中东某代表性油田L80-1套管材料的腐蚀行为及腐蚀图版初步研究

为了给中东某代表性油田服役套管材料的选择提供依据,采用浸泡失重试验、正交试验、SEM、XRD等研究了该油田环境中不同CO₂分压、H₂S分压、含水率、浸泡时间等因素对L80-1套管材料腐蚀行为的影响。结果表明：在试验测试参数范围内,对L80-1钢的腐蚀速率影响程度最大的是含水率,其次是CO₂分压,然后是H₂S分压、温度,影响最小的是Cl^-浓度。随着浸泡时间的延长,L80-1钢的腐蚀速率越来越小,膜层越来越致密平整。随着CO₂分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在2.00 MPa时达到最大值。随着H₂S分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率不断增加。L80-1钢在开采前期腐蚀轻微,但一旦产出液中含水率超过30%,其腐蚀速率将迅速升高,因此开采中后期须采取防腐措施。基于腐蚀行为研究的基础数据,绘制了几种套管钢的CO₂-H₂S腐蚀图版。腐蚀图版表明在中东典型油田腐蚀环境中,L80-...     

CO2环境中管线钢高压冲刷腐蚀研究进展

高压多相流冲刷腐蚀是油气田集输管线安全运行面临的重要问题。针对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀失效问题，介绍了CO₂环境中集输管线高压冲刷腐蚀试验装置，主要有高压喷射冲击系统、高压转子旋转系统和高压环路测试系统；综述了高压冲刷腐蚀机理，指出冲刷腐蚀受控于电化学腐蚀和冲刷磨损；总结了流速、固体颗粒速度、固体颗粒尺寸、温度、pH值、CO₂分压等因素对高压冲刷腐蚀的影响作用，最后对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀研究的发展方向进行了展望。     

316L不锈钢在不同浓度Cl-和CO2条件下的腐蚀行为

为了探明在辽河油田采出水环境中Cl^-和CO₂对316L不锈钢腐蚀行为的影响,通过浸泡实验、交流阻抗(EIS)和极化曲线技术分别研究了不同Cl^-浓度和CO₂分压对316L不锈钢的影响,其中Cl^-浓度梯度为0,0.030 0,0.051 5,0.070 0 mol/L,CO₂分压为0.2,0.4,0.6 MPa,并结合X射线衍射技术(XRD)对腐蚀产物进行了分析。结果表明：Cl^-浓度的增大使容抗弧直径减小,弥散指数降低,腐蚀情况加剧;容抗弧的直径随着CO₂分压的增大先变小后变大,弥散指数先降低后升高,腐蚀情况先加剧后减缓。这是由于Cl^-会破坏316L表面的钝化膜,而CO₂会与基体反应生成FeCO₃,随着CO₂分压升高,FeCO₃保护膜愈加致密。     

海上油气田油套管用材110Cr13S适用性研究

为评价110Cr13S油套管钢在海上油气田开发工程中的适用性,采用暴露腐蚀试验、原位电化学测试、应力腐蚀测试研究了110Cr13S钢在模拟深水油气田井下高温、高压、CO₂与H₂S共存腐蚀环境中的腐蚀行为。利用扫描电镜、能谱仪、电化学工作站、慢应变速率拉伸试验机测试了110Cr13S油套管钢在温度为129.5℃,H₂S分压为358 Pa以及CO₂分压为2.754 MPa条件下的腐蚀形貌、腐蚀产物成分、电化学行为及慢应变速率拉伸曲线。结果表明：在模拟深海油气田井况条件下,110Cr13S钢的平均腐蚀速率为0.004 4 mm/a,试样表面生成了结构致密完整的钝化膜,具有较好的耐蚀性和优异的抗硫化物应力腐蚀开裂性能,110Cr13S油套管钢适用于深水、高温、高压、CO₂与H₂S共存条件下的油气井开发油套管选材。     

高温CO2介质中N80钢的腐蚀行为

目前,对油气田环境中N80钢高温CO₂腐蚀的研究不多。采用高温高压腐蚀失重法研究了N80钢在60³50℃内、CO₂分压为2 MPa的多元热流体水样中的腐蚀状况,对其腐蚀产物形貌及成分进行了观察分析,并探讨了其腐蚀机理。结果表明:100℃时N80钢的二氧化碳腐蚀速率出现极大值,而在200℃左右腐蚀速率有极小值。温度对N80钢CO₂腐蚀产物的形貌和组成有较大影响,80¹00℃的腐蚀产物出现规则晶体,晶体粗大且堆积较疏松,120¹80℃的腐蚀产物晶体排布得越来越致密,200℃以后腐蚀产物发生了变化,CO₂腐蚀的主要产物由FeCO₃变成了Fe₂O₃。     

3种低合金钢在60℃饱和CO2的NaCl溶液中的腐蚀电化学行为

为了为石油管材应用的选择提供参考,应用开路电位、动电位极化和电化学阻抗谱（EIS）研究了3种低合金钢（J55钢、低Cr钢和Cr-Al钢）在60℃饱和CO₂的3.5%NaCl溶液中的腐蚀电化学行为。结果表明:含Cr,Al的合金钢（Cr-Al钢）的开路电位较只含Cr的合金钢（低Cr钢）明显正移,而只含Cr的合金钢的开路电位又较不含Al,Cr的J55钢明显正移;Cr-Al钢的自腐蚀电流密度最小,腐蚀速率最低;随着时间的延长,3种低合金钢的腐蚀产物膜电阻均增大,且Cr-Al钢>低Cr钢>J55钢,相应的极化电阻也有相同的趋势。     

CO2驱油井环境下N80钢与3Cr13钢的电偶腐蚀行为

N80钢与3Cr13钢常作为油管和水力锚等的材料使用,在CO₂驱油井环境中不可避免偶接使用易产生电偶腐蚀。为此,通过开展CO₂环境下N80钢和3Cr13钢的腐蚀速率试验和电偶腐蚀试验,明确了CO₂含量、温度、压力和矿化度等因素作用下2种钢的电偶腐蚀规律。结果表明：CO₂驱油井中2种钢产生电偶腐蚀,3Cr13钢为阴极,且不受电偶腐蚀影响,N80钢为阳极,电偶腐蚀速率增大;且N80钢的电偶腐蚀速率随CO₂含量、温度、压力和矿化度的增大而增大;电偶腐蚀敏感因子随CO₂含量和压力增大而减小,当CO₂含量达到20.0%时电偶腐蚀敏感因子为负值,随温度升高先减小后增大,随矿化度增加而增大,电偶腐蚀速率最大可高于常规腐蚀69%。     

J55膨胀套管在油气田开采环境中的CO2腐蚀及其电化学行为

目前,对石油工业中常用的J55套管膨胀前后的CO2腐蚀规律研究不多。模拟油气田开采环境,采用经典失重法研究了J55套管的平均腐蚀速率及其电化学行为,分析了温度、CO2分压、Cl-浓度等因素对膨胀前后J55套管腐蚀速率的影响。结果表明:J55套管的平均腐蚀速率基本都随着采出液温度、CO2和Cl-浓度的升高而增加;当温度为90℃,CO2分压为2.0 MPa,Cl-浓度为42.83 g/L时,J55套管膨胀后的平均腐蚀速率最大达到4.183 9 mm/a,高于膨胀前的3.700 4 mm/a;膨胀前后J55套管的腐蚀产物均为FeCO3,其阻抗谱中出现了2个时间常数,膨胀后J55套管的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率更快。     

镁橄榄石对油井水泥抗CO2腐蚀性能的影响

【目的】研究镁橄榄石掺加对减轻超临界CO₂环境下油井水泥石的腐蚀渗透性能。【方法】以镁橄榄石粉为外掺料配制不同的油井水泥,分析温度为150℃,CO₂总压为50 MPa条件下镁橄榄石水泥石的抗压强度,优选出镁橄榄石粉的最佳掺量;利用渗透率、热重分析(thermo gravimetric analysis,TGA)、X射线衍射(X-Ray diffraction,XRD)和扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)进行测试,评价镁橄榄石对油井水泥石抗CO₂腐蚀性能的影响,分析镁橄榄石对油井水泥石抗CO₂腐蚀的作用机制。【结果】镁橄榄石粉的掺入不会影响油井水泥的流动度,当镁橄榄石粉的质量分数为2%时,对比腐蚀前油井水泥石的,抗压强度提高35.47%,渗透率降低0.010 4 m D;腐蚀28 d后,镁橄榄石水泥石的抗压强度为空白水泥石的193.71%,且仍高于腐蚀前。【结论】镁橄榄石是一种抗CO₂腐蚀外加剂,能提升油井水泥的抗CO_2<...     

CO2/O2环境下L320钢在不同流速下的腐蚀行为研究

为了确定L320钢在CO₂/O₂环境中不同流速下的腐蚀行为,通过多相流瞬态模拟仿真软件,模拟目标管道的流动状态,确定室内模拟试验的流速范围,选择L320钢进行CO₂/O₂共存体系下不同流速的高温高压动态反应釜试验,采用扫描电镜、X射线衍射仪对腐蚀产物进行微观形貌表征和成分分析。结果表明:温度和压力随着里程的增加呈现下降的趋势;管道气体流速和壁面剪切力随着里程的增加呈现逐渐上升的趋势。基于Pearson相关系数法,确定了流速是影响腐蚀速率的主控因素。随着流速的增加,L320在CO₂/O₂共存条件下的均匀腐蚀速率逐渐增大。CO₂/O₂共存体系的腐蚀产物为Fe 2 O₃、FeOOH、Fe(OH)3、Fe 3 O 4、FeCO₃等。研究结论可为不同流速下的L320钢在CO₂/O₂共存环境中的防护提供借鉴。     

用电化学噪声技术研究Q235钢在含氯盐模拟混凝土孔隙液中的腐蚀行为

采用电化学噪声技术(EN)和电化学阻抗谱(EIS)研究了Q235钢在0.5 mol/L NaCl的饱和Ca(OH)₂溶液(SCP)中的腐蚀过程,并对噪声数据进行时域分析与频域分析,对阻抗谱数据进行等效电路分析。采用SEM结合EDS和XRD研究了Q235钢的表面形貌和结构组成。结果表明,Q235钢在SCP溶液中的腐蚀过程可分为钝化膜的形成与破裂阶段(Ⅰ)、亚稳态点蚀阶段(Ⅱ)和Ca²⁺沉积和腐蚀产物形成阶段(Ⅲ)。在(Ⅰ)阶段,电流噪声的波动幅值较小,电流噪声标准偏差S_I、白噪声水平W_I较小、噪声电阻R_n较大;在(Ⅱ)阶段,电流噪声波动幅值较大,S_I、W_I呈现阶跃式增长,R_n显著降低;在(Ⅲ)阶段,电流噪声波动幅值增大到200 nA,S_I、W_I、R_n平稳波动。Q235钢在SCP溶液中腐蚀10 d后在其表面出现Fe₂O₃和弥散分布的CaCO₃晶体,此时阻抗谱中出现类Warburg阻抗,腐蚀反应受电荷转移和O₂扩散的联合控制。     

N80油管钢在CO_2/H_2S水介质中的腐蚀研究

油田设施受产出水和CO2/H2S腐蚀严重.以长庆某天然气井产出水为腐蚀介质,采用失重法研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律.结果表明,随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60℃时达到最大;Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,在Cl-含量为30 g/L时腐蚀速率最大;随着pH值的增大,腐蚀速率持续减小,并在pH值为8.0左右时达到最低;随着CO:分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势;随着H2S分压的增大,腐蚀速率先下降后又缓慢升高.     

总压对L360NS钢在CO2/H2S/O2体系中腐蚀行为的影响

为明确总压对钢材在CO₂/H₂S/O₂体系中腐蚀行为的影响,采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜及其附带的能谱仪、X射线衍射仪、3D光学轮廓仪等仪器,探究了不同总压对L360NS钢在CO₂/H₂S/O₂体系中腐蚀行为的影响。结果表明：总压在0.2～1.5 MPa范围内改变时,L360NS钢的均匀腐蚀速率随着总压的增大而升高。原因是总压增大导致溶液中气体含量增大,腐蚀反应动力学加快,加剧腐蚀。腐蚀产物膜底层为楔状和晶粒状产物掺混,表层为颗粒状,产物组成为FeCO₃、Fe₂O₃、FeS、FeS₂。总压增大,腐蚀坑数量增多,且出现横向、纵向扩展,局部腐蚀程度加深,这是由于腐蚀产物FeCO₃、Fe硫化物与Fe₂O₃等氧化物对基体的保护不均匀。     

气相压力对CO2/H2O气液两相泡状流中20#钢初期腐蚀行为的影响

在气液两相流条件下,为研究CO₂压力对20#钢初期腐蚀行为的影响,采用气液两相流的动态腐蚀平台,通过失重法、SEM、EDS、XRD等系统研究了20#钢在不同CO₂压力下的腐蚀速率、腐蚀形貌及产物。结果表明：在不同腐蚀时间下,腐蚀速率均随CO₂压力的增大呈先减小后增大的趋势,在CO₂压力为0.1 MPa时出现最小值,同一CO₂压力下腐蚀速率偏差随着时间的延长明显降低,表面腐蚀产物的致密度随着CO₂压力的增加而提高,不同CO₂压力下管壁表面腐蚀后的形貌呈现两种不同的特征,即粗糙区和相对平滑区,两种特征区内均包括相对均匀产物与突起产物,均匀产物中C和O的含量均低于突起产物,两种产物中C和O的含量随CO₂压力的升高而升高,表面腐蚀产物的主要构成相为FeCO₃、γ-FeOOH、Fe₃O₄。     

pH值和温度对镀锌钢在模拟锈层溶液中电化学腐蚀行为的影响

应用极化曲线和电化学阻抗技术,结合扫描电子显微镜方法,测试镀锌钢在模拟锈层溶液中pH值和温度对镀锌钢电化学腐蚀行为的影响作用。结果表明,镀锌钢在强碱性的模拟锈层溶液中处于钝态,其耐蚀性能随着pH值的升高而增大。温度为0～40℃时,镀锌钢的腐蚀速率变化不大,当温度升高到60℃时,腐蚀速率急剧增大。     

温度对J55钢铬铝合金化后电化学阻抗谱的影响

为了提高油气开采用材J55钢的耐蚀性,对其进行铬铝合金化。用电化学法研究了其在3.5%NaCl溶液中的腐蚀行为,考察了温度对其电化学阻抗谱的影响。结果表明:铬铝合金钢的静、动态开路电位均较J55钢明显正移;J55钢在20℃时出现Warburg阻抗,随着温度的升高,Warburg阻抗消失,之后EIS谱呈现出2个时间常数,极化电阻随温度的升高先减后增;2种合金钢的EIS谱均呈现2个时间常数,其极化电阻均随温度的升高先减小后增大,60℃时最小;不同温度下,铬铝合金钢的极化电阻均较J55钢的大。     

多介质在碳钢腐蚀过程中的协同作用

采用电化学方法(电化学阻抗和动电位极化)并配合浸泡失重法以及一系列表征,研究了常温下碳钢基体与CO₂-Cl^-的界面反应,以及加入HCO₃^-介质后CO₂-Cl^--HCO₃^-体系中HCO₃^-介质对碳钢表面的成膜。结果表明,CO₂介质的加入使碳钢基体的溶解速率显著提高但是对Cl^-浓度的影响较小;添加高浓度的Cl^-反而抑制CO₂的溶解而使基体的腐蚀速率略微降低;在CO₂+Cl^-+HCO₃^-体系中加入微量的HCO₃^-后碳钢表面成膜不明显,疏松的腐蚀产物不能抑制碳钢基体的进一步溶解;浓度过高的HCO₃^-使FeCO₃的过饱和度提高从而加速细小晶体的析出,抑制腐蚀的进行。     

Ca2+对3Cr钢在CO2环境中腐蚀行为的影响

随着油气开发进入到高含水期，高Ca²⁺、高Cl^-的地层水环境对管柱的安全服役提出了更高的要求。采用高温高压釜模拟井下流态环境，结合电化学研究结果，分析了Ca²⁺浓度和暴露时间对3Cr钢腐蚀行为的影响。结果表明：尽管Ca²⁺的存在会促使溶液酸化，但3Cr钢在含Ca²⁺溶液中的腐蚀速率更多取决于试样表面的膜层质量。当溶液中总Cl^-浓度为128 000 mg/L,Ca²⁺浓度在0～3 600 mg/L的范围内时，3Cr钢在Ca²⁺浓度为1 080 mg/L时平均失重速率最大，为2.2 mm/a。在Ca²⁺含量为180 mg/L的环境中，3Cr钢的失重速率曲线显示3Cr钢的失重速率随时间呈反“V”变化趋势，当腐蚀时间为240 h时，试样的平均失重速率达到最大值。当将3Cr钢放入通入CO₂的含有Ca²⁺的溶液中时，3Cr钢表面形成Fe_x...     

CO2对钻具的腐蚀及控制

与含CO2油气层接触的钻井液会对钻具造成腐蚀.针对用于钻水平井的PRD钻井液,采用静态挂片失重法,研究了温度、CO2分压和钻井液pH值对N80钢腐蚀的影响,筛选并评价了抑制CO2腐蚀的缓蚀剂.结果表明,PRD钻井液对N80钢的腐蚀速率随CO2分压的增大和温度的升高而增大,随pH值的增大而减小.在CO2分压为0.1～1.5 MPa范围内,温度低于100℃时,N80钢的腐蚀速率较小,温度在100～140 ℃时腐蚀速率明显增大.筛选的咪唑啉硫代磷酸酯类缓蚀剂JLB能有效抑制CO2腐蚀,在CO2分压为1.5MPa和温度120 ℃下,加入量为0.5%时,可使N80钢的腐蚀速率由0.206 mm/a降至0.072 mm/a.调节钻井液的pH值在8以上和添加JLB缓蚀剂是控制CO2对钻具的腐蚀的有效措施.     

一种新型含Al低Cr合金钢在模拟油田采出液环境下的CO2腐蚀行为

以自行设计开发的新型3Cr2Al低合金钢为研究对象,采用高温高压磁力驱动反应釜进行饱和CO₂模拟油田采出液环境下的腐蚀模拟实验,通过失重法获取腐蚀速率评价其耐蚀性能,并结合扫描电子显微镜、能谱分析、电化学测试等表征手段,研究腐蚀产物膜结构及成分特征,探讨耐蚀机理。相比3Cr钢,3Cr2Al钢中少量Al的添加提高了材料的抗CO₂腐蚀性能,在短周期(20 h)和长周期(144 h)条件下,其腐蚀速率分别下降15%和69%,这种耐蚀性能的提升主要是由于3Cr2Al钢表面产物膜中不仅有Cr的富集,同时还有Al的富集,提高了产物膜对基体的保护性。溶液中的氯离子对产物膜中Al的富集存在一定影响,在低氯溶液环境中,3Cr2Al钢表面腐蚀产物膜中Al/Fe原子比明显高于其Cr/Fe原子比,Al的富集更明显;当提高溶液氯离子浓度,腐蚀产物膜中Al/Fe原子比相比低氯溶液明显降低,Al的富集程度减弱,阳极极化曲线半钝化现象消失。