油套管CO2腐蚀防护措施研究

对油套管CO2腐蚀防护措施的研究进行了系统介绍。介绍了流体力学方法、电化学保护、管材的表面处理、管材的选择和添加缓蚀剂5种CO2腐蚀防护措施。其中着重介绍了管材的选择和开发、添加缓蚀剂押制CO2腐蚀。对CO2腐蚀防护措施应用及研究展望也作了简要阐述。     

CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施

腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。     

草舍油田CO2防腐技术研究与预防措施

在油气田开发中，CO2腐蚀是一个不容忽视的严重问题。鉴于江苏草舍油田CO2混相驱先导项目也面临着防腐问题，本文就CO2腐蚀的机理、影响因素及防护措施等几方面进行了探讨。关于CO2的腐蚀机理，从阴阳两极的电化学反应出发，进行了阐述；影响因素主要讨论了温度、CO2分压、pH值、流速、阳离子等几方面，最后给出二种可行的防护措施，并在现场得到很好的应用。     

H2S和CO2对油管的腐蚀机理及现有防腐技术的特点

阐述了当前油气田井下油管的腐蚀现状、腐蚀机理及不同防腐措施的特点,详细介绍H2S和CO2对油管的腐蚀机理以及各种防腐措施的采用对油管起到的防护作用.     

油气田开发中CO_2腐蚀机理及防腐方法研究进展

为降低油气田开采过程中CO2的腐蚀危害,有必要对CO2的腐蚀机理、腐蚀类型、诱发机制、影响因素和防腐方法进行研究。通过腐蚀机理调研发现,CO2先生成碳酸,进而产生电化学反应,造成钢材腐蚀;CO2腐蚀类型分为均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑点腐蚀(坑蚀),其中以坑蚀最常见且危害最大;影响CO2腐蚀速率的因素包括:p H值、CO2分压、温度、流速、含水量等。目前油气田开发中防CO2腐蚀的措施很多,其中优选抗蚀金属管材是防腐蚀的基本方法;加注缓蚀剂的方法则具有防护效果好、方法简便、成本低、适用性强等特点,使用性高。通过对目前油气田开发过程中防腐方法的调研,提出了防腐方法的选择依据和缓蚀剂的研究建议。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

CO2驱油气井的腐蚀预测与防护

干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的.CO2较易溶解于水,当CO2溶于水时,会使钢铁表面发生电化学腐蚀.CO2对设备及管道的腐蚀可形成均匀腐蚀,也可形成局部腐蚀.影响CO2腐蚀的因素很多,包括温度、CO2分压及合金元素等.温度对CO2腐蚀的影响主要表现为通过化学反应过程与腐蚀产物成膜机制来影响CO2的腐蚀速率,其影响程度与CO2分压、介质流速及钢材种类有关.改变钢材的组成是提高管材抗腐蚀能力最直接、最有效的途径,在100~150℃时,Cr的含量至少应达到13%.现场可采取的配套防腐工艺措施有:优化气井的井身结构;使用耐蚀合金钢管材;加注缓蚀剂;严防油气井产水等.     

高硫原油存储过程中的腐蚀与对策

高硫原油对钢制金属储罐存在腐蚀.对储罐腐蚀的现状和影响储罐腐蚀的因素进行了讨论,分析了腐蚀机理,主要有SO2腐蚀,H2S腐蚀,氢脆腐蚀,CO2腐蚀,微生物腐蚀等.提出了储罐防护措施.     

炼油厂湿硫化氢的腐蚀与设备防护

文章就HCl-H2S-H2O，HCN-H2S-H2O，H2S_H2O和CO2-H2S-H2O等湿硫化氢腐蚀体系的形成、腐蚀发生的部位、腐蚀机理、腐蚀影响因素以及从材料或设备角度应该采取的防护措施等进行了介绍。     

H2S及CO2对管道腐蚀机理与防护研究

针对高含H2S及CO2天然气输送管道日益严重的腐蚀问题,分别研究了H2S和CO2 的对管道的腐蚀情况及腐蚀机理,对各自作用下的影响因素做了一定的分析,进一步研究H2S及CO2对管道共同作用机理,有针对性地提出防护和管道延寿措施.     

油气生产中多相流环境下碳钢腐蚀和磨损模型研究

介绍了油气生产中多相流环境对碳钢造成腐蚀和磨损危害的评估方法,论述了无磨损条件下腐蚀的预测模型及用于判别磨损的控制准则和磨损模型等,讨论了模型中的主要关键参数,包括pH值、基于CO₂的腐蚀速度、油、气、水、H₂S等的影响.多相流介质腐蚀和磨损的影响因素包括流型、环境条件、材料冶金机理和腐蚀机理等.由于多相流环境条件比较复杂,目前的预测和评价模型不能满足实际需要,应对其进行更深入的研究.     

天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水,建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２、缓蚀剂、水及它们的组合对于管线内腐蚀所起的作用。根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

常减压蒸馏装置常压塔故障树的建立和分析

根据故障树分析理论,用演绎法建立了常减压蒸馏装置常压塔的失效故障树。通过定性分析求出了故障树的各阶最小割集和结构重要度,得出影响常压塔可靠性的主要因素为：原油性质、环境腐蚀、设备材料的性能、设备制造工艺、操作管理（包括设备管理、施工管理和装置操作管理）等,并提出了提高常压塔可靠性的相应措施。     

恶劣环境气井井下油管的相变诱导腐蚀研究

井下油管的使用寿命和性能与勘探开发和油气田经营效益密切相关，对于含硫气田，还有可能导致重大安全事故和环境问题。而过去的腐蚀机理研究主要集中在化学腐蚀和电化学腐蚀方面，对金属腐蚀类型、腐蚀产物膜的生成与破坏等研究较多。同一口井中处于相同腐蚀环境下井下油管各部位的腐蚀差异较大，这是由于环境因素造成的。为此，从环境因素（井下油管内的油、气、水三相的相态变化）探讨了恶劣环境下气井井下油管的腐蚀受产出流体的组分、温度、压力、油管性能等多方面影响，并针对特定的情况进行了分析。其研究成果有助于相关的决策部门和设计部门找到井下油管严重腐蚀的部位并设计合理的油管组合，可防止或减轻由于腐蚀、冲蚀等对油管造成的严重损坏，大大减少油气井的维护费用，从而取得良好的经济效益。     

石化设备绝热层下的金属腐蚀

通常绝热层下的腐蚀包括化学腐蚀和电化学腐蚀两种,造成化工设备绝热层下金属腐蚀的主要因素包括绝热层的设计、材料、施工、环境条件等方面。研究了绝热层下各种金属的腐蚀情况,指出了化工设备绝热层下金属腐蚀的常见部位以及腐蚀形式;减少化工设备绝热层下金属腐蚀的措施包括金属设备的选型合理、隔热层材料的选择合理、施工规范、保障措施到位等。     

凝析气田单井集输管道内腐蚀特征及防腐技术

新疆维吾尔自治区的雅克拉、大涝坝凝析气田单井集输系统管输介质具有"两高一强一低"(高CO2、高Cl-、强冲刷、低pH值)的特征,腐蚀环境非常恶劣,系统投产2a就出现了严重的腐蚀现象。为此,对雅克拉、大涝坝凝析气田腐蚀现状、腐蚀特征进行了总结,对酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素进行了分析,有针对性地提出了以下防腐对策:①工艺设计优化;②运行参数优化;③材料优选;④金属内表面防腐处理;⑤添加缓蚀剂;⑥应用管道外修复技术。该研究结果对类似气田管道防腐具有较好的指导意义。     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

稠油油藏自生CO2吞吐技术室内研究

CO2驱是提高油藏采收率的有效方法,制约其应用的主要因素有气源、腐蚀、安全以及环境保护等问题.自生CO2技术在一定程度上克服了对环境的负面影响和其它制约因素.实验结果表明,自生CO2技术适应性强,具有较好的驱油效果,采收率可提高10%左右.     

液化石油气精脱硫过程中产生腐蚀的原因

以加入硫醇和H_2S的石油醚为液化石油气(LPG)的模拟原料,在固定床反应器中采用催化氧化的方法考察了LPG精脱硫过程中产生腐蚀的原因、影响精脱硫产物腐蚀性的因素以及硫化物的氧化反应机理。实验结果表明,影响精脱硫产物腐蚀性的主要因素为H_2S含量和反应温度,其次是液态空速,氧含量(实际供氧量与硫醇氧化理论需氧量的比值)对精脱硫产物腐蚀性的影响相对较小;反应温度越高,精脱硫产物腐蚀性越小;精脱硫产物腐蚀性随H_2S含量的增加而增大。较佳反应条件为:反应温度50℃、液态空速2 h~(-1)、氧含量1.1。在较佳反应条件下,当精脱硫产物铜片腐蚀级别合格时,原料中H_2S上限含量约为17μg/g。H_2S含量高于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物含有较多的多硫化物、胶状单质硫和少量的硫代硫酸盐;H_2S含量低于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物为短链多硫化物和硫代硫酸盐。     

天然气井腐蚀预测研究

CO2腐蚀是石油、天然气工业最主要的危害之一,并已引起人们广泛关注。研究CO2的腐蚀机理,对CO2腐蚀速率进行预测,有着重要的社会意义和经济价值。国外CO2腐蚀预测模型已达十多种,目前最为常用的是Norsok和De Waard模型。通过分析含CO2天然气井的腐蚀影响因素,揭示了井下油管腐蚀速率与各腐蚀因素之间的内部规律。运用Norsok和De Waard模型对井下油管的CO2腐蚀速率进行预测,得到了高温、高压气井CO2腐蚀程度变化趋势,为含CO2天然气井腐蚀防护提供了理论参考。