井下油套管二氧化碳腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验与理论分析相结合的方法,研究了油气田常用的油套管材料N80钢、1Cr钢、3Cr钢和13Cr钢在井下高温高压动态（液相介质流速为2．62m／s）环境下的（20：腐蚀。结果表明,在温度为100℃和110℃、CO2压力为0．03MPa和1．488MPa的井下腐蚀环境中,油气田生产中常用的油套管材料的腐蚀程度排序为：3Cr〉1Cr〉N80〉13Cr钢;在此条件下的耐腐蚀能力方面,1Cr和3Cr钢没有表现出优势;13Cr钢具有良好的耐CO2腐蚀性能;N80钢和3Cr钢在井下油中的腐蚀轻微。     

13Cr不锈钢的CO2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下,13Cr不锈钢中1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2腐蚀行为.结果表明,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为2Cr13＞1Cr13＞HP13Cr.当温度为150℃时,3种材料的平均腐蚀速率达到最大.CO2分压和流速增大,材料的平均腐蚀速率随之增大.当Cl-浓度为10×10-6～10 000×10-6时,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大,当Cl-浓度超过10 000×10-6后,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降.     

13Cr不锈钢的CO_2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下 ,13Cr不锈钢中 1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2 腐蚀行为。结果表明 ,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为 2Cr13>1Cr13>HP13Cr。当温度为 15 0℃时 ,3种材料的平均腐蚀速率达到最大。CO2 分压和流速增大 ,材料的平均腐蚀速率随之增大。当Cl-浓度为 10× 10 -6～ 10 0 0 0× 10 -6时 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大 ,当Cl-浓度超过 10 0 0 0× 10 -6后 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降。     

油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀研究

在实验室内采用挂片法和电化学法,评价了FHH-02,956和BUCT三种缓蚀剂对油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀效果.实验结果表明,缓蚀剂具有选择性,BUCT缓蚀剂针对江苏油田油气井产出水的缓蚀效果较好,腐蚀速率可以从3.06 mm/a降到0.11 mm/a,缓蚀率达96.5 %.     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S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,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

5Cr套管钢在不同CO2分压下高温高压腐蚀特性研究

为了研究5Cr套管钢在不同CO₂分压下的腐蚀特性,进行了5Cr套管钢高温高压腐蚀失重和高温高压电化学试验,并采用XRD、SEM和EDS等手段对其腐蚀产物进行微观分析。结果表明,在高温高压腐蚀环境下随着CO₂分压从低到高,其表面点蚀坑的深度和直径均无明显变化,而点蚀速率则出现逐渐减小的趋势;其腐蚀产物膜由Cr(OH)₃、FeCO₃和CaCO₃共同组成,且随着CO₂分压的升高Cr的富集量逐渐增加;在电化学测试中,随着CO₂分压的不断升高,5Cr套管钢表现出半钝化特征,产物膜逐渐增厚且致密,且极化电阻逐渐增大,阳极反应受到抑制,电化学反应阻力增大,其抗局部腐蚀能力不断提高。     

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。     

含CO2天然气井腐蚀规律及腐蚀预测研究

通过对气井腐蚀因素、腐蚀规律和腐蚀程度预测研究，旨在挖潜造成气井腐蚀的主要因素，揭示气井腐蚀速率与各腐蚀因素存在的内部规律，并预测不同条件下气井的腐蚀程度，以便为油田气井防腐提供理论参考。     

含Cr材质在CO_2腐蚀环境中的腐蚀分析

雅克拉凝析气田具有高压力、高产量、高流速、CO2含量高、水和H2S含量低的＂四高两低＂特征,腐蚀介质非常复杂。气田开发以来,井下管柱和集输管道出现了严重的腐蚀。通过对13Cr材质在现场不同CO2腐蚀环境中的试验研究,验证了13Cr材质在CO2含量低的腐蚀环境中发生腐蚀较轻,随着CO2含量增加,13Cr材质腐蚀程度增加。模拟井下和集输管道两种CO2腐蚀环境,采用高温高压釜装置对不同Cr含量材质的腐蚀行为进行了试验研究,采用扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）和X射线衍射（XRD）等方法对试样表面腐蚀产物的形貌及成分进行了分析。分析结果表明,22Cr和316L抗腐蚀性能优于3Cr和13Cr,并提出了适合雅克拉凝析气田井下和集输管道腐蚀治理的方向。     

户部寨气田腐蚀规律研究

户部寨气田随着开采时间的延长,气井产出水呈上升趋势,腐蚀现象也逐渐明显.针对户部寨气田腐蚀特征,从8个方面进行了研究,研究结果表明:部分气井油管存在腐蚀,腐蚀速度与产气压力存在正比关系;随CO2浓度的升高,腐蚀速度逐渐增大,当CO2浓度接近饱和时,腐蚀速度达到最大值,并维持在一定水平;随温度升高CO2腐蚀速度增大;日产水量在0.5～2.3 m3时,油管的腐蚀速度较大,而日产水量低于0.5 m3和高于2.3 m3的气井,腐蚀速度较低;腐蚀速度随矿化度的增加而增大,但当矿化度大于35 682 mg/L,腐蚀速度随矿化度的增大而逐渐下降;油水比不同,对腐蚀产生的影响也不一样;日产气量低于5.6×104 m3/d时,产气量对腐蚀的影响较小;当产气量超过5.6×104 m3/d时,随产气量的增加腐蚀速度加快;介质流速增大,腐蚀速度增大.     

油气管道CO2腐蚀速率的影响因素研究

针对油气管道CO2腐蚀速率的影响因素，通过Q235钢挂片全浸泡，在含CO2的油田模拟水中进行腐蚀试验，并与不合CO2的油田模拟水中的全浸泡腐蚀试验结果比较，得到CO2含量及时间对油气管道腐蚀速率的影响规律。     

X70钢在不同温度下的CO_2腐蚀行为

为研究腐蚀因素与腐蚀速率的关系,通过在NACE(体积分数5%NaCl+0.5%CH3COOH)溶液中进行饱和CO2浸泡腐蚀实验,研究了X70钢在30、60和90℃条件下的CO2腐蚀行为。结果表明:X70钢在60、90℃条件下的腐蚀速率大于30℃,并高出1个数量级。30℃时试样表面无明显点蚀特征;60℃条件下试样表面出现大量点蚀,其余部分平整,点蚀周围富集Cl-;90℃条件下试样表面不仅出现严重的台地腐蚀而且出现线蚀槽,局部腐蚀严重。X70钢的CO2腐蚀受到钢的成分、显微组织等冶金因素的影响。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2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及醋酸共存环境,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,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。