80SS油管钢在塔里木气田中的腐蚀行为

为了更好地认识80SS油管钢在气田中的耐腐蚀性能,促进其在油气田中的推广应用,模拟塔里木气田地下条件,研究其在含有H2S与CO2环境中的腐蚀行为.利用扫描电镜(SEM)与X射线衍射(XRD)法,对试样表面腐蚀形态与腐蚀产物进行分析,考察了温度、H2S与CO2含量对腐蚀速率的影响.结果表明:80SS油管钢在模拟环境中,在低温时以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀速率增大,并逐渐转变为严重的局部腐蚀;80SS油管钢的抗硫性能较好,但抗CO2腐蚀性能较差,可用于含硫低碳的气田.     

渤海某油田F井旁路管腐蚀失效研究

目的：旁路管腐蚀现象在渤海油田时有发生,以渤海某油田F井为例,研究该油田旁路管腐蚀机理,指导该油田旁路管选材,确定该油田的防腐方向与措施。方法基于对管材腐蚀的初步分析,通过扫描电子显微镜、拉伸强度试验机、X射线衍射仪等仪器,对F井已发生腐蚀的旁路管进行理化性能分析、金相显微分析、腐蚀产物 XRD 分析以及腐蚀产物能谱分析。结果化学成分方面,1#、2#、3#旁路管的原化学成分均满足API Spec 5CT的要求;力学性能方面,1#旁路管抗拉强度和屈服强度略低于标准要求,2#、3#旁路管的力学性能均满足API Spec 5CT的要求;腐蚀产物方面,1#、2#、3#旁路管腐蚀产物主要由 Fe、C、O、S、Ca、Mn 组成,以铁的氧化物为主,硫化物次之,其中 C、O、Ca元素应来源于环境介质,少量的Ti元素可能来源于周围的接触金属。对于腐蚀所生成化合物,1#旁路管主要为铁氧化物,其中所含的 Ca2Fe2O5来源于地层中的沙土或矿石;2#旁路管外壁腐蚀产物为典型铁锈成分,以铁的氧化物为主,存在少量 FeO(OH),该物质不稳定,在空气中暴露后易形成铁的氧化物。结论 F井旁路管腐蚀属于冲刷腐蚀和电偶腐蚀。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

L80油管腐蚀穿孔原因

厄瓜多尔某井在生产作业中油管腐蚀穿孔,为了弄清油管穿孔原因,对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并采用扫描电子显微镜观察油管内壁腐蚀微观形貌,利用能谱仪分析内壁腐蚀产物。结果表明,油管腐蚀具有二氧化碳腐蚀的特征。井底CO2溶解于原油中的水形成碳酸容易造成内壁严重腐蚀,失效油管服役井段温度为CO2腐蚀速率较大的温度区间,原油中氯离子的存在对腐蚀起到催化促进作用。     

渤海某油田回注井油管连接件腐蚀分析

针对当前中海油渤海某油田生产污水回注井的油管腐蚀进行研究,分析了油管单根连接处的腐蚀失效情况,并针对该情况查找腐蚀影响因素,提出解决措施.     

H2S分压对双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,辅以失重法、SEM和EDS,对H2S/CO2共存环境下,H2S/CO2分压比一定时,H2S分压对2205双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响进行了研究。结果表明,60℃的工况条件下,在H2S分压较低时,2205双相不锈钢钝化膜趋于完整致密,随着H2S分压进一步升高,钝化膜出现破损。2205双相不锈钢硫化物应力腐蚀开裂的敏感性较高,裂纹多为沿晶扩展。     

L80钢在CO2/H2S腐蚀环境中的力学特性

目的：研究L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8σs时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加, L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性受温度、CO2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。     

H2S分压对SM80SS油管钢腐蚀行为的影响

通过模拟某气田CO2/H2S共存腐蚀介质环境,对比研究了SM80SS油管钢在加与未加缓蚀剂时的腐蚀特征.结果表明,在未加自制缓蚀剂TG500的腐蚀溶液中,SM80SS油管钢的腐蚀速率随H2S分压的升高而缓慢增加;当溶液中加入TG500(浓度200 mg/L)后,SM80SS钢的腐蚀速率显著降低、且随着H2S分压的增加明显下降,而缓蚀效率却呈上升趋势,均达90%以上.     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

温度对SM80SS套管钢在CO2／H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（Ⅺ①）对温度对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表日月．在试验条件下,低温（40℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;温度逐渐升高至100℃左右时,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒粗大、疏松,平均腐蚀速率最大;高温（150℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeO（OH）和FeCO3、FeS0.9,膜颗粒较小、致密,但比低温时明显粗大,平均腐蚀速率较小;高低温时腐蚀产物都有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式为均匀腐蚀。     

X65钢在CO_2饱和油田水中的电化学行为和腐蚀机理

利用热力学计算方法推断X65钢在CO2饱和模拟油田水中的腐蚀反应阳极机制。结果显示X65钢在CO2饱和模拟油田水中的腐蚀包含两种阳极反应,即Fe接受电子转变为Fe2 和Fe与HCO3-反应形成FeCO3。实验条件下Fe与水作用生成Fe(OH)2的反应的平衡电位高于自腐蚀电位,因此难以进行。通过电化学阻抗谱测试进一步证实了热力学计算的结果。     

低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展

介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO_2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素(如Cr含量、温度、p H值、流速等)对低Cr油套管在含甜性气体(仅含CO_2)环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体(H2S)环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂(SSC)的性能。探寻了低Cr钢的抗CO_2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr(OH)3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO_2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO_2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。     

CO2分压对SM80SS套管钢在CO2/H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（XRD）对CO2分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表明：在试验条件下,低PCO2时,反应以H2S为主,FeS优先生成,腐蚀产物膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;PCO2不断增大后,反应以CO2为主,FeS逐渐全部转变为FeS0.9,腐蚀产物膜颗粒粗大、比较疏松,平均腐蚀速率较大;腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。     

海上油田注水开采中H2S成因及油管腐蚀分析

目的探究海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀机理,对H_2S有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测,然后进行硫酸盐还原菌(SRB)培养验证试验、SRB生长特性研究,最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H_2S,部分生产井H_2S的体积分数高达0.03%,但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物,排除注入过程中携带H_2S的可能性。PGC培养基中生长了SRB菌落,证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55~65℃,p H为5.5~6.0。添加Na NO2后,H_2S质量浓度一直极低(0.5 mg/L),192 h后菌浓才开始增加,抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20~50μm,裂纹宽度较窄,硫化物应力开裂(SSC)的风险较小。点蚀坑深度小于50μm,表面没有较大较深的点蚀坑,腐蚀速率较低。结论 SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将SO42-还原为H_2S,所以注水开采过程中的H_2S为次生,注水井水质不达标是导致该油田H_2S产生的根本原因。L80油管在SRB-CO2腐蚀体系中发生了微生物腐蚀(MIC),且次生H_2S对油管腐蚀较初生H_2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H_2S进行油管防腐材质优选,适当降低防腐级别,节约作业成本,该研究成果具有良好的推广价值。