CO_2腐蚀产物的分析及其防腐技术研究

在论述CO2的腐蚀机理的基础上,分析了影响腐蚀的各种因素,例如温度、压力等。并重点对CO2的腐蚀产物进行研究,从表面形态结构到影响膜厚和膜晶粒大小的因素进行阐述。最后归纳了最近的防腐技术,并说明了如何确定合理的防腐技术。     

N80钢在江苏油田水中的应力腐蚀行为研究

油田套管损坏的问题在我国很多油田日益严重，影响油田生产的顺利进行，甚至引起井压失控等复杂问题，造成巨大的经济损失。N80钢作为油田套管的主要用材之一，其显微组织为针状铁素体加少量贝氏体，具有优良的耐蚀和力学性能，     

沙念油田套管腐蚀行为研究

随着开发时间的延长,因腐蚀引起的套损井的数量不断增加,严重影响了沙念油田的正常生产。为摸清沙念油田套管腐蚀规律,为制定套管防腐技术措施提供科学依据,利用新型的井下CO2动态腐蚀模拟试验装置进行了室内不同CO2分压、温度、流速等因素控制下套管腐蚀速率的测定,并在此基础上对套管腐蚀行为进行了研究。试验结果表明:N80套管钢的腐蚀速率随CO2分压、温度和流速的增加而增加,局部腐蚀严重,腐蚀产物以Fe CO3为主。     

CO_2腐蚀预测模型的评估和比较

很多二氧化碳腐蚀速率预测模型已经应用于油气生产系统中,这些模型包括经验模型和最近发展的机理模型。本文分析了5种不同CO2腐蚀模型,并对其在温度与压力不同的条件下进行了预测腐蚀速度比较,分析了不同模型的优劣。     

集输管道CO_2腐蚀预测研究

结合实际集输管道运行工况,使用OLGA软件建立了输气集输管道CO2腐蚀预测模型,计算了集输管道的腐蚀速率,预测分析了温度、CO2分压、含水量、流速及管道高程等因素对腐蚀速率的影响,总结了集输管道的CO2腐蚀特性,并与集输管道现场检测数据进行对比验证,预测效果良好。     

CO2对井下N80钢和J55钢的腐蚀研究

油气开采面临着严峻的挑战,高含CO2等腐蚀性组分的油气田的相继出现,CO2在潮湿环境中会引起金属材质工具局部腐蚀,使得金属设备及井下工具发生早期腐蚀失效,导致钻杆、套管、油管等井下工具的使用寿命缩短。利用X-射线衍射、扫描电镜、能谱分析仪对N80钢和J55钢材料的腐蚀产物进行成分、腐蚀形貌、能谱分析,最终发现N80材料更容易腐蚀,且存在严重的电偶腐蚀。     

稠油热采井浅层套管腐蚀机理研究

为了对浅层套管在地层水环境下的腐蚀产物组分进行化验分析并确认其腐蚀机理,开展了N80、P110、110H、130TT 4种材质在Cl^-质量浓度分别为5 000、20 000、40 000 mg·L^-1和温度分别为50、100、165、200、280℃条件下的全因子腐蚀实验。结果表明：随着温度升高腐蚀速率逐渐增加,相同温度下,Cl^-质量浓度从5 000 mg·L^-1增加到40 000 mg·L^-1,腐蚀速率呈下降趋势,在高温时这种趋势更为显著。为了更好地比较Cl^-质量浓度对腐蚀速率的影响,开展了无Cl^-、无氧环境、无HCO₃^-环境下的腐蚀实验,可以看出无Cl^-存在时4种材料的腐蚀速率最小,在无氧环境下腐蚀速率远小于含氧环境的腐蚀速率。XRD组分分析测试显示,不同材质、温度、Cl^-环境下,腐蚀产物组成未发生明显改变,主要为Fe₂O...     

海上油气田CO_2腐蚀预测模型研究

海上油气田油套管CO_2腐蚀问题日益严重,目前常用的CO_2腐蚀预测模型均是针对碳钢管材提出,海上油田多使用1Cr、3Cr、9Cr、13Cr等管材,所以建立适用于海上腐蚀环境的CO_2腐蚀预测模型,对后期油套管进行优化设计具有重要意义。本文结合现有的模型和渤海区域的具体环境针对不同管材建立了新的海油CO_2腐蚀预测模型,并对实际生产条件进行了模拟实验。将实验结果与各模型预测结果进行对比分析,验证了新模型的可行性,为海上油气井油套管管材优选及安全生产提供了理论依据。     

油气开发中CO_2腐蚀及其缓蚀剂的选用

介绍了CO2 的腐蚀机理及其影响因素、我国CO2 缓蚀剂近期的研究状况以及选用原则 ,并提出了研究CO2 腐蚀及其缓蚀剂应注意的几个问题。     

含CO_2井筒腐蚀机理及预测

CO2腐蚀对石油行业危害性巨大,是近年来腐蚀研究的重点。国外CO2腐蚀预测模型已达十多种,目前最为常用的是Norsok和De Waard模型。通过分析含CO2天然气气井的腐蚀影响因素,揭示了井下油管腐蚀速率与各腐蚀因素之间的内部规律。通过调研分析Norsok和De Waard模型,指出其各自的适应条件,以求为含CO2天然气井腐蚀防护提供了理论参考。     

徐深气田CO_2腐蚀速率预测方法研究

通过室内CO2腐蚀模拟实验获得实验数据,利用灰色理论对CO2腐蚀参数进行分析确定CO2腐蚀的主要影响因素,建立BP神经网络腐蚀速率预测模型,利用主要影响因素进行网络训练。利用此模型预测徐深气田某井的腐蚀剖面,预测结果表明：BP神经网络预测结果与气井实验结果接近,体现了BP神经网络在处理非线性数据方面的优越性。灰色理论、神经网络预测模型的研究对于徐深气田CO2腐蚀研究有一定的指导意义。     

CO_2对石油管道的腐蚀性分析和应对技术措施

石油管道穿越各种不同地质带来的腐蚀程度也不同,本文就CO2对长输油管的腐蚀因素做分析探讨,并阐述相应及解决措施。     

CO_2-EOR环境碳钢和Cr13钢腐蚀产物膜稳定性研究的展望

从CO2腐蚀产物膜稳定性出发,对CO2腐蚀过程中影响碳钢和Cr13钢产物膜稳定性的因素进行了综述,提出了目前存在的问题和解决的方向。     

某海上注水井N80油管腐蚀穿孔失效分析

某海上油田注水管柱在某些特定区域易发生结垢及腐蚀穿孔问题,严重影响注水效率。为了减少油管失效带来的大量经济损失和避免不必要的环境污染,通过宏观分析、化学成分分析、金相分析、腐蚀产物分析、微观分析、水质分析和结垢趋势预测等方法,并结合实际现场工况,对某海上注水管柱底部配水器下方的N80油管发生局部腐蚀穿孔的原因进行分析。结果表明：垢下细菌腐蚀导致油管内腐蚀穿孔,同时提出了预防油管发生类似穿孔事故的建议。     

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。     

高含CO_2储气库集输管道腐蚀防护研究

以某储气库工程为背景,结合CO2的腐蚀机理及影响因素对该工程工况条件下的集输管线的腐蚀情况进行了深入分析,结果表明:集输管线在0.81 MPa的CO2分压作用下将发生严重的腐蚀破坏,运行温度位于中温区,腐蚀产物膜的耐蚀性差,腐蚀特征以点蚀为主,同时介质流速及Cl-离子的存在进一步加剧了CO2对集输管线的腐蚀。结合腐蚀情况及实际工况条件,比选了几种针对性的腐蚀控制措施,根据最终的经济比选结果及优缺点比较,推荐集输管线选择经济、安全的316L+L450Q形式的复合钢管,后期的试验结果表明:在本工程工况条件下复合钢管的母材及环焊缝焊接接头具备良好的耐蚀性能及力学性能,满足本工程的运行要求。     

陕北盐渍土壤对X80管线钢电化学腐蚀行为的影响

采用电化学测试、SEM及EDS微观分析等方法,研究了X80管线钢在陕北水饱和盐渍土壤中的电化学腐蚀行为。结果表明,在水饱和盐渍土壤中,随腐蚀时间延长,X80钢腐蚀趋势和腐蚀速率均明显增大,局部腐蚀面积和深度不断增加,钢基体表面由以全面腐蚀为主转为以局部腐蚀为主,腐蚀机理为氧浓差腐蚀电池和局部腐蚀自催化效应,腐蚀速度主要受氧扩散过程控制;EIS图谱具有双容抗弧与Warburg阻抗特征,电荷传递和扩散传质的阻力随时间越来越大,而结合层电阻明显减小,这与钢表面生成腐蚀产物膜的完整性和致密性有关,腐蚀产物主要为铁的氧化物、硫化物和土壤中盐类的混合物。     

利用挂片失重法对CO_2腐蚀规律的研究

为了研究CO_2腐蚀过程中的影响因素而设计了腐蚀实验。实验利用挂片失重法进行,实验中设计了温度、CO_2分压、pH三组影响因素。实验结果表面:在温度60℃时,腐蚀速率随温度上升而增加,当温度60℃时下降;腐蚀速率随着CO_2分压的增加而增加,当CO_2溶解达到饱和时,腐蚀速率趋于稳定;在pH7时,随着pH增加,腐蚀速率下降;当pH大于7时,腐蚀速率随pH变化不大。     

双咪唑啉缓蚀剂抑制油田CO_2腐蚀的性能研究

以葵二酸、三乙烯四胺和氯化苄为原料,合成了双咪唑啉缓蚀剂。通过电化学阻抗法,研究了双咪唑啉缓蚀剂在饱和CO_2油田采出水介质中对J55油管钢的缓蚀性能,并对两口CO_2腐蚀严重的油井进行了现场加注试验。结果表明,双咪唑啉缓蚀剂在油田水介质中抑制CO_2腐蚀性能优异:加入缓蚀剂后可使电荷传递电阻大幅增加,在缓蚀剂浓度为150ml/L时,缓蚀率可达96.3%;两口试验井加注缓蚀剂后,腐蚀速率大幅下降,缓蚀率可达85%以上,现场使用效果优异。     

CO_2压缩机腐蚀原因分析及改进措施

以CO2对碳钢材质的腐蚀机理着手,对尿素装置CO2压缩机发生严重腐蚀的原因进行了分析,并找出了有效的改进措施。