油气开发中CO_2/H_2S对管线腐蚀规律研究

油气生产系统中一直存在着设备及管线的腐蚀,金属的腐蚀失效有可能造成严重的安全事故,影响到油气生产的安全高效进行。由于国内外对CO_2/H_2S的共同作用下的研究相对较少。对CO_2和H_2S对金属的腐蚀机理进行了介绍,并重点对共存状态下竞争协同作用作了分析。根据腐蚀的影响因素来提出适宜的腐蚀防护措施,更加高效地减缓腐蚀。     

钢在H_2S-CO_2-Cl~-体系中的腐蚀行为研究

随着油气田工业的发展,金属材料在H_2S/CO_2环境下的腐蚀问题极大地限制了油气行业的开发,研究石油专用管钢材在此条件下的腐蚀及防治方法已经迫在眉睫。本文针对集输管线用钢,简述其在H_2S、CO_2及H_2S/CO_2环境中的腐蚀与类型,重点讨论了腐蚀的反应机理及其影响因素,以期更为精准地掌握腐蚀规律,并为新防护技术的发展提供理论依据。     

油气生产系统中CO_2腐蚀预测及控制措施

油气生产系统中CO_2腐蚀问题日益严重,造成了巨大的经济损失。首先对腐蚀原理进行分析,详细介绍了油气生产中CO_2腐蚀的影响因素。结合现有的两种经典的腐蚀预测模型,给出了几种CO_2腐蚀相关的控制措施。单一的防护措施存在一定的弊端,采用多种防护措施相结合的技术能够使腐蚀控制在允许范围内。     

石油钻杆内涂层防腐蚀

1 钻杆腐蚀的严重性钻杆的工作环境(钻井泥浆及地层)中,常含有腐蚀性介质(如O_2,H_2S、CO_2及泥浆添加剂的分解产物等),对钻杆产生严重的腐蚀。同时在钻进过程中,钻杆还要承受拉、压、弯、扭、振动载荷、旋转离心和起下钻时附加的动载作用等,工作条件十分恶劣。在这种工作条件下,上述各种因     

大庆低产气井CO_2经济有效防腐技术探讨

大庆油田是我国目前最大的油田,经过半个世纪的开采,大庆油田已进入开采困难期。各区块均面临油气高含水,高含H_2S、CO_2的现状。特别是CO_2引起的油气管材腐蚀破坏问题,导致多口井井下管柱腐蚀穿孔或断脱。在产能低下的情况下大大增加了开采成本,造成安全隐患。本文主要针对大庆含CO_2低产气井,讨论了比超级13Cr-110廉价的抗二氧化碳腐蚀的油管材料的使用情况,及其合适的防腐措施。阐述克服超级13Cr-110防腐材料应力腐蚀开裂的问题,同时提出了其他经济有效的防腐技术。     

CO_2/H_2S共存条件下页岩气管道缓蚀剂优选研究

重庆致力于打造页岩气开发主战场,但页岩气存在CO_2与H_2S等酸性气体不可避免的会对管道造成腐蚀,影响安全生产。通过对目前CO_2/H_2S共存条件下输气管道缓蚀剂进行调研,发现咪唑啉类、硫脲复配体系型、炔醇体系、氧乙烯基类以及气液双相型缓蚀剂均有一定效果,但以含氮化合物中的咪唑啉衍生物缓蚀剂效果最佳,气液双相型缓蚀剂前景广阔,缓蚀剂正朝着绿色环保无毒复配型方向发展。     

天然气净化装置的腐蚀与防护

由于天然气中含有H_2S、CO_2和有机硫化物等酸性组分,因此天然气净化装置在常规的运行中极易受到含硫天然气的影响,导致装置的某些部位(再生塔及其内部构件、贫富液换热器、重沸器以及相连管线等)易出现较为严重的腐蚀。结合国内外关于H_2S、CO_2腐蚀行为的原因,针对性的分析了天然气净化装置腐蚀机理及其影响因素,提出了相应的脱酸气装置腐蚀防护措施,以提高管线和设备使用率和生产效率。     

某海管在含H_2S/CO_2环境中腐蚀规律研究

通过模拟某油田腐蚀环境,研究了不同浓度的硫化氢对海管管线X65的腐蚀行为的影响,研究结果表明:微量硫化氢的加入减缓了腐蚀的发生,随着硫化氢浓度的增加,X65材料的均匀腐蚀速率呈现增大—减小—增大—减小的变化趋势,在25 ppm和300 ppm时出现极小值。在总压为2.5 MPa,CO_2分压为0.075 MPa环境条件下,当H_2S浓度≤50 ppm时,CO_2腐蚀占主导作用;当H_2S浓度≥100 ppm时,H2S腐蚀占主导作用。     

浅析CO_2腐蚀和H_2S腐蚀的影响因素

通过分析分压、温度、流速、CI-含量、管材材质等各种因素对CO_2腐蚀和H_2S腐蚀的影响,从而对腐蚀速率进行分析,探讨了对二氧化碳和硫化氢在石油工业生产中腐蚀行为的有效控制,以保障石油工业生产的正常安全运转。     

长管拖车裂纹与腐蚀损伤模式分析

为了保障长管拖车的安全运行,针对长管拖车在定期检测中气瓶表面不同部位出现的裂纹形态以及东营地区长管拖车气瓶内部出现的腐蚀现象进行了研究,认为:(1)瓶体不同部位裂纹形成的主要控制因素各不相同,筒体裂纹其主要与瓶体材料中的杂质及热处理相关;瓶肩与瓶颈的过渡部位的裂纹主要与挤压应力相关;管路表面裂纹的形成主要与应力作用相关;(2)东营地区气瓶内部腐蚀的主要原因是H_2S介质超标,主要包括两种类型的腐蚀模式:H_2S+H_2O腐蚀模式;CO_2+H_2O腐蚀模式。     

水泥石防H_2S/CO_2腐蚀机理及防治措施

伊拉克米桑油田以及巴西Libra盐下油田为巨厚盐层,存在CO_2和H_2S等腐蚀性气体,固井水泥环柱将面临严重的腐蚀风险,水泥环柱受腐蚀被破环,油气井将失去保护屏障,油气井资源的安全、有效开采将受到直接的影响。有针对性地研究了H_2S/CO_2腐蚀水泥石的机理,研发了一种新型防腐剂MCSEAL,并在高温条件下进行了抗腐蚀性能研究。结果表明:该防腐剂的加入,使得水泥浆体系具有良好的防腐力学性能和流变性能,达到防气窜的目的     

含硫井H_2S的地面处理及防护

在钻井过程中,经常会遇到含硫储层,H_2S气体会不可避免的随油气循环到地面,造成各种安全生产隐患。针对这一情况,提出了地面H_2S气体的处理试验以及钻井过程中H_2S气体防护,对实际生产具有指导意义。     

渗铝钢在小氮肥厂中的使用

一、前言小氮肥厂中部份设备腐蚀严重,有的仅使用不到一年就损坏。随着生产的发展,每年需要大量的钢材来更新受腐蚀的设备,因此研究解决小氮肥厂生产中的腐蚀问题仍然有很多工作需要做。小氮肥厂的腐蚀主要是碳化、变换、造气、铜液再生等设备的腐蚀。这些设备所接触的腐蚀介质是含有CO_2、O_2、H_2S、NH_3的水溶液或冷凝液。渗铝钢对这些腐蚀介质是耐腐蚀的,在经济上是合理的,应大力推广使用。渗铝层表面铝浓度(在0.1毫米之内)28～     

铁基非晶涂层在CO_2/Cl~-共存介质中的高温高压腐蚀行为研究

利用失重法,借助高温高压H2S/CO_2腐蚀反应釜,研究了铁基非晶涂层在CO_2/Cl-共存介质中的高温高压腐蚀行为。采用正交实验法,分析了温度、CO_2分压、流速和Cl-浓度对铁基非晶涂层耐蚀性的影规律。结果表明:温度是影响铁基非晶涂层腐蚀速率的首要因素;高温高压条件下,非晶涂层的主要失效形式为基体与涂层结合处产生的缝隙腐蚀。     

钻杆内壁涂料

长期以来,导致钻杆断裂的主要因素就是腐蚀疲劳。未涂装的钻杆在运输、堆放、特别是在钻井作业中遇到盐水、泥浆、H_2S等腐蚀性介质的作用,会发生腐蚀。甚至在管内壁形成腐蚀性的凹底产生裂纹。随着钻井作业的进行,应力和腐蚀又不断发生,使裂纹加深直至穿透管壁而断裂。钻杆内壁涂料可抗拒这种腐蚀作用。因腐蚀而导致钻杆断裂的现象可大为减少。美国自1960年以来,钻杆内壁涂料已日益盛行,至今,有80肠以上的钻杆制造厂所生产的钻杆均有内壁涂层。在大多数的情况下,涂有内壁涂层的钻杆,其使用寿命可延长两倍到三倍。     

L290钢在H2 S/CO2环境中的腐蚀行为研究

在H_2S与CO_2共存的腐蚀介质条件下油气田管线及设备腐蚀问题突出,为了探究在此环境中L290金属的腐蚀行为,以某油田的管输介质为例,采用失重法实验的方式,探究试验温度、pH值、H_2S分压、Cl~-浓度四种因素对于腐蚀规律的影响,并通过观察微观形貌与研究元素成分分析腐蚀产物特征:(1)L290钢材的腐蚀速率随着实验温度的升高呈增大的趋势,在70℃时最大腐蚀速率达到0.692 mm/a;(2)材料腐蚀速率随油田模拟水溶液中的pH值的减小而呈现出增大的趋势,在pH=5时测得腐蚀速率高达到0.802 mm/a为极严重腐蚀程度;(3)材料腐蚀速率随着硫化氢分压的升高而呈现出增大趋势,在P_(H2S)=50 kPa条件下材料腐蚀速率最大达到0.813 mm/a为极严重腐蚀程度。(4)在实验过程中Cl~-浓度增加的同时材料的腐蚀速率呈现出增高的趋势,并在Cl~-=70000 mg/L时,腐蚀速率最大达到0.711 mm/a为极严重腐蚀程度。相关实验数据对相关油田集输系统从思路与实施方面具有借鉴意义。     

油气井CO_2腐蚀主控因素及对策分析

高温高压高浓度CO_2介质下油气井管具腐蚀问题日趋严重,针对此问题,本文重点分析了CO_2腐蚀的主控因素及防腐对策。基于CO_2腐蚀环境主控因素、腐蚀类型,腐蚀机理及腐蚀评价方法,总结认为,CO_2分压、温度、流速是CO_2腐蚀的主要影响因素,且在有水的下,CO_2分压对腐蚀速率的影响最大,其次是温度,流速影响最小。防腐主要需通过缓蚀剂防护、涂层防护、化学镀层等措施来实现,咪唑啉类缓蚀剂、噻唑类缓蚀剂和硫脲类缓蚀剂具有很好的缓蚀效果,涂层防护主要包括环氧树脂防腐涂料、聚氨酯防腐涂料、聚苯胺防腐涂料、高固体分防腐涂料四种,也可以采用镍磷合金镀管或双层镀管的方法进行防护。     

20~#无缝钢管在液态CO_2中的腐蚀规律研究

利用电化学工作站和低温高压釜系统对20~#无缝钢管在液态二氧化碳条件下的腐蚀行为进行研究,分析了20~#钢在液态CO_2下浸泡168h后的腐蚀规律,随压力升高、温度降低,腐蚀程度均呈现加重的趋势,H_2S会加重20~#的腐蚀程度,N_2、O_2则会减缓20~#的腐蚀。     

含CO_2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO_2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO_2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果。结果表明:随着采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度以及流速的增大,油管钢材的腐蚀速率均呈现出逐渐增大的趋势;抗CO_2缓蚀剂RYH-301能够对目标油田采油井油管钢材起到较好的防护作用,当其质量浓度为150 mg/L时,缓蚀率可达98%以上。     

温度对P110钢在饱含CO_2/H_2S水介质中腐蚀行为影响

利用高温高压釜失重实验、电化学阻抗谱、Tafel曲线以及扫描电镜等技术,研究了温度对P110钢在饱含CO_2和H_2S气体的吉林油田采出水中的腐蚀行为影响。结果表明,随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率首先增大;当温度高于50℃后,腐蚀速率又呈现下降的趋势。这主要是由于低温下所成腐蚀膜的致密性较差,当温度高于50℃后腐蚀膜由明显的晶态FeCO_3组成,且温度越高,腐蚀膜的晶态特征越明显、晶粒越细,膜对基体的腐蚀保护作用越强。