢复合管或22Cr管材的防腐蚀方法,对容易发生腐蚀的管段进行腐蚀监测,掌握腐蚀状况,及时采取修复或更换措施,减少腐蚀对油气生产的负面影响。     

内腐蚀在线监测技术在输气管道的应用

输气管道因输送介质含硫化氢、二氧化碳和水等腐蚀介质，均存在腐蚀问题，特别是在含卤水的积水管段，管内壁电化学腐蚀穿孔、管道开裂事故时有发生。本工作选用先进的电化学技术设备，应用于输气管道的实时腐蚀监测和防腐蚀技术的评价，并与经典挂片法测定的腐蚀速度进行了对比。     

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。     

耐CO2腐蚀注采管柱评价与选用

CO2腐蚀是油田开发过程中的一个严重问题。采用高温高压釜模拟高含CO2环境,采用失重法研究了13Cr油管试片、镀钨合金试片的防腐蚀性能,并和N80油管试片进行了比较,分析了现场应用效果。结果表明,在富CO2环境下,13Cr油管和镀钨合金管柱的腐蚀速率远小于N80,可作为CO2驱注采防腐蚀管柱。     

锅炉给水系统腐蚀原因分析

凝结水与锅炉补给水中的CO2是给水系统腐蚀的根本原因所在，加氨处理是防止该腐蚀最常用的方法；在给水加氨、且同时存在CO2、有机物（CH3COOH）的情况下，文章推导了给水系统pH值的精确计算方程式，根据300MW、600MW机组给水系统的升温情况，计算出了高温下给水pH值的变化值，并以图示出计算结果；同时简要分析了给水系统的腐蚀原因，提出了相应的应对措施.      

高CO2分压环境超级13Cr的腐蚀行为

目的：研究超级13Cr 钢在高CO2分压条件下的腐蚀行为并评价其耐腐蚀能力,为存在类似工况的气田选材提供参考。方法模拟东方气田腐蚀环境（141℃,CO2分压27.9 MPa）,通过高温高压腐蚀挂片实验和电化学实验对超级13Cr开展腐蚀行为研究。结果在东方气田高CO2分压腐蚀环境下,挂片腐蚀试验表明,超级13Cr的腐蚀形式为全面腐蚀,其均匀腐蚀速率为3×10-3 mm/a;电化学分析表明,13Cr不锈钢的自腐蚀电位（-0.785 V）和点蚀电位（-0.301 V）较超级13Cr不锈钢的（-0.580 V,-0.139 V）有明显负移,而自腐蚀电流密度和维钝电流密度明显更大。结论高CO2分压条件下,超级13Cr可满足气田油套管使用要求,超级13Cr不锈钢的耐蚀性能和抗点蚀敏感性均强于13Cr不锈钢。     

碳钢CO2腐蚀的缓蚀剂策略及缓蚀行为研究进展

从新型CO₂缓蚀剂合成制备、绿色动植物成分作为CO₂缓蚀剂开发、CO₂缓蚀剂协同效应研究、苛刻环境下的缓蚀剂性能探究、缓蚀剂构效分析及影响因素评价等5个部分对CO₂缓蚀剂的最新研究进展进行综述分析。针对现有部分缓蚀剂存在性能不足、污染大等问题，CO₂缓蚀剂的增效思路主要包括新型缓蚀剂分子合成、绿色缓蚀剂提取和缓蚀剂复配研究。新型缓蚀剂合成是通过有机化学反应，以杂环分子为原料进行结构设计、官能团接枝或修饰得到新型缓蚀剂分子。该部分同时介绍了纳米缓蚀剂的前沿发展及面临的瓶颈问题。绿色缓蚀剂提取是以天然动植物为原料，改善缓蚀剂的生态安全性，针对绿色缓蚀剂的快速发展提出“全流程”绿色控制理念，建议确立绿色定义标准。缓蚀剂协同效应研究旨在阐明不同缓蚀剂间复配增效的本质机理，当前需要建立快速评价体系，健全探寻最佳复配比的指导理论。另外，缓蚀剂在复杂或极端工况下的结构稳定性、缓蚀性能持久性和缓蚀机理变化对其实际应用至关重要，油气田开发苛刻环境下“防腐+”一体化试剂的需求增大。除上述制备与应用...     

吉林油田矿场条件下 CO2 腐蚀模拟装置的建立及实验研究

目的建立一种全尺寸腐蚀模拟放大试验装置。方法针对CO2驱油现场的实际情况,综合考虑影响CO2驱油腐蚀的各个因素,设计并研制更有效的高温高压CO2腐蚀模拟试验装置。对该装置开展模拟CO2腐蚀环境下,多种材料腐蚀特征及缓蚀剂防腐性能的实验研究,并将评价数据与室内高压釜实验、现场腐蚀监测的数据进行对比分析。结果该装置可实现液态CO2流量0~0.9 m3/h、温度-25~120℃、最高压力32 MPa下各种矿场腐蚀环境的模拟,能够模拟常规室内研究设备无法模拟的低温-高温高压条件下的多相流动状态,与现场流态更为接近,模拟结果可有效指导CO2驱油与埋存工程防腐工艺的制定。结论表面矿场条件下的CO2腐蚀模拟数据接近矿场实际腐蚀监测数据,实现了井筒、地面设备管道材料和防腐工艺技术的矿场模拟评价。     

塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐技术的研究与应用

塔河油田在近年的开发过程中,地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿孔,严重影响油田的正常生产。从油井采出来的原油中含有大量的H2S、CO2以及地层水和其它杂质,对采油设备及集输管网的腐蚀破坏性极大。对其腐蚀机理进行分析,找出防腐措施极为重要。本文通过对塔河油田已建地面管网的腐蚀监测及油、气、水的分析,找出了管线腐蚀的机理,并提出了相应的防护措施,提高了油田的开发效率。