P110钢在不同温度含饱和H_2S/CO_2腐蚀溶液中的腐蚀行为

利用腐蚀失重试验,电化学试验和扫描电子显微镜等方法研究了不同温度下P110钢在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中的腐蚀行为。研究表明:随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率呈现出了先增大后减小的规律;在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中,由于温度升高促进了点蚀的发生,在较高温度时形成全面腐蚀,但温度的升高导致H_2S、CO_2气体的溶解度降低,抑制了点蚀的发生,形成厚而致密的腐蚀产物膜,使腐蚀速率随温度升高而降低。     

塔河油田苛刻环境下集输管线腐蚀防治技术应用

目的提升苛刻环境下油气集输管线的腐蚀防护能力,降低腐蚀速率,降低腐蚀穿孔造成的环境污染和人员伤害风险。方法针对塔河油田高H_2S、高CO_2、高H_2O、高Cl~-、高矿化度、低p H值的苛刻内腐蚀环境,通过科研攻关,揭示腐蚀机理,明确腐蚀规律特征,在借鉴国内外防腐技术的基础上,研发出集输管线内挂片法腐蚀监测装置,建立数据、形貌、位置的点腐蚀定量评价方法,以提高腐蚀监测的准确率与评价精度。结果研发出针对H_2O-H_2S-CO_2-Cl~-共存腐蚀环境体系的BX245-1Cr耐蚀钢种管材,其力学性能优异,耐蚀性好,现场试验中点腐蚀速率降低了37.8%,均匀腐蚀速率降低了11.0%。优化改进了非金属管材结构,提升了其耐强冲刷腐蚀性能,并通过添加碳黑与玻璃纤维同缠绕制管消除静电腐蚀。含高H_2S和高CO_2伴生气集输管线采用"预膜+连续加注+批处理"缓蚀剂防护技术,控制均匀腐蚀速率为0.001 mm/a,点腐蚀速率为0.0299 mm/a。含水原油集输管线采用涂层风送挤涂施工进行内涂层防护,解决了60 mm≤DN≤100 mm小口径管线内涂层补口的难题;应用PE管内穿插修复、涂层风送挤涂修复技术对腐蚀集输管线进行治理。结论形成了安全可靠、经济高效、节能降耗且实用的腐蚀防治关键技术系列,现场应用效果显著,为国内油田的腐蚀防治提供了技术借鉴与应用经验。     

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

H_2S/CO_2腐蚀环境中镍基合金825表面钝化膜的电化学特性

在模拟高温高压H_2S/CO_2气田腐蚀环境中对镍基合金825表面钝化膜进行腐蚀试验,利用电化学方法测量其极化曲线、电化学阻抗谱(EIS)和Mott-Schottky曲线(M-S曲线),研究了温度和H_2S/CO_2分压比对其表面钝化膜电化学特性的影响。结果表明:温度和H_2S/CO_2分压比对镍基合金825表面钝化膜的电化学行为影响规律相同,温度升高或H_2S/CO_2分压比增大时,双电层电容和钝化膜电容均增大,电荷转移电阻和钝化膜电阻减小,载流子浓度增大,说明温度升高和H_2S/CO_2分压比增大时,钝化膜的致密性降低,容易遭到破坏,厚度减薄,对基体的保护性降低。     

塔河油田腐蚀原因分析与防护对策

塔河油田主力油区为奥陶系碳酸盐岩溶缝洞型块状油藏,原油物性特征复杂.部分区块伴生气含有大量的H2S、CO2,T740井伴生气H2S含量为70040×10-6,部分油井见水及含水率上升较快.地层产出水具有矿化度高（平均在20×104 mg/L左右）、pH值低（平均在5.5～6.0）、呈弱酸性且含有较高的H2S、CO2及腐蚀性强的特点.油气集输系统自投产以来多次出现了腐蚀穿孔,以内腐蚀为主,点蚀速度高达4 mm/a～6 mm/a,较严重的影响了油田的正常生产.为控制和降低油田生产系统腐蚀,在分析腐蚀原因的基础上相继开展了系统化的油田生产系统腐蚀监测技术,油、气井环空加药保护技术,集输系统加药保护技术,伴生气脱硫等技术措施,防腐处理较好.     

某油田集输管线弯头开裂原因分析

某油田集输管线输送介质内含有CO_2和H_2S,这条管线的一处弯头发生了较严重的开裂失效现象。本文通过对开裂管线样品的形貌、金相和扫描电镜等进行分析,揭示了弯头开裂失效原因。弯头开裂是因为H_2S应力腐蚀破坏。     

油管钢在CO_2/H_2S环境中的腐蚀产物及腐蚀行为

对CO_2/H_2S环境中常规油管钢的腐蚀产物的已有研究成果进行了归纳分析,结果表明,在100℃附近,CO_2/H_2S共存环境中,油管钢表面形成的FeS膜的保护性优于FeCO_3,对金属腐蚀有抑制作用。总结出了油管钢的两类分压比规律:第一类分压比,体系中的CO_2分压保持不变,逐渐增加H_2S的分压,腐蚀速率会出现极值;第二类分压比,体系中的H_2S分压保持恒定,腐蚀速率会随着CO_2分压的升高而增加。这对于进一步完善CO_2/H_2S腐蚀理论以及油气田合理选择油套管材料均有一定指导意义。     

模拟高矿化度水条件下核桃壳过滤器内构件Q345R钢的腐蚀行为研究

采用失重法和电化学测试方法,研究了Q345R容器用钢在模拟核桃壳过滤器不同环境中的腐蚀行为。结果表明:在CO_2+溶解氧及CO_2/H_2S+溶解氧环境中,Q345R钢的腐蚀速率随温度升高,先增大,后减小;在H_2S+溶解氧的环境中,Q345R钢的腐蚀速率随温度升高逐渐增大。在CO_2/H_2S+溶解氧环境中,Q345R钢的电化学腐蚀倾向相对较小,电化学腐蚀动力学阻力最大,抗腐蚀性能相对最好;在CO_2+溶解氧及H_2S+溶解氧环境中,Q345R钢的电化学腐蚀倾向相近,电化学腐蚀动力学阻力相差不大,抗腐蚀性能相对较差。由此可见,Q345R钢的耐蚀性能对服役环境敏感。     

油田生产系统腐蚀分析及现场治理

中原油田采油五厂胡19块现有油井24口，掺水站一座，总产液量270m^3／d，正常开井17口，关井7口，关井率30%。该区块经过多年的开发，产能下降，综合含水率平均高达89％。近年来，该区块由腐蚀引起的油管穿孔、抽油杆断裂等次数大大增多，套管及集输管线腐蚀日趋严重，油井作业次数大幅增加，管线更换频繁，设备正常检修周期大大缩短。本文报道胡19块生产系统的腐蚀状况、主要腐蚀因素及采取的防治措施。     

长庆油田集输系统管道防腐蚀工艺研究

采用长庆油田集输系统内提取的水样,分别对涂敷不同涂层的Q345钢挂片进行浸泡试验,研究了集输管道的防腐蚀工艺。结果表明：环氧树脂玻璃钢涂层和环氧富锌涂料涂层具有良好的防腐蚀性能;空白挂片、HCC纤维增强复合材料涂层和陶瓷涂层挂片表面均发生了不同程度的腐蚀。因此,建议长庆油田集输系统管线采用环氧树脂玻璃钢涂层或环氧富锌涂料涂层作为内防腐蚀工艺。     

模拟油田CO_2/H_2S环境15Cr油管腐蚀行为研究

利用电化学动电位测试技术和高温高压失重法研究了15Cr合金油管在CO_2以及与H_2S共存环境下的腐蚀行为和变化趋势,分析了H_2S与CO_2不同时间间隔共存后对材料腐蚀性能的影响。结果表明:在实验溶液中先加入CO_2,当腐蚀电位稳定后再加入H_2S腐蚀介质时,材料阳极钝化区不稳定;当先加入CO_2且时间间隔10 min后加入H_2S介质时,材料阳极钝化区域呈现相对较稳定的状态,维钝电流密度相对减小。材料在应力状态下的腐蚀电位相对非应力状态明显下降,并且腐蚀电流密度右移,耐蚀性相对下降。高温高压实验结果表明,应力的存在促进了腐蚀程度的加剧,平均腐蚀速率明显增大。材料在加载80%σs应力且当H_2S浓度达1 MPa时,试样表面出现明显的点蚀坑,试样发生应力腐蚀断裂。     

硫酸盐还原菌对金属的腐蚀作用及其防治

1 硫酸盐还原菌的致腐蚀机理硫酸盐还原菌(Sulfate-ReducingBacteria,简称SRB)是一类以有机物为养料的厌氧性细菌,广泛存在于土壤、海水、河水、地下管道、油气井等处,是主要的环境污染生物指标之一.二十年代初期,May和Bengough就认为,SRB所产生的H_2S对金属的腐蚀起重要的作用.关于它的致腐蚀机理,有如下几点:(1)氢化酶阴极去极化理论.这种理论认为SRB含有一种氢化酶,使它能利用在阳极区产生的氢将硫酸盐还原成H_2S,因此在厌氧电化学腐蚀过程中,它可起到一种阴极去极化剂的作用,从而加速金属的腐蚀.(2)细菌代谢产物去极化理论.这种理论又     

3Cr钢电阻焊小油管的性能

通过理化性能检测、电化学测试、高温高压CO_2腐蚀试验和氢致开裂试验对3Cr钢电阻焊(ERW)小油管的理化性能、电化学性能、耐高温高压CO_2腐蚀性能、耐H_2S腐蚀性能等进行了研究。结果表明:其理化性能完全满足API SPEC 5CT-2018标准要求;3Cr钢的自腐蚀电位、阻抗均也高于N80钢的;在高温高压CO_2腐蚀环境中,3Cr钢的腐蚀速率为0.93 mm/a, N80钢的腐蚀速率为1.29 mm/a; 3Cr钢ERW小油管母材对氢致开裂不敏感,而焊缝对氢致开裂敏感,焊缝处硬度超标是其对氢致开裂敏感的主要原因。     

高含H_2S/CO_2环境中P110钢应力腐蚀

用恒载荷拉伸法,结合腐蚀电化学测试技术和断口扫描电镜(SEM)分析技术,研究了P110钢在H_2S/CO_2NACE标准溶液中的硫化物应力腐蚀(SSCC)行为。结果表明,随着溶液中的H_2S含量增高,P110钢的自腐蚀电位(E_(corr))急剧下降,至极小值后缓慢升高,约5 h后达到稳定值直至断裂,试样呈解理状脆性断口;随溶液中通入CO_2量的增大,P110钢的自腐蚀电位(E_(corr))稍有增高,自腐蚀电流(I_(corr))减小,试样断裂时间延长,断口由脆性解理向韧窝状韧性转化。这种现象的产生与H_2S/CO_2在钢表面的竞争吸附及P110钢在应力腐蚀环境中表面膜的拉伸破裂与再生有关。     

不同温度下H2S/CO2腐蚀产物膜对T95套管腐蚀行为的影响

目的探究不同温度下H_2S/CO_2腐蚀产物膜对T95钢腐蚀行为的影响。方法将T95油管钢切割成15 mm×10 mm×3 mm的规格,表面经抛光打磨后,利用千分尺测量具体尺寸,用AR2140电子天平称量。试片分别垂直置于上支架与下支架,下支架平稳放入釜底,而后加入模拟地层水,确保实验介质浸没下支架试样而不与上部挂片试样接触。在气密性良好的基础上连续2 h通入N_2除氧,而后顺序通入H_2S、CO_2和N_2,并升温升压至实验要求。72 h后将试样从气、液相中取出,分别取样采用电子显微镜观察腐蚀产物膜的微观形态,并利用X射线能谱仪分析腐蚀产物膜的成分,并计算去除腐蚀产物后试样在气相/液相中的腐蚀速率。结果 T95试件在H_2S/CO_2的液相环境中的腐蚀速率整体比气相环境大,这可能是因为液相腐蚀产物膜较气相腐蚀产物膜疏松。温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,随着温度的升高,H_2S/CO_2腐蚀产物膜逐渐变厚,但成膜效果变差,高温下的腐蚀产物膜具有一定保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。T95钢腐蚀产物膜的主要成分是FexSy系列化合物和FeCO_3,同时还形成Cr(OH)_3和Cr_2O_3非晶态产物,这些产物起到了阻隔阴离子穿透腐蚀产物膜的作用,使与金属基体界面接触的阴离子溶度降低,抑制了金属基体的阳极反应而减小腐蚀速率。而形成的腐蚀产物膜,造成界面反应的时间常数和Rt值明显增大,一定程度上阻碍腐蚀的继续发展。结论温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,H_2S/CO_2腐蚀产物膜随着温度的升高逐渐变厚,但成膜效果变差,温度大于120℃时,腐蚀产物膜具有一定的保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。     

稠油热采管BG90H钢在不同条件下的腐蚀行为

通过干空气和湿空气以及在H_2S和CO_2共存条件下腐蚀试验模拟油田现场稠油热采的过程,研究了稠油热采管BG90H钢在不同条件下的腐蚀行为。结果表明:BG90H钢在干空气中的均匀腐蚀速率小于在湿空气中的均匀腐蚀速率,在湿空气中材料出现局部腐蚀(点蚀);湿空气中水蒸气含量大,在金属材料表面结露、均匀成膜,且供氧充分,使BG90H钢的吸氧腐蚀速率显著上升,由于完整液膜下试样表面腐蚀原电池数量的显著增多,材料点蚀程度显著增强。在CO_2和H_2S共存腐蚀条件下,腐蚀速率在120℃出现最大值,此时金属表面上生成一层疏松的、多孔且较厚的腐蚀产物膜;当温度在100~120℃及大于180℃时,局部腐蚀较为严重,但在150~180℃时,局部腐蚀轻微;腐蚀过程由CO_2/H_2S联合交替控制。     

陕北气田气井腐蚀速率影响因素及规律

目的选择恰当、高效防腐对策以提高气田开发经济效益,保证气井安全生产。方法对陕北某气田的水质进行全面分析,并以通入饱和CO_2的气田气井产出水作为腐蚀介质,通过静态失重法探讨温度、矿化度、体系酸碱度、水介质中CO_2含量、H_2S含量、溶解氧含量、HCO3含量、Cl~-含量对设备管道腐蚀性的影响及其腐蚀规律。结果陕北某气田的气井产出水矿化度约为50 000 mg/L,且Cl~-、HCO3-含量偏高,水样呈弱酸性,p H值约6.5;腐蚀速率随水介质中CO_2含量、H_2S含量、溶解氧含量、HCO3-含量、Cl~-含量增加均呈增加趋势,在50℃时最大达到0.352 mm/a,p H值为7时最小为0.250 mm/a。结论陕北某气田设备管道的腐蚀主要表现为O_2腐蚀和CO_2腐蚀。     

基于遗传算法优化BP神经网络预测CO_2/H_2S环境中套管钢的腐蚀速率

基于CO_2/H_2S共存腐蚀环境的复杂性、危险性,以及两者协同与竞争效应的不确定等原因,套管钢在CO_2/H_2S共存腐蚀环境中腐蚀速率测试存在试验时间长、误差较大且存在不安全隐患等缺陷,现有的单一腐蚀速率预测模型不能满足这方面的研究。利用建立的遗传算法优化BP神经网络模型分别对不同温度、不同CO_2分压和不同H_2S分压条件下套管钢的腐蚀速率进行预测。与单纯的BP神经网络模型预测相比,遗传算法优化BP神经网络训练收敛速率有所增加,预测效果得到改善;遗传算法优化BP神经网络预测值与实测值吻合较好,此预测模型可靠性很强;该方法为我国高酸性气田开发中快速获取腐蚀速率数值提供了一条新的思路。     

某油田低压集输管线腐蚀穿孔失效分析

采用理化性能检测及扫描电镜、X射线衍射方法对某油田集输管线腐蚀穿孔管段进行了失效分析,结果表明,该管段腐蚀穿孔主要原因是由腐蚀介质所引起的电化学腐蚀,管线内输送介质中的H2S和氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

以抑制管柱结垢腐蚀为目标的注水井水源选择方法研究及应用

目的减少注水井管柱结垢腐蚀现象的发生,解决常用的水质评价方法存在测量困难、人为经验影响大等问题,提出一套以抑制注水管柱发生结垢腐蚀为目标的注水井水源选择方法。方法基于渤海油田7个水样分析结果,以水质的结垢腐蚀趋势为参考序列,水质成分(HCO_3~–、Cl~–、Ca~(2+)、Na~++K~+、Mg~(2+)、SO_4~(2–)的离子浓度)为比较序列,通过灰色关联度的方法研究各个离子成分对结垢腐蚀现象的敏感性。在此基础上,利用模糊物元的方法,对注水井水源选择的方法进行研究。结果得到了渤海油田水质成分(HCO_3~–、Cl~–、Ca~(2+)、Na~++K~+、Mg~(2+)、SO_4~(2–))对注水管柱结垢的最优影响权重(0.1964、0.1785、0.1753、0.1748、0.1706、0.1044),在此基础上,形成了一套注水井水源的快速选择方法。利用该方法对渤海A油田某注水井的三个水源(1号、2号和3号水源)的水质进行了分析,计算得到的水源优劣排序为2号水源1号水源3号水源,通过SI指数测定实验和挂片腐蚀实验验证了该选择方法的准确性。结论该方法可应用于未来渤海油田注水井水质的选择,对减少注水管柱发生结垢腐蚀现象具有较好的指导意义。