CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

减氧对空气泡沫驱井下管柱的缓蚀作用及减氧界限

氧腐蚀是限制空气泡沫驱油技术应用推广的主要因素，减氧能够降低腐蚀速率。笔者利用高压腐蚀反应釜模拟工况条件，采用失重法测试了N80套管钢在不同氧含量（2%~21%）、不同压力（20~50 MPa）、不同温度（70~120℃）条件下的腐蚀速率，根据测试结果拟合建立了腐蚀速率与氧分压关系的数学模型；采用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射分析表征了腐蚀产物的微观形貌和成分。结果表明，空气泡沫驱过程中N80钢的腐蚀速率随空气氧含量的降低呈非线性下降，但无法将腐蚀速率控制在0.076 mm/a标准以下。温度120℃、压力50~20 MPa，N80钢标准挂片的减氧界限为0.021%~0.054%，已经达到纯氮气的标准。工况条件下不同氧含量的N80钢材腐蚀产物疏松多孔，其成分为Fe₂O₃、FeOOH和Fe₃O₄，腐蚀产物对基体金属无保护作用，工况的改变并不会显著改变腐蚀产物的形貌和成分。     

二氧化碳环境中碳钢电偶腐蚀行为研究

电偶腐蚀是油气开采运输过程中危害性较大的一种腐蚀。利用失重法和电偶电流测量以及扫描电镜和X衍射分析研究了饱和CO₂的1％NaCl水溶液中碳钢/不锈钢，以及碳钢/腐蚀产物膜之间的电偶腐蚀行为。结果表明，相同温度条件下，碳钢/不锈钢电偶对阴阳极面积比越大，电偶对中阳极(N80钢)的腐蚀速率就越大。当CO₂分压较低时（0.1 MPa），随着温度的升高，电偶对阳极的腐蚀速率有一个极大值，且腐蚀速率的对数值与阴阳极面积比的对数值之间呈线性关系；而在高CO₂分压（2.5 MPa）条件下，阴阳极面积比小于等于4时，电偶对阳极的腐蚀速率存在一个极大值和一个极小值。试验结果还表明，温度对碳钢的CO₂腐蚀产物组分有很大的影响，不同温度下碳钢表面形成的腐蚀产物膜都能与裸金属之间形成腐蚀电偶，且温度为90 ℃时生成的腐蚀产物膜与碳钢的电偶腐蚀最为严重。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

陶瓷复膜抗腐蚀技术在井下工具防腐中的应用

国内外钻井工程中腐蚀研究主要集中在CO₂、H₂S和CO₂/H₂S的腐蚀与防护方面，防腐蚀措施主要包括选材、控制钻井液、防腐层、电化学保护等。这些防腐措施都有一定的缺陷。将井下工具如封隔器、套管等表面进行陶瓷复膜处理后，工件形成了致密的陶瓷类膜（几微米到十几微米厚)，模拟腐蚀环境严重的罗家寨气田条件进行抗腐蚀对比试验。实验表明，陶瓷复膜处理后，N80钢和35CrMo钢在延长实验周期的情况下腐蚀变化很小，说明抗腐蚀性很稳定。N80钢气相腐蚀速率从1.23 mm/a降到0.010 1 mm/a，抗腐蚀性提高了120多倍；液相腐蚀速率从0.42 mm/a降到0.004 4 mm/a，抗腐蚀性提高了近100倍。35CrMo钢的气相腐蚀速率从0.98 mm/a降到0.008 3 mm/a；液相腐蚀速率从0.78 mm/a降到0.007 2 mm/a。陶瓷复膜极大地提高了工件的抗腐蚀性。     

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。     

酸气回注井管柱剩余寿命预测及选材研究

为得出酸气回注环境下不同油管钢的腐蚀规律和安全服役寿命,利用高温高压釜模拟酸气回注井井下工况,在温度90～150℃、H_2S体积分数为55%、CO_2体积分数为45%的条件下开展了腐蚀失重实验,研究了不同温度下T95钢、P110SS钢、G3钢的腐蚀性能,并结合SEM与EDS对腐蚀产物进行了表征分析,最后基于均匀腐蚀速率对油管柱的腐蚀寿命进行了预测。结果表明：随着温度的升高,T95钢及P110SS钢在液相中的腐蚀速率先增大后减小,120℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为1.337 9mm/a、P110SS钢为0.842 6mm/a;在气相中,两种钢的腐蚀速率均随温度升高而增大,150℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为0.249 0mm/a、P110SS钢为0.233 9mm/a;G3镍基合金钢表现出良好的抗腐蚀性能,各工况下均满足油田腐蚀控制指标0.076mm/a。在120℃液相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为2.8年,P110SS油管钢为6年;在150℃气相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为14.9年,P110SS油管钢为21.3年。由于G3镍基合金钢在不同工况不同温度下均无明显腐蚀,则不对其作腐蚀寿命预测。明确了酸气回注环境中3种油管钢的腐蚀性与其安全服役年限,为酸气回注井的选材和针对性制定腐蚀防护对策提供了依据。     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

国产耐蚀连续管性能分析

针对低碳微合金钢连续管在含有H₂S、CO₂等腐蚀介质的油气田,以及在CCUS作为CO₂注入管柱等工况条件下服役时连续管腐蚀严重、疲劳寿命低、易发生脆断等问题,开发了国产耐蚀合金连续管。通过对BSGCT80-2205和BSGCT80-18Cr两种材质的国产耐蚀合金连续管开展力学性能、塑性、抗压、腐蚀等性能检测,全面研究分析了两种连续管的各项性能。结果表明：BSGCT80-2205和BSGCT80-18Cr两种管材整体强度均满足80ksi钢级连续管要求;压扁、扩口试验管材焊缝和母材均未出现开裂,低周大应变疲劳寿命高于同规格90ksi钢级连续管寿命;腐蚀试验证明两种管材适合在含腐蚀介质油气田或作为CO₂注入管柱长期服役。     

低H2S环境下L360MS碳钢耐CO2腐蚀行为研究

为研究L360MS碳钢在低H₂S环境下的耐CO₂腐蚀行为,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同H₂S-CO₂环境下L360MS碳钢腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等手段分析L360MS碳钢的腐蚀形貌和产物组成等。结果表明：低H₂S环境下(p_H2S=0.001～0.005 MPa),随着CO₂分压的增大(p_CO2=0.25～0.65 MPa),L360MS碳钢平均腐蚀速率逐渐降低,点蚀速率增加;p_H2S=0.001 MPa、p_CO2=0.25 MPa时,L360MS碳钢平均腐蚀速率最大,为0.113 5 mm/a;随着p_CO2/p_H2S降低,...     

抽油杆含缺陷区域电化学腐蚀规律研究

目前国内同时考虑多因素环境下对抽油杆CO₂腐蚀影响的研究较少。为此，基于COMSOL多物理场耦合分析的方法和任意拉格朗日-欧拉法展开模拟含缺陷抽油杆CO₂腐蚀规律研究，并结合某油田SN区块抽油杆腐蚀情况进行了分析。研究结果表明：随着温度的升高，抽油杆CO₂腐蚀速率先增大后减小；抽油杆腐蚀速率随CO₂分压的增大而增大，当其分压增大到0.5 MPa后，腐蚀速率增长放缓，最后趋于平稳；腐蚀速率随pH值的增大而减小，当温度为80℃时，抽油杆腐蚀速率降低90.7%;当抽油杆缺陷长度为1 mm时，腐蚀电位幅度变化最大，此时的腐蚀深度最深(1.3 mm)。研究结论可为含缺陷抽油杆在电化学腐蚀环境下使用寿命预测和安全评价提供理论支撑。     

冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例

我国部分油气田集输管线中CO₂与水含量较高,同时由于提高输运流速,集输管道CO₂腐蚀日趋严重,掌握流场诱导下CO₂腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此,以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象,首先基于Norsok腐蚀模型预测CO₂分压对其内腐蚀速率的影响,再应用计算流体动力学方法（CFD）对管道内流场进行分析,并结合现场的内腐蚀测厚数据,得出冲蚀作用下CO₂分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律：集输天然气管线内,湍流作用在内流道剧烈变化区域（弯头、T形管处）,湍动能升至最大75 m²/s²,对CO₂局部腐蚀具有明显的促进作用;流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO₂均匀腐蚀产生较强促进作用;管道内壁在CO₂分压重腐蚀区间内（0.02~0.20 MPa）,CO₂的腐蚀程度随CO₂分压的增大呈线性加剧,随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a,并趋于平缓,而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a,稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据,使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。     

二氧化碳腐蚀机理及影响因素

利用自制高温、高压腐蚀试验及电化学测试试验装置,用失重法、电化学极化曲线、扫描电镜及X射线衍射分析,研究了碳钢在CO₂饱和的3%NaCl溶液中CO₂分压、温度对碳钢腐蚀的影响,结果表明,在较低温度(70℃)时,碳钢腐蚀速率对数与CO₂分压对数成线性关系,与DeWaard等人的研究结果相符;70℃时,腐蚀产物的附着力及耐蚀性很差,此时增大CO₂分压加速腐蚀反应的阴极过程;110℃时碳钢腐蚀产物为致密的碳酸亚铁膜,此膜对金属基体的附着力较强、保护性好,温度对CO₂腐蚀产物有明显的影响.文中还探讨了缓蚀剂抑制CO₂腐蚀.     

有机盐钻井完井液对套管油管钢腐蚀速率的影响

模拟油气田腐蚀环境,利用高温高压釜,采用SEM和EDS技术,辅以失重法,考察了常用套管油管钢P110、N80、HP13Cr以及超深井用套管钢VM140在有机盐钻井完井液中的腐蚀行为.结果表明,HP13Cr钢几乎不腐蚀,P110和VM140钢为轻度腐蚀.N80钢为中度腐蚀,随着腐蚀天数的增加,HP13Cr、N80和VM140钢的腐蚀速率都随之增大,只是HP13Cr和VM140钢的腐蚀速率增大不明显,P110钢的腐蚀速率却随之减小.     

文昌油田套管钢电偶腐蚀与缓蚀剂研究

文昌油田套管设计中采用了13Cr-L-80和N-80两种钢材。实验研究了两种钢材在完井液(盐含量高达30％的溶液)中的电偶腐蚀并筛选了缓蚀剂。在pH=6．5的隐形酸类完井液中，13Cr-L-80的开路腐蚀电位明显较N-80为正，二者相差数百毫伏；在65℃下不同钢材耦接时，13Cr-L-80钢的腐蚀速率(0．182mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．381，0．396mm／a)为小，N-80钢的腐蚀速率(0．929mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．573，0．592mm／a)为大，表明发生了电偶腐蚀。从9种商品中筛选出的缓蚀剂JC-6，在加量15g／L时使13Cr—L一80和N．80耦接时60℃腐蚀速率分别降至0．012和0．165mm／a，降低率93．4％和82．2％；JC-6与PA复配物使耦接钢材腐蚀速率进一步降低，质量比为90：10的复配物(代号JCP-6)在加量15g／L时使70℃腐蚀速率分别降至0．013和0．069mm／a，降低率88．5％和96．5％。极化曲线表明JCP-6对于两种钢材均为阴极型缓蚀剂。JCP-6与完井液、海水配伍，温度升高(10～80℃)使配伍性变好(溶液浊度减小)，pH改变(1．7～7．5)对浊度影响小。JCP-6为成膜型缓蚀剂，简略讨论了缓蚀机理。图5表3参5。     

黄桥气田CO2腐蚀现状及完井选材评价研究

CO₂腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型，自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO₂气流以后，随后完成了4口试采井，已探明黄桥CO₂气田为国内最大的CO₂气田。1985年投入开发以来，相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况，正是由于腐蚀的影响，导致气田生产成本上升、生产时效降低，极大地影响了气田的开发效益。同时，CO₂腐蚀严重威胁着黄桥CO₂气田的安全生产，解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO₂气田腐蚀现状和特征，分析了腐蚀异常的原因，并选用4种管材开展CO₂高温高压模拟试验，结果发现：现有的油套管材料P-110和N-80在高温、高压和CO₂环境下对管壁产生严重腐蚀；9Cr管材耐CO₂腐蚀性差，有轻微点蚀；13Cr管材基本不发生腐蚀，可以满足CO₂气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。     

Cl-对L245钢在CO2/H2S环境中腐蚀的影响研究

石油天然气集输用L245钢管道在输送介质含有CO₂/H₂S及Cl^-的环境中使用时经常发生腐蚀穿孔现象。采用高温高压反应釜、扫描电镜和电化学工作站进行质量损失试验和电化学试验，对L245钢在该环境中的腐蚀行为进行了研究，主要研究了CO₂/H₂S环境中，Cl^-对钢的腐蚀速率、点蚀深度、腐蚀产物膜和点蚀电位的影响。研究结果表明：当Cl^-浓度不断提高时，L245钢的腐蚀速率和点蚀深度呈倒“V”形变化；提高Cl^-浓度时，钢的阳极溶解加速，自腐蚀电流密度增大，交流阻抗谱曲线半径减小，同时，Cl^-抑制硫化物产物膜的生成，使得钢的表面形成的产物膜呈现疏松状，对钢的腐蚀起促进作用；当Cl^-浓度达到临界值时，L245钢的自腐蚀电流密度减小，交流阻抗谱曲线半径增大，Cl^-优先吸附在钢的表面，使得产物膜的表面空隙减小，对钢的腐蚀起抑制作用。     

N80钢的CO_2腐蚀行为试验研究

我国中西部的油田,大多面临严重的CO2腐蚀危害。为更清楚了解油管套管常用的N80钢在现场条件下腐蚀形貌、腐蚀速率等腐蚀行为,为油田选材提供依据,进行了模拟现场环境的腐蚀试验研究。研究结果表明,在温度为92℃、介质流速为12m/s、CO2分压为29648kPa、总矿化度为346g/L的水介质中,N80钢的平均腐蚀速率为08224mm/a,按NACE RP—0775—91标准属于极严重腐蚀;腐蚀试样表面除了存在大面积凹陷外,还有较深的腐蚀坑;金属表面腐蚀产物分为三层,各层形态和成分不同,但都不很致密;腐蚀产物主要是碳酸的复盐和Fe3C。     

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力.     

大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

针对大庆深层气田具有埋藏深、温度高、产出气含CO₂的特点,且CO₂分压多在0.2 MPa以上,井下油套管处于严重腐蚀状态。通过室内高温高压腐蚀评价实验,探索出P110管材在中等温度（60¹00℃）条件下,局部腐蚀敏感性加强,出现明显的蚀坑形态。探索出在高温条件下13Cr-P110组合存在低电偶腐蚀,电偶腐蚀速率低于0.1 mm/a。并结合现场挂片腐蚀监测,建立了CO₂局部腐蚀速率三维发展模型,实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征,兼顾气井安全与经济性,建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术,形成了3类6种完井工艺系列,保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。