压力与油管钢CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同CO2和H2S分压下油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀进行了研究。结果表明,随着CO2分压的升高,两种钢的CO2／H2S腐蚀速率均单调增加;随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为3psi时取得最大值。     

不同CO2/H2S分压下油管钢腐蚀速率预测模型

为了找出油管钢腐蚀速率CR与CO2分压PCO2、H2S分压PH2S之间的关系,首次将分压比PCO2/PH2S引入油管钢腐蚀速率预测模型,在不同分压比下,视一种气体腐蚀为主导,另一种气体腐蚀为影响因素来建立两个分模型,进而将两个分模型叠加,得到总的腐蚀速率预测模型.该预测模型与已有预测模型完全兼容,且与试验数据吻合较好.     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。     

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力.     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

在垢形成条件下的CO2／H2S腐蚀

为了增加局部腐蚀的可能性,在过饱和垢形成条件下将具有两种不同表面的三种不同的低碳钢试样暴露于含微量硫化氢的饱和二氧化碳多相环境下。在碳酸铁的低过饱和值区域（SS FeCO3〈10）和硫化铁的三种不同过饱和值（2．5〈SS Fas〈125）下通过调节硫化氢分压的系统条件下暴露30天实施了腐蚀试验。试验进行的条件是：1％的NaCl溶液、温度为607C、pH值为6．0、二氧化碳分压为0．77MPa、     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

TP110SS／G3钢在H2S／CO2环境中的电偶腐蚀

通过电偶腐蚀在线监测,对TP110SS抗硫钢和G3合金钢在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中的腐蚀行为做了深入研究,结合SEM,EDS和XRD等手段对电偶腐蚀产物做了深入分析。结果表明在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中电偶腐蚀与浸泡腐蚀产物基本相同,腐蚀产物膜的脱落直接导致电偶腐蚀速率的剧增。同种材料之间由腐蚀产物膜引起的电偶腐蚀不会持续进行,而TP110SS抗硫钢／G3合金钢之间的电偶腐蚀会达到一稳定值且持续进行。     

模拟油田CO_2/H_2S环境下3Cr和P110钢的腐蚀行为研究

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压试验设备,采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)技术,辅以失重法,研究了油套管3Cr(API 5CT LS0钢级)和P110钢在H2S分压为0.5 MPa时不同CO2分压下的腐蚀速率和腐蚀形态,并对试样表面腐蚀产物的成分进行了分析.试验结果表明,随着CO2分压的增大,3Cr钢平均腐蚀速率也随之变大,而P110钢呈现先增大后减小的趋势,且3Cr钢的腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象.探讨了在CO2/H2S环境下Cl-及Cr元素对P110和3Cr钢腐蚀的影响.     

用于含CO2/H2S环境的缓蚀剂研制

针对油气田CO2／H2S腐蚀环境,研制了一种以咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯为主要组分的复配缓蚀剂TG500。室内模拟长庆油田下古气藏介质环境的高温高压动态试验表明：在TG500加入量为100mg／1时,它对N80、SM80SS、K080SS等钢种的缓蚀效率可达95％以上。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

N80钢的CO_2腐蚀行为试验研究

我国中西部的油田,大多面临严重的CO2腐蚀危害。为更清楚了解油管套管常用的N80钢在现场条件下腐蚀形貌、腐蚀速率等腐蚀行为,为油田选材提供依据,进行了模拟现场环境的腐蚀试验研究。研究结果表明,在温度为92℃、介质流速为12m/s、CO2分压为29648kPa、总矿化度为346g/L的水介质中,N80钢的平均腐蚀速率为08224mm/a,按NACE RP—0775—91标准属于极严重腐蚀;腐蚀试样表面除了存在大面积凹陷外,还有较深的腐蚀坑;金属表面腐蚀产物分为三层,各层形态和成分不同,但都不很致密;腐蚀产物主要是碳酸的复盐和Fe3C。     

P110SS钢在高含H_2S与CO_2条件下的腐蚀规律

利用高温高压实验装置,研究了P110SS套管钢在3种典型高含H_2S/CO_2工况条件下的腐蚀速率和硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)现象。实验结果表明:随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,P110SS钢的腐蚀速率先降低再升高;P110SS钢的回火索氏体组织使其具备较为优良的抗SSCC性能;随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,SSCC敏感性降低,温度起主导作用,井口工况SSCC敏感性最高。     

微量H_2S对油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了微量H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响,并对腐蚀产物膜特征及腐蚀机制进行了研究。结果表明:单一CO2腐蚀速率最高,达2.4 mm/a;当H2S与CO2分压比为1/400时,腐蚀速率迅速减小,随着H2S与CO2分压比增大,腐蚀速率先增大后减小,但均小于单一CO2腐蚀速率;H2S与CO2分压比为1/400是腐蚀控制的临界点,当H2S与CO2分压比大于1/400时,腐蚀过程逐渐转变为H2S控制。     

低H_2S/CO_2分压比下油管钢腐蚀产物膜特征及形成机制研究

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟低H2S/CO2分压比腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM,XRD,XPS等表面分析技术,探讨了油管钢在低H2S/CO2分压比腐蚀环境下的腐蚀产物膜特征及形成机制。结果表明:在微量H2S条件下,当PH S/PCO为1/400时,试样表面在数秒内形成很薄的一层腐蚀产物膜Fe S;随着时间的延长,形成具有3层结构的腐蚀产物膜,腐蚀产物膜由硫化物和Fe CO3组成;当PH S/PCO增大到1/100时,腐蚀产物膜仅由硫化物组成。     

高含硫气田套管腐蚀情况实验研究及建议

在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H₂S和CO₂对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H₂S和CO₂的条件下的腐蚀情况--井深4 944～5 738 m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期（携水采气期和积水采气期）的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API 579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明：①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。     

H2S/CO2介质中十二胺丙炔醇曼尼希碱/咪唑啉对X52钢的缓蚀行为研究

将合成的十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳的比例制备一种复配缓蚀剂,采用静态失重试验法研究了十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐、咪唑啉和复配缓蚀剂对X52钢的缓蚀性能。在常压、温度60℃条件下,当模拟溶液中缓蚀剂浓度皆为200 mg/L时,十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉的缓蚀效率分别为88.7%和82.7%。将十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳比例1.5:1制备的复配缓蚀剂的缓蚀效率为89.8%,高于十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉,证明制备的复配缓蚀剂具有良好的协同效应。在60℃、高H2S/CO2分压条件下,该复配缓蚀剂仍然对X52钢具有良好的缓蚀效果,也说明该复配缓蚀剂可以作为高H2S/CO2分压条件下X52钢的缓蚀剂。     

温度与油管CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,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。结果表明,在试验温度范围内,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,在90℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率总是高于N80钢。     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。