Fe3Al在H2S-CO2-Cl-共存腐蚀介质中的腐蚀行为研究

通过腐蚀模拟现场工况,研究了Fe₃Al在H₂S-CO₂-Cl^-共存腐蚀介质中的腐蚀行为,研究发现:在试验压强4.0 MPa(P_H2s=1.5 MPa,P_co2=2.5 MPa),温度为60℃,试验周期为72 h的情况下,Fe₃Al的腐蚀速率为0.2106 mm/a,腐蚀形貌出现局部点蚀和裂纹,腐蚀产物为FeS;通过极化实验表明,腐蚀电流先减小后增大,前期由于腐蚀产物膜的作用,腐蚀减慢,后期由于局部发生腐蚀,腐蚀加剧,这与高压釜实验相吻合。     

一种抗CO2腐蚀缓蚀剂的制备及缓蚀性能研究

以油酸、二乙烯三胺、硫脲和氯化苄等为原料,合成出一种抗CO2腐蚀的咪唑啉季铵盐缓蚀剂,通过红外光谱法对其结构进行了表征,并利用静态失重法在模拟地层水的环境下对其缓蚀性能进行了研究。结果表明:红外谱图证明该实验成功地合成了咪唑啉季铵盐缓蚀剂;在高含CO2(PCO2=4.64MPa)的腐蚀介质中,当温度为90℃,缓蚀剂的用量为0.025%时,其缓蚀率可达88%以上;当温度的升高、腐蚀时间延长和矿化度增加时,缓蚀率均呈下降趋势。     

一种抗CO2腐蚀缓蚀剂的制备及缓蚀性能研究

以油酸、二乙烯三胺、硫脲和氯化苄等为原料,合成出一种抗CO2腐蚀的咪唑啉季铵盐缓蚀剂,通过红外光谱法对其结构进行了表征,并利用静态失重法在模拟地层水的环境下对其缓蚀性能进行了研究。结果表明:红外谱图证明该实验成功地合成了咪唑啉季铵盐缓蚀剂;在高含CO2(PCO2=4.64MPa)的腐蚀介质中,当温度为90℃,缓蚀剂的用量为0.025%时,其缓蚀率可达88%以上;当温度的升高、腐蚀时间延长和矿化度增加时,缓蚀率均呈下降趋势。     

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。     

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。     

含CO2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果.结果表明:随着采出液含水率、温度、...     

油田污水中CO2气体去除的气提工艺研究

采用实验室小型模拟气提装置对胜利油田正理庄CO2驱油污水进行CO2气体去除的气提工艺研究,通过对不同载气通量和不同通气时间下污水中的CO2去除效果、pH值变化、腐蚀速率和钙镁离子变化进行研究,发现气提工艺能够有效的去除油田污水中的CO2,达到稳定水质,降低碳钢腐蚀速率的目的,并且在气水比为5：1时可以达到最好的效果,由此可见,此工艺具有很高的研究价值。     

H2S-CO2-H2O（Cl-）体系对气井管材腐蚀分析

靖边气田已建气井采用的油管材质主要为N80,部分H2S含量较高的气井采用SM80SS抗硫管柱,本文通过模拟气井中流体介质和腐蚀环境,研究不同气井管材腐蚀规律及各种环境因素对腐蚀行为的影响规律。试验发现．两种油管钢的腐蚀形态以均匀腐蚀为主。N80钢表面腐蚀明显。有局部腐蚀特征：SM80SS钢对H2S环境的适应性优于N80,有较好的抗CO2／H2S腐蚀性能,在同一介质同等条件下,SM80SS油管钢的平均腐蚀速率要比N80低。     

陕北气田腐蚀现状分析

陕北气田腐蚀的相关试验和基础数据较少,给工艺方面的防腐工作带来了一些困难,为此分析陕北气田的腐蚀现状十分重要。通过分析发现陕北气田气井腐蚀的起因应该主要是CO2腐蚀和溶解盐腐蚀。     

油田污水腐蚀影响因素研究

为研究各种因素对油田污水腐蚀的影响,采用室内静态挂片失重法试验了A3碳钢在不同H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度及不同pH值和矿化度的模拟油田水中的腐蚀行为。结果表明,碳钢的腐蚀速率随H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度的增加而增大,溶解氧会促进H2S和CO2的腐蚀,H2S会抑制CO2的腐蚀;碳钢的腐蚀速率随矿化度的增加先增大后减小,在矿化度为40 000 mg/L时达到最大;碳钢在碱性环境下的腐蚀速率比酸性环境下的腐蚀速率小的多。     

制氢装置腐蚀与选材

详细的分析了炼油厂制氢装置常见的几种腐蚀类型,包括高温氢腐蚀、CO2腐蚀及碳酸盐应力腐蚀开裂。并提出制氢装置的高温氢腐蚀环境选材通常为20#钢和15CrMo;CO2腐蚀环境选材通常为奥氏体不锈钢;碳酸盐应力腐蚀开裂环境选材通常为304L,另外严重时还应要求焊后热处理。     

超深高压含硫气井油管H2S/CO2腐蚀规律研究

ST8井是一口超深高压含硫气井,该井的油管在高温、高压及H2S/CO2并存的恶劣环境下,极易发生腐蚀,严重威胁生产安全.因此有必要对油管在井下高温高压环境中的CO2/H2S腐蚀速率进行评价.本文根据ST8井的生产工况,利用fluent对ST8井全井段油管流场开展了数值仿真,以仿真结果为依据,设计并开展了BG110SS材...     

油井井下连续滴加缓蚀剂技术

针对中国石油天然气股份公司长庆油田分公司长期以来油水井内腐蚀严重问题, 并根据陇东老区部分油水井内以CO2和硫酸盐还原菌腐蚀、靖东以H2S腐蚀为主的特点, 评价、筛选出了抗CO2和H2S腐蚀的缓蚀剂.采用的缓蚀剂井下滴加装置能够实现药液的长期、稳定连续加药, 可稳定控制产出液介质中的缓蚀剂浓度, 实现最佳加药效果, 加药周期在8个月以上.通过陇东和靖东各5口井的现场试验, 缓蚀率最高达到96%, 挂片表面光亮无点蚀, 有效抑制了油井内腐蚀.     

LD10铝合金加速腐蚀试验相关模拟性研究

通过对LD10铝合金的加速腐蚀试验中腐蚀试件的失重数据和腐蚀形貌分析,研究了加速腐蚀过程的腐蚀规律,并且与实际的腐蚀试验进行了相关模拟性分析。结论表明:改变LD10的腐蚀环境条件能够与实际腐蚀试验在电化学本质、环境因素作用方式和锈层形貌分析方面保持一致,通过灰色关联度分析了得出了该加速试验的关联系数r=0.61998。     

输气管线CO2/H2S腐蚀行为研究

基于胜利油田集输管线的腐蚀情况，根据实际的工况条件，确定腐蚀因素为CO₂和H₂S,基于此条件下，采用20#钢，在CO₂、H₂S存在的工况下进行模拟试验，并结合扫描电镜(SEM)分析技术分析腐蚀形貌，明确该腐蚀条件下的腐蚀机理，为后续的腐蚀防护等奠定基础。     

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。     

CO2分压对天然气管道母材/焊缝的腐蚀行为研究

CO2腐蚀是国内大部分气田管线内腐蚀的主要形式之一.针对不同CO2分压对天然气管线钢母材和焊缝的腐蚀影响,通过浸泡实验(全面腐蚀速率、点蚀速率、腐蚀图像)明确了母材和焊缝的宏观腐蚀行为,通过电化学测试(开路电位、极化曲线、电化学阻抗)分析了其腐蚀动力学过程.结果表明:随着CO2分压增大,母材和焊缝的全面腐蚀速度增大,同时焊缝的全面腐蚀速度大于母材,腐蚀形貌均由局部点蚀状态向全面腐蚀状态转变,焊缝点蚀敏感性远大于母材;母材和焊缝的开路电位发生负向移动,腐蚀倾向性变大,且焊缝更容易发生腐蚀,反应过程受到阳极过程控制,不同CO2分压条件下的焊缝腐蚀电流密度均大于母材,这主要是由于母材表面以FeCO3为主,而焊缝以FeCO3+Fe3C为主.     

CO2气驱采出液对加热设备的腐蚀规律研究

随大庆榆树林油田CO2气驱采油试验的不断扩大,含大量CO2的采出液对管道与设备的腐蚀问题也逐渐严重起来。为了摸清采出液中CO2对现有集输系统材质的腐蚀程度与规律,开展了CO2气驱采出液对地面加热设备腐蚀规律的试验工作。研究结果表明,地面加热设备常用的20钢材质试验挂片在CO2气驱采出液中受到了不同程度的腐蚀作用,并且在气区腐蚀最严重,油区和水区腐蚀较轻,这为CO2气驱采出液的进一步腐蚀监控和防腐措施提供了依据。     

耐高温抗H2S/CO2缓蚀剂的合成及评价

采用天然大分子壳寡糖、缩水甘油三甲基氯化铵、苯甲醛为原料,合成了绿色壳寡糖衍生物缓蚀剂(BHC)。通过红外光谱、核磁共振氢谱对缓蚀剂BHC结构进行了表征。采用失重法、电化学法、扫描电镜、原子力显微镜、接触角等对缓蚀剂BHC进行缓蚀性能评价和机理分析。得到的优化缓蚀剂BHC合成条件为m(HTCOS)∶m(苯甲醛)=1.0∶2.4,反应温度80℃,反应时间24 h。在总压为15 MPa(H2S、CO2、N2分压分别为1、5和9 MPa)条件下,缓蚀剂BHC质量浓度为100 mg/L时,P110钢片在140℃、含H2S/CO2腐蚀介质中的缓蚀率为85.62%,与市售缓蚀剂相比,BHC缓蚀率提高16.90%,可有效减缓高温高含H2S/CO2腐蚀环境下钢材的腐蚀速率。缓蚀剂BHC是一种偏阴极保护的混合型缓蚀剂,在金属表面的吸附行为符合Langmuir吸附等温式,与钢表面形成稳定共价键,能很好保护钢管。     

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。