塔河9区高含H_2S凝析气藏地面集输管道防腐蚀选材与内涂层防腐蚀考察

塔河油田9区生产层为奥陶系,采出介质具有"高H_2O、高H_2S、高CO_2、高Cl~-、低pH值"的"四高一低"强腐蚀特性,集输工况具有高温、高压特点,现有普通碳钢管材质已无法适用现场使用寿命要求。通过分析腐蚀环境,开展了抗腐蚀管材评价试验、内涂层适应性评价试验。基于试验结果进行技术可行性分析与全生命周期经济性对比分析,推荐9区地面单井集输管道采用825内衬双金属复合管,天然气外输管线采用L245NS抗硫管材+缓蚀剂,可为治理"H_2O、H_2S、CO_2、Cl~-"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

原油集输的CO2腐蚀机理研究

油田和输油管道的CO2腐蚀现象较为严重,CO2水溶液呈弱酸．对油田和管道的设备都存在一定腐蚀。对CO2腐蚀机理进行分析研究,包括CO2腐蚀的阴极过程和阳极过程,总结了CO2腐蚀类型,分析了CO2腐蚀的影响因素。对原油集输系统中CO2腐蚀的防护提供理论支持。     

5种套管在含H2S、CO2模拟腐蚀环境中的耐蚀性比较

根据某油田气井含H2S、CO2气体的腐蚀环境,对5种套管进行了耐蚀性模拟评价,失重法评价发现其平均腐蚀速率相当,为均匀腐蚀,试样表面有少量浅腐蚀坑,腐蚀产物中有FeS等,抗硫套管NT95SS腐蚀速率略低;模拟腐蚀试验前后力学性能几乎无变化,说明短时间内套管在含H2S、CO2模拟腐蚀环境中只发生了表面的均匀腐蚀,尚未引起强度变化.     

基于腐蚀时间效应的含H_2S/CO_2环境中的腐蚀速率预测模型

高含H_2S/CO_2高温高压气井中井筒油管、套管的腐蚀已成为制约井筒完整性的主要因素,一旦井筒完整性失效将会给油气田的开发造成重大影响,并可能导致严重的人员安全、环境及经济损失。由于高温高压H_2S/CO_2环境腐蚀机理较为复杂,国际上使用较为广泛和经典的DE Waard腐蚀速率计算模型已不能预测类似高温高压复杂环境下井筒的腐蚀速率。目前,实验室通常开展短期的腐蚀测试试验,并以此数据预测长期的腐蚀速率,但长期的腐蚀速率与短期腐蚀速率差异甚大。因此,为了准确地预测服役寿命周期内油套管的腐蚀状况,采用自主设计制造的高温高压材料损伤试验平台,模拟气井井筒的实际腐蚀环境,开展CO_2、H_2S腐蚀环境中的电化学腐蚀速率测试试验,研究了不同测试时间下的腐蚀速率,分析了腐蚀速率的时间效应。结果表明:在管柱服役早期,其腐蚀速率较大,随着服役时间的延长,由于形成了腐蚀产物膜以及腐蚀性气体浓度的降低,腐蚀速率逐渐降低直至稳定于某一较低值。最后,利用数理统计方法建立了考虑腐蚀时间效应的腐蚀速率预测模型,可为合理选择油套管材质和油气井的安全评价提供依据。     

石油钻杆材料G105在不同条件下的疲劳断裂

采用国产PQ-6型旋转弯曲疲劳试验机研究钻杆管体材料G105的弯曲疲劳性能以及H_2S腐蚀和缺口对试样弯曲疲劳性能的影响,利用金相显微镜和扫描电子显微镜对光滑试样断口、缺口试样断口以及H_2S腐蚀后试样断口进行微观形貌分析。结果表明:在光滑试样的疲劳极限载荷作用下,经过H_2S腐蚀后的光滑试样的疲劳寿命和缺口试样的疲劳寿命相当,材料的疲劳寿命都从106降低至104;缺口试样在缺口的高应力集中效应下,加快疲劳裂纹形核过程。H_2S腐蚀对钻杆疲劳性能影响的主要作用在于氢原子在材料内缺陷处聚集引起材料疲劳性能降低,缺口和H_2S腐蚀都会加快疲劳裂纹的扩展。材料疲劳断裂主要是因为试样在交变应力的作用下上产生滑移最后致使位错塞积而导致的。     

H_2S-CO_2高低分压下高硫高盐介质中BNS管线钢的腐蚀速率

为了掌握H2S-CO2高低分压下高硫高盐强腐蚀介质中钢的腐蚀速率,采用全浸挂片法、XRD测试技术对伊朗北阿油田BNS管线钢在温度、压力、Cl-浓度变化下的腐蚀规律进行了研究。结果表明:在H2S-CO2低分压下,BNS管线钢的腐蚀产物为Ca CO3,随着温度的升高,腐蚀速率先减小后增大,随着压力的增加,腐蚀速率减小,随着Cl-浓度的升高,腐蚀速率升高;在高分压下,腐蚀产物主要为Cl-和Fe CO3混合物,随温度的升高,腐蚀速率减小,Cl-浓度对腐蚀速率的影响较为复杂。     

油田集输腐蚀结垢影响因素与防治对策

油田集输系统腐蚀结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。本文对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供了重要的物质基础,是集输系统产生难溶结垢的主要原因,对此提出了一系列防治集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施,有效地延长了集输系统的使用寿命,提高了油田综合开发效益。     

某油田地面单井管道腐蚀原因分析

某油田地面单井管道腐蚀严重,穿孔事故频发。通过宏观观察、化学成分分析、金相检验、微观形貌分析及腐蚀产物分析等方法,对穿孔管道的腐蚀原因进行了分析;通过实验室高温高压模拟腐蚀试验,对管道材料的腐蚀模式进行了分析。结果表明:管道腐蚀穿孔原因为高矿化度、高浓度氯离子的地层水中的CO_2和H_2S气体产生电化学腐蚀所致;此外,管道材料20钢耐腐蚀性能较差也是重要的原因之一。     

油井垢下腐蚀的影响因素与防腐措施研究

为了保障油田的安全生产,针对陕北某油田的实际工况,利用扫描电镜和X射线衍射仪结合丝束电极进行垢下腐蚀形态观察和腐蚀产物分析。通过极化曲线和电化学阻抗谱探索了Cl^-、CO₂和O₂对垢下腐蚀的影响机制,并阐明了缓蚀剂对垢下腐蚀的缓蚀性能。结果表明：Cl^-、CO₂和O₂易穿透垢层渗透到金属基体的表面,形成腐蚀电池,使得腐蚀倾向增大;缓蚀剂CH-1在垢样表面的吸附量较小,对垢下腐蚀具有较强的阳极抑制作用,能通过负催化效应达到缓蚀效果,具有良好的垢下缓蚀性能。     

模拟下古气藏工况下抗硫油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

为了更好地理解抗硫油管钢在含硫气田中的腐蚀行为和机理,利用高温高压反应釜装置,结合SEM和XRD分析方法,对N80S和P110S抗硫油钢管在模拟下古气藏环境中CO_2,H_2S共存时的腐蚀行为进行了研究,计算了不同CO_2和H_2S分压比时的腐蚀速率,分析了腐蚀产物特征和成分,探讨了其腐蚀机理。结果表明:2种抗硫油管钢随H_2S含量的增大,腐蚀速率先增大后减小;H_2S微量时抗硫油管钢表面形成了Fe CO3和Fe S等腐蚀物,未见明显的腐蚀坑,随H_2S含量的增大,表面的腐蚀产物为铁的硫化物且存在明显的局部腐蚀。     

某油田地面集输管道弯头腐蚀的原因

某油田地面集输管道弯头腐蚀相当严重,穿孔事故频发.通过宏观观察、化学成分分析、金相检验、扫描电镜观察、能谱分析以及高温高压模拟腐蚀试验等方法,分析了管道弯头穿孔的原因.结果表明:管道弯头的化学成分符合技术要求,且显微组织无异常;管道减薄及穿孔主要是CO2和H2 S的协同腐蚀作用及流体冲刷所致.     

油田集输系统腐蚀结垢原因与防治措施

油田采出液集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。本文对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供了重要的物质基础,是集输系统产生难溶结垢的主要原因,对此提出了一系列防治集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施,有效地延长了集输系统的使用寿命,提高了油田综合开发效益。     

海上某油田L80-3Cr油管腐蚀主控因素研究和防护方法评价

根据我国海上某油田L80-3Cr油管服役环境,利用失重法研究二氧化碳分压、腐蚀介质流速和腐蚀介质气液比例对油管材料腐蚀速率的影响。试验发现,随着二氧化碳分压增大,L80-3Cr腐蚀速率先增大后减小,在二氧化碳分压为3.0 MPa时达到最大腐蚀速率。对最高腐蚀速率试样表面的SEM观察和XRD分析表明,试样表面形成的腐蚀产物膜主要由碳酸亚铁组成,膜层致密性差和疏松多孔是导致高腐蚀速率的主要原因。在低流速腐蚀介质中,L80-3Cr腐蚀速率较小,高流速下,L80-3Cr腐蚀速率快速增加。气液两相流流经试样表面使得材料腐蚀加剧,随着腐蚀介质中含气量的增加试样腐蚀速率先增大,在气液比增加到0.227之后略有下降。通过电化学测试评价了油田常用的混合型缓蚀剂,随着添加缓蚀剂浓度的增加,缓蚀效率略有增大,缓蚀剂主要通过在金属溶液界面吸附成膜,增大腐蚀反应的极化电阻从而抑制腐蚀发生。     

浅谈油田集输系统腐蚀结垢与防治措施

油田采出液集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。本文对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供了重要的物质基础，是集输系统产生难溶结垢的主要原因，对此提出了一系列防治集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施，有效地延长了集输系统的使用寿命，提高了油田综合开发效益。     

双氧水和pH值对可降解挤压态Mg-0.5Sr合金腐蚀行为的影响

模拟骨科植入材料植入体内时的生理环境,采用浸泡测试、动电极化测试和电化学阻抗测试研究了模拟生理环境中双氧水浓度和pH值变化对可降解挤压态Mg-0.5Sr合金腐蚀行为的影响。结果表明,在不同pH值(7.4和5.2)的Hank溶液中添加H_2O_2促进腐蚀反应,增加H_2O_2浓度进一步加速腐蚀。降低pH值不仅导致镁合金腐蚀速率增加,而且改变了镁合金的腐蚀机理。结果表明模拟植入时的生理环境加速了镁合金植入体的腐蚀,该研究为可降解镁合金骨科植入体的设计、选择和临床应用提供了重要的信息。     

原油船货油舱CO_2-O_2-H_2S-SO_2干湿交替环境低合金钢腐蚀行为研究

对碳钢和Cr-Cu-Ni低合金钢进行模拟原油船货油舱上甲板环境的CO_2-O_2-H2S-SO_2干湿交替腐蚀实验,通过失重法获得模拟货油舱上甲板环境条件的腐蚀速率,分析锈层的物相组成并对带锈试样进行腐蚀电化学测试。结果表明,Cr-Cu-Ni低合金钢腐蚀初期减薄量大于碳钢,但随着腐蚀时间延长,Cr-Cu-Ni低合金钢腐蚀速率低于碳钢。相比于碳钢腐蚀电流密度降低幅度小的特点,Cr-Cu-Ni低合金钢腐蚀电流密度由裸钢的67.4μA/cm~2显著降低至带锈钢的11.7μA/cm~2。碳钢锈层内存在较大的贯穿整个锈层截面的裂纹,而Cr-Cu-Ni低合金钢中的耐蚀合金元素Cr Cu及Ni加入使锈层颗粒细小,结构致密,锈层内部截面裂纹细小。两种钢锈层均由非晶态腐蚀产物α-Fe OOH、少量的γ-Fe OOH、Fe_3O_4和单质S组成。相比碳钢的锈层,Cr-Cu-Ni低合金钢锈层具有较高的非晶态物质含量及较大α/γ值(α-Fe OOH与γ-Fe OOH含量比),从而使锈层具有高的致密度和保护性。     

硫化氢腐蚀对X80管线钢断裂韧性的影响EI北大核心CSCD

测试X80管线钢分别在未腐蚀状态下及饱和H2S预腐蚀后的δ-Δa阻力曲线;分析了H2S腐蚀对其裂纹扩展阻力曲线、断裂韧性、塑性功等方面影响。结果表明,H2S腐蚀后X80材料KIC下限为75.43 MPa·m?。对比分析H2S腐蚀前后测试结果,发现H2S腐蚀会对X80钢的断裂韧性产生显著影响:未腐蚀试样的裂纹扩展阻力曲线明显高于H2S腐蚀后的;H2S腐蚀前后材料的稳定裂纹扩展下的启裂韧度δ0.2BL分别为0.740 mm和0.365 mm,前者是后者的2.02倍;扩展量Δa相近的情况下,未腐蚀试样的裂纹扩展过程所需塑性功是H2S预腐蚀后的2.29倍左右,H2S腐蚀明显会降低X80材料的断裂韧度。因此,管道在输送天然气过程中应尽量避免H2S的腐蚀,保证材料的韧性不受破坏。     

硫化氢腐蚀对X80管线钢断裂韧性的影响

测试X80管线钢分别在未腐蚀状态下及饱和H2S预腐蚀后的δ-Δa阻力曲线;分析了H2S腐蚀对其裂纹扩展阻力曲线、断裂韧性、塑性功等方面影响。结果表明,H2S腐蚀后X80材料KIC下限为75.43 MPa·m?。对比分析H2S腐蚀前后测试结果,发现H2S腐蚀会对X80钢的断裂韧性产生显著影响:未腐蚀试样的裂纹扩展阻力曲线明显高于H2S腐蚀后的;H2S腐蚀前后材料的稳定裂纹扩展下的启裂韧度δ0.2BL分别为0.740 mm和0.365 mm,前者是后者的2.02倍;扩展量Δa相近的情况下,未腐蚀试样的裂纹扩展过程所需塑性功是H2S预腐蚀后的2.29倍左右,H2S腐蚀明显会降低X80材料的断裂韧度。因此,管道在输送天然气过程中应尽量避免H2S的腐蚀,保证材料的韧性不受破坏。     

某注水井油管腐蚀穿孔失效分析

某注水井油管发生腐蚀穿孔失效。通过宏观观察、化学成分分析、金相检验、能谱分析、X射线衍射分析、力学性能测试、细菌培养试验等方法对油管腐蚀穿孔失效的原因进行了分析。结果表明:硫酸盐还原菌和腐生菌的存在使溶液中SO_4~(2-)被还原成H_2S,H_2S的存在引发了油管管壁的腐蚀,从而造成了油管腐蚀穿孔。油管的腐蚀类型为垢下微生物腐蚀。     

快变腐蚀场装置的方案设计研究

针对目前CO_2、H_2S等腐蚀气体对管道造成严重腐蚀的情况,设计一个快变腐蚀场装置,通过对气体流速、温度、压力的自动检测,达到对快速变化的环境中CO_2、H_2S给试验挂片造成的腐蚀情况进行检测的目的。通过感应加热设备对管道中气体加热,从而达到温度的变化;通过改变输入气体的管道直径来改变气体的流量,从而进行气体流速的改变;通过气体增压泵,来改变内部的压力的变化;而温度和压力的监测则通过温度传感器和压力传感器完成,外部的显示器对当前温度和压力进行显示。