油气田CO2腐蚀的防护技术

文章论述了油气开采过程中的CO_2腐蚀防护技术。CO_2腐蚀的防护技术主要包括:抗CO_2腐蚀材料、材料表面处理、阴极保护和注缓蚀剂等技术。针对目前CO_2腐蚀在防护技术方面存在的不足,提出了几点建议:加强CO_2腐蚀的机理研究,深入探讨影响CO_2腐蚀的因素及其影响规律,以及改进室内模拟装置来优化CO_2腐蚀的防护措施。     

CCUS全尺寸腐蚀模拟试验技术与应用

CO₂腐蚀是制约CO₂驱油与埋存试验的关键问题,其中温度、压力、CO₂相气液多相流是影响腐蚀的主要因素。根据CO₂驱现场实际,综合考虑影响CO₂驱腐蚀的各个因素,以及室内高温高压釜与矿场实际流体的流速、流态有明显差异性,为真实模拟地面注水、集输及注采井筒CO₂腐蚀环境,准确研究和评价CO₂腐蚀规律,研发形成国内首套CCUS全尺寸腐蚀模拟中试试验装置,实现了水平和垂直管流速环境下CO₂腐蚀规律、材料腐蚀行为、缓蚀剂应用效果等综合腐蚀的试验评价。通过CO₂中试模拟试验数据与软件预测、室内实验、矿场腐蚀监测等数据对比分析发现,CO₂中试模拟试验数据与矿场腐蚀监测数据更为接近,可模拟CO₂驱注采集输系统腐蚀工况,实现垂直管流与水平管流动态腐蚀模拟。试验筛选出了经济可行的材质及药剂体系,确定适合现场使用的防腐药剂浓度和加药周期,有效指导了CO₂     

油套管CO2腐蚀防护措施研究

对油套管CO2腐蚀防护措施的研究进行了系统介绍。介绍了流体力学方法、电化学保护、管材的表面处理、管材的选择和添加缓蚀剂5种CO2腐蚀防护措施。其中着重介绍了管材的选择和开发、添加缓蚀剂押制CO2腐蚀。对CO2腐蚀防护措施应用及研究展望也作了简要阐述。     

油气藏型储气库CO2腐蚀防护技术研究

国内外绝大多数地下储气库由枯竭油气藏改建而成,采气期采出天然气中通常含有液烃、水和CO₂。CO₂在湿气环境中具有腐蚀性,会对采气集输管线和设备造成一定程度的内腐蚀。为做好油气藏型储气库CO₂腐蚀防护,最大程度减缓CO₂腐蚀对采气系统造成的不利影响,延长储气库服役寿命,通过对储气库采气系统CO₂腐蚀规律和各种腐蚀因素进行研究分析,对比分析不同腐蚀防护技术和手段,明确了油气藏型储气库更适合通过加注缓蚀剂对CO₂腐蚀进行防护。以辽河雷61储气库第一个采气期为例,定期化验监测CO₂摩尔体积分数、计算CO₂分压,依据规范要求,及时调整缓蚀剂加注量。采气期结束对腐蚀挂片和电子监测探针数据进行分析评价,显示缓蚀剂动态加注取得了良好防护效果。该研究可为类似工艺情况提供借鉴。     

国内外油气井抗CO_2腐蚀缓蚀剂的研究进展

本文详细概况了近几年来国内外油气井中抗CO2腐蚀缓蚀剂的研究与开发现状,叙述了该类缓蚀剂缓蚀作用机理的研究现状,并且讨论了进一步的开发研究方向和应用前景。     

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 %.     

CO2驱油气井的腐蚀预测与防护

干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的.CO2较易溶解于水,当CO2溶于水时,会使钢铁表面发生电化学腐蚀.CO2对设备及管道的腐蚀可形成均匀腐蚀,也可形成局部腐蚀.影响CO2腐蚀的因素很多,包括温度、CO2分压及合金元素等.温度对CO2腐蚀的影响主要表现为通过化学反应过程与腐蚀产物成膜机制来影响CO2的腐蚀速率,其影响程度与CO2分压、介质流速及钢材种类有关.改变钢材的组成是提高管材抗腐蚀能力最直接、最有效的途径,在100~150℃时,Cr的含量至少应达到13%.现场可采取的配套防腐工艺措施有:优化气井的井身结构;使用耐蚀合金钢管材;加注缓蚀剂;严防油气井产水等.     

CCUS井水泥环腐蚀预测模型及影响因素

目的CCUS井的水泥环长期处于CO₂腐蚀环境中,水泥环将被腐蚀导致CO₂泄漏,需对腐蚀速率进行预测。然而目前的腐蚀预测模型以井眼和半经验公式为主,导致水泥环腐蚀预测不准确,制约了CCUS井水泥环腐蚀防治技术的研究。 方法针对这一问题,基于CO₂和钙质量守恒定律,建立了CO₂腐蚀深度预测模型,并利用该模型分析了腐蚀时间、温度、CO₂分压、水灰比和耐腐蚀材料加量对腐蚀深度的影响规律,并建立了评价模型,对影响因素的影响程度进行排序。 结果CO₂腐蚀深度随腐蚀时间、温度、Cl—浓度、CO₂分压、水灰比及含水饱和度增加而增大,随着水泥环密度、耐腐蚀材料加量增加而减少;水泥环中CO₂含量随腐蚀深度呈非线性降低。影响因素由强到弱为:含水饱和度>耐腐蚀材料>水灰比>CO₂分压>腐蚀时间>水泥环密度>Cl—浓度>温度。 结论研究成果对于CCUS井控制CO₂对水泥环的碳化腐蚀保障井筒完整性具有指导意义。      

大牛地气田DK25井腐蚀分析与防治

通过对中国石油化工股份有限公司中原油田分公司大牛地气田DK25井水样和气样化验分析和电磁探伤分析,表明该井存在井下管柱腐蚀.通过对模拟试验的腐蚀产物和腐蚀因素进行分析,表明咪唑啉类复配缓蚀剂(C/D2)对该井具有较好的防护效果,其缓蚀率可达86 %左右.     

油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨

针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。     

Y油田CO2驱区块原油集输工艺腐蚀防护技术应用

随着油田从传统高耗能生产模式向绿色低碳模式转型,CCUS-EOR技术逐步成为技术攻关与应用的新方向。在CO₂驱采出液中,高浓度的CO₂与水结合会对集输系统的碳钢管道、设备等造成一定的腐蚀,减少管道和设备的使用寿命。为了解决集输系统腐蚀问题并降低建设投资,通过室内模拟实验,明确了CO₂驱集输系统各节点腐蚀特点;通过对现场监测集输节点油井、集油管道、计量间、转油站、联合站等腐蚀数据分析,证明了CO₂含量越高,腐蚀性越强,验证了碳钢、不锈钢、双金属、玻璃钢、复合管等多种材质在CO₂驱集输工况下的腐蚀特点,提出了材质、涂层、缓蚀剂等适用的防腐技术。2014年开始在Y油田S16区块进行了CO₂驱集输系统腐蚀防护技术应用,该技术防腐效果较好,大幅降低了建设投资,具有一定的推广应用价值。     

水驱老井转CCUS注入井风险评价方法

针对大庆敖南油田碳捕获、利用与封存(CCUS)试验区水驱老井转CO₂注入井井筒密封性失效风险高的问题,开展了井筒完整性评价研究。通过试验区老井井况分析,确定了井筒完整性评价技术体系,采用层次分析法确定指标权重。针对以往完整性评价过程对于单一指标评价依靠专家经验法的不足,创新采用数值模拟分析方法,给出了套管及水泥环等单因素风险评价指标确定原则,采用模糊综合评价方法建立了水驱老井转CO₂注入井风险量化分级方法。结果表明:试验区361口注水井中等风险以上井占比41%,需要立即治理或报废处理;对低风险井进一步查套分析,加强监控。建议在国内各大CCUS试验区推广应用注入井风险评价方法及管理理念,为水驱老井的安全运行提供保障。     

咪唑啉类缓蚀剂腐蚀抑制作用

CO2-H2S腐蚀一直是石油工业的一个棘手问题和研究热点。CO2-H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2-H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。而咪唑啉类缓蚀剂具有优良的缓蚀性能,随着缓蚀剂质量浓度增加,缓蚀率增加,当N-烷基苯并咪唑啉阳离子缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时,缓蚀率达到97.15%。近年,针对CO2-H2S腐蚀问题,采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸附膜,从而降低其电位达到缓蚀的目的。文中对新型咪唑啉类缓蚀剂(季铵盐、酰胺基、硫脲基、苯并和膦酰胺味唑啉类缓蚀剂)的缓蚀机理以及研究现状作了详尽的概述。     

用于含CO2/H2S环境的缓蚀剂研制

针对油气田CO2／H2S腐蚀环境,研制了一种以咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯为主要组分的复配缓蚀剂TG500。室内模拟长庆油田下古气藏介质环境的高温高压动态试验表明：在TG500加入量为100mg／1时,它对N80、SM80SS、K080SS等钢种的缓蚀效率可达95％以上。     

海上油气田CO_2/H_2S腐蚀控制

根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况,结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理,提出了海上油气田开采的防腐蚀措施。     

井筒完整性监测方法在CCUS中的应用探讨

实施碳捕集、利用和封存(CCUS)技术中,开展补能提效和地下埋存都需要通过井筒进行注入作业,管柱或固井水泥环失效导致CO₂窜漏,会极大影响动态埋存率和驱油效率。从目前多种井下油套管窜漏点测井方法入手,采用氧活化、多参数、噪声测井等综合测井方式,监测注CO₂井的可疑窜漏点,结合实际测井资料及应用效果形成一套准确、高效、可行的综合找漏测井方法。对CO₂封存井筒完整性前期测井评价到中后期泄露监测进行了技术适应性分析,提出了静态先导评估与动态时移监测阶段下的配套方法。经Y27井现场应用,监测出该井1 700 m处为可疑漏点,通过对该点实施化学堵漏后恢复注气。该方法为油气田CCUS项目开展封存监测提供了思路。     

普光气田地面生产系统腐蚀控制技术及其效果

高含硫天然气田地面生产系统面临H₂S/CO₂以及元素硫共存等苛刻条件下的腐蚀问题,这是目前开发此类气田的难点之一。通过分析普光高含硫气田开发过程中运用的腐蚀控制技术及其效果,可为有效控制此类油气田开发过程中的腐蚀问题提供依据。首先将室内模拟试验选材和缓蚀剂筛选作为控制腐蚀开裂和电化学腐蚀失重的主要措施,结合腐蚀挂片、探针、电指纹监测、超声成像测厚和智能清管检测以及服役前后材料理化性能对比测试,确定材料服役过程中的腐蚀特征、腐蚀机制以及缓蚀剂作用效果,从而为进一步针对腐蚀关键部位的腐蚀控制和监检测提供依据。该腐蚀控制综合技术的运用效果表明,目前普光气田整体腐蚀速率小于0.076 mm/a,材料力学性能未出现损伤退化,处于受控状态。而元素S沉积和地层水聚集将诱发少量局部腐蚀,这一问题将成为腐蚀控制的重点。     

CO2腐蚀缓蚀剂研究现状及进展

加注缓蚀剂是控制CO_2腐蚀的有效途径之一,文章综述了CO_2腐蚀缓蚀剂的研究现状和最新进展,扼要介绍了温度、CO_2分压、流速、缓蚀剂浓度等因素对缓蚀剂性能的影响.     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。