CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

H2S/CO2分压和Cl-浓度对L360QCS腐蚀行为的影响研究

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2 S/CO2分压、Cl浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS腐蚀行为的影响.采用失重法计算腐蚀速率,四点弯曲法进行应力腐蚀试验,宏观形貌观察和扫描电镜( SEM)微观观察及能谱(EDS)分析进行综合研究.在H2S/CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高腐蚀速率呈现先降后升.压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡很少或者消失.腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增加,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的增加而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低.     

温度对VM110SS套管钢在酸性环境中腐蚀行为的影响

模拟川东某气田气井封隔器失效后套管面临的腐蚀环境,利用自制高温高压釜进行VM110SS套管钢在总压18MPa、CO2分压0.54MPa、H2S分压0.41MPa、温度30~150℃条件下的腐蚀实验,得出了该气井工况下温度对VM110SS套管钢腐蚀速率的影响。采用扫描电镜和电子能谱分析方法对试样表面腐蚀产物形貌及成分进行分析。结果表明,VM110SS钢的平均腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的规律,气液相腐蚀速率最大值出现在90℃。在90℃气相中腐蚀速率为0.838mm/a、液相中腐蚀速率为1.130mm/a,发生极严重腐蚀。所有实验温度条件下,试样均发生均匀腐蚀,且腐蚀产物以硫铁化合物为主。本实验为酸性气田在不同井深及温度条件下套管的腐蚀状况评估提供了参考。     

基于神经网络的高含硫气田L360钢腐蚀速率预测

高含硫气田地面集输系统广泛使用L360钢,由于腐蚀因素的多样性及协同效应,其腐蚀速率预测一直是个难题。文章介绍了不同腐蚀因素对L360钢腐蚀速率的影响。随着H2S和CO2压力的增高,腐蚀速率先降后升,在H2S和CO2压力为1.00和0.67 MPa时达到最小值;随Cl-质量浓度的升高,腐蚀速率增大,但当Cl-质量浓度高于40 g/L后,腐蚀速率反而降低;随着温度的升高,腐蚀速率增大,当温度超过70℃后,腐蚀速率反而降低。建立了三层结构BP神经网络模型,输入层有6个神经元,分别代表H2S,CO2分压、Cl-质量浓度、温度、流速和沉积硫6种腐蚀影响因素,隐层神经元数目为8个,输出层神经元数目为1个,代表腐蚀速率。结果表明,L360钢在试验水中的平均腐蚀速率的预测最大误差在15.9%以内,可以满足工程应用要求。     

高温下H2S气体腐蚀水泥石机理研究

海相天然气气藏中多含有浓度较高的硫化氢气体,普光气田天然气中H2S含量达到15%,在湿环境下,H2S对水泥环的腐蚀性强。通过实验分析了H2S分压14 MPa,95、130和150℃湿环境下,H2S对水泥石的腐蚀规律;对比了腐蚀前后水泥试块的抗压强度、渗透率、矿物组成和微观结构。研究认为:在中低温区H2S腐蚀水泥石的主要产物是CaSO4.2H2O和AFt(钙矾石);在高温区H2S腐蚀水泥石的主要产物是CaSO4、莫莱石和不定形SiO2;腐蚀后的水泥试块强度降低,渗透率升高;在中低温区水泥石试块膨胀开裂严重,在高温区开裂程度较低;H2S的腐蚀程度随分压的增大而增加;添加胶乳可有效降低水泥石的开裂。     

碳钢在高温CO_2/H_2S腐蚀时多层硫化铁膜的形成

H2S/CO2分压比在0～0.6之间,在含有CO2和H2S的高温(120℃)饱和氯化物盐水条件下,实验评价了碳钢的腐蚀性.实验总结了在这些条件下形成的腐蚀产品膜的特征.腐蚀实验于流动回路中、在10 m/s的流速下实施,相应的井内壁剪切应力是130 Pa.在无H2s的试验条件下,未见保护膜形成,发现大于30 mm/a的高的全面腐蚀速率.H2S/CO2溶液中腐蚀产物膜由几层不同的硫化铁组成,在一些情况下,还形成氧化铁和碳酸铁膜.当H2S/CO2比为0时,全面腐蚀速率为30-40 mm/a ;当H2S/CO2比在0.2～0.6之间时,全面腐蚀速率约为1mm/a.然而,随时间变化记录了略低的稳态腐蚀速率.H2S/CO2比在0.2时发生了坑蚀.     

20Ni2Mo抽油杆钢在湿H2S环境中的腐蚀速率

文章对20Ni2Mo抽油杆钢在不同浓度及温度下的H2S腐蚀行为进行了研究,并进行了表面腐蚀形貌和扫描电镜分析,为油田选材和防腐实践提供理论依据.结果表明,温度和H2S浓度对20Ni2Mo钢的腐蚀具有交互作用,相同温度条件下H2S浓度增加了20Ni2Mo钢的腐蚀速率,而在同样的H2S浓度下,20Ni2Mo钢的腐蚀速率随温度的增加而增加.     

防H2S腐蚀的硫脲基咪唑啉缓蚀剂研究

依据轨道能量理论,结合多齿配体与金属离子形成的五元或六元环鳌合物很稳定的特性,将多个具有缓蚀作用的官能团或结构连接到一个分子上,设计了一种具有缓蚀作用的硫脲基咪唑啉分子。以油酸、多乙烯多胺、硫脲为原料,合成了橙黄色硫脲基咪唑啉,并用红外光谱进行了结构表征。以合成的硫脲基咪唑啉为缓蚀剂主剂,复配表面活性剂、吡啶、甲醛、丙炔醇等,得到防H2S腐蚀的缓蚀剂XL-1。缓蚀剂XL-1具有良好的缓蚀性能,在25℃、H₂S质量浓度2500 mg/L、XL-1加量0.25%时,碳钢腐蚀速率为0.013 mm/a,缓蚀率达95.3%。温度从25℃升至90℃,碳钢腐蚀速率从0.007 mm/a增至0.023 mm/a,缓蚀率从95.3%降至89.0%,抗温达90℃。随NaCl加量的增大,碳钢腐蚀速率增大,缓蚀率降低。在XL-1加量0.5%、NaCl质量分数10.0%、H2S加量2500 mg/L、腐蚀温度55℃的条件下,H2S对碳钢的腐蚀速率为0.027 mm/a,缓蚀率为87.3%。与川渝地区地层水、常用入井液或化学剂混合后,分散均匀,不分层,碳钢缓蚀率大于92%,相容性良好,适用于含硫气田的化学防腐作业。     

徐深气田油管腐蚀与温度之间的关系研究

使用动态失重法研究了徐深气田产出水中温度对N80油管钢腐蚀速率的影响。结果表明:N80钢的腐蚀速率随温度的升高呈现先增加后减少的趋势,在80℃时,腐蚀速率达到最大值;温度超过80℃后,腐蚀速率逐渐降低。对徐深气田S2-17油管的实际腐蚀情况进行分析,发现井口100 m以下至1 400 m腐蚀比较严重,对应温度50~85℃与动态失重实验得到的结论基本一致。     

H_2S/CO_2共存条件下油井管材及工具腐蚀试验研究

针对H2S/CO2共存条件下油井管材及工具材料腐蚀试验研究相对较少的情况,以常用的N80、P110、C90、P110SS管材、常用井下工具、常用井口制造材料35CrMo、40Cr、常用地面管汇制造材料20号钢、45号钢为研究对象进行试验研究,以了解上述材料的腐蚀性能,供选材、现场施工及腐蚀控制参考。试验所用腐蚀介质模拟塔里木油田克拉2气田气层水配制。试验结果表明,常规P110管材腐蚀速率高于N80,而P110SS的腐蚀速率远远低于P110,表明采用抗硫管材确实可以有效地预防管材的均匀腐蚀;随着温度的升高,腐蚀速率增加;随着H2S含量的增加,腐蚀速率先增大,后降低。     

酸性气田连续油管作业防硫缓蚀剂研究与应用

针对酸性气田连续油管作业,在高温高压强酸性环境下,连续油管不可避免的受到湿H2S腐蚀,导致连续油管性能退化,引起穿孔、氢脆及断裂等现象,连续油管使用寿命明显缩短。通过实验评价,研选出了咪唑啉类A-283防腐缓蚀剂作为连续油管在酸性气田环境下作业用缓蚀剂,在100℃、70 MPa、5000 mm/s的17.5%H2S气体速率中反应24 h缓蚀率95.4%,最佳加入浓度是5%,在酸性环境中结构性能稳定,无毒、无污染,缓蚀时间长、受腐蚀次数多。在酸性气田D402井现场应用中,连续油管内外表面喷涂预膜A-283缓蚀剂处理液后,缓蚀率达到95.6%,防硫缓蚀效果显著。     

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。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

川东北高温高压高产含硫气井井口装置的优选

川东北地区气藏是海相碳酸岩气藏,普遍具有高温、高压、高含硫化氢和二氧化碳酸性腐蚀性气体等特点,酸性气藏(H2S、CO2)对测试设施腐蚀严重,不适应高压气井生产和测试需求。基于最高井口关井压力、腐蚀分压、井口流温预测,确定出普光地区、元坝地区以及河坝区块宜选用相应的压力级别、温度类别、规范级别、材料类别以及性能级别的井口装置,为高温、高压、高产、含硫气井的井口装置优选提供基础。     

钻井过程中硫化氢侵入井筒后的赋存状态研究

当钻遇高含硫气藏时,如果不及时检测硫化氢,极易因硫化氢侵入地面而带来井控风险,造成财产损失甚至危及人身安全。针对该问题,结合普光气田的工程实际,通过数值计算,对硫化氢侵入井筒后与钻井液之间的物理化学作用进行分析,得到了硫化氢与钻井液之间溶解和化学反应的影响规律。分析表明:进入井筒后,一部分硫化氢以气态形式滑脱上升,另一部分溶于钻井液中与钻井液反应、溶解;温度升高硫化氢的溶解度降低,压力增大硫化氢的溶解度变大,且压力对溶解度的影响程度远大于温度对溶解度的影响;由于温度和压力变化对溶解度的影响,上部井段钻井液中的硫化氢浓度比下部井段高;H2S与钻井液发生化学反应并发生化学溶解,钻井液的pH值对H2S的吸收有很大影响;在硫化氢检测中,同时对钻井液里的S2-和H2S进行测量会取得更好的效果。      

靖边气田H_2S含量对气井水合物堵塞影响研究

靖边气田主力产层为下古生界马家沟组,属碳酸盐岩储层,产出天然气中普遍含有H2S和CO2酸性气体,H2S含量在气田分布上差异较大,且其存在对水合物生成影响特别敏感。为了研究H2S酸性气体的存在对水合物生成影响,针对靖边气田不同H2S含量,采用Pipesim软件计算了靖边气田水合物生成状况,结果表明,H2S的存在对水合物的生成有着重要的影响。     

高含硫气田开发过程中H2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H₂S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H₂S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H₂S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H₂S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H₂S气体含量长期变化规律模型。对H₂S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H₂S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H₂S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H₂S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H₂S含量增加速度更快。