户部寨气田腐蚀规律研究

户部寨气田随着开采时间的延长,气井产出水呈上升趋势,腐蚀现象也逐渐明显.针对户部寨气田腐蚀特征,从8个方面进行了研究,研究结果表明:部分气井油管存在腐蚀,腐蚀速度与产气压力存在正比关系;随CO2浓度的升高,腐蚀速度逐渐增大,当CO2浓度接近饱和时,腐蚀速度达到最大值,并维持在一定水平;随温度升高CO2腐蚀速度增大;日产水量在0.5～2.3 m3时,油管的腐蚀速度较大,而日产水量低于0.5 m3和高于2.3 m3的气井,腐蚀速度较低;腐蚀速度随矿化度的增加而增大,但当矿化度大于35 682 mg/L,腐蚀速度随矿化度的增大而逐渐下降;油水比不同,对腐蚀产生的影响也不一样;日产气量低于5.6×104 m3/d时,产气量对腐蚀的影响较小;当产气量超过5.6×104 m3/d时,随产气量的增加腐蚀速度加快;介质流速增大,腐蚀速度增大.     

松辽盆地北部深层气井CO2腐蚀预测方法

松辽盆地北部深层气井井深、温度高、压力高。天然气中含有CO2,地层水矿化度高,井液中含有一定量的Cl^-,井下管柱腐蚀为CO2和水引起的电化学腐蚀。随着温度的升高,腐蚀速率先增大后减小,80℃时腐蚀速率达到最大值;降低溶液pH值、增加溶液中的Cl^-浓度、提高CO2分压以及介质的流速,均加剧了油管腐蚀;通过灰色关联量化计算影响CO2腐蚀因素关联度,温度、CO2分压、Cl^-浓度、pH值和流速是影响CO2腐蚀的主要因素;根据DWM腐蚀预测模型的函数关系,利用现场腐蚀监测和实验数据计算相应的系数,建立了适合松辽盆地北部深层气井的CO2腐蚀速率预测模型。     

大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.     

油气田开采过程中H2S腐蚀影响因素研究

在石油勘探开发中,钻井、采油、采气、集输工程使用的金属设备都伴随着H2S的腐蚀。建立了H2S腐蚀速率预测模型,分析了油气田开采过程中H2S腐蚀的影响因素。分析结果表明:钢铁在H2S环境中的腐蚀速率受H2S气体的浓度、温度、流速和保护膜等因素的影响;腐蚀速率随着温度的升高而增大,随H2S气体浓度的增加先增大后降低,而随流速的增加先增大后趋于稳定;钢铁表面的结垢厚度是腐蚀速率和沉积速率两个因素共同作用的结果,它随H2S气体浓度的增大而增大,随流速的增大而减小;随着反应时间的增长,钢铁设备表面结垢的厚度增大,最后趋于稳定;由于结垢厚度的增大,其对钢铁设备的保护作用增强,当厚度不再增大时腐蚀速率也基本趋于稳定。      

含CO2气田井筒缓蚀剂性能评价

利用高温高压腐蚀测试仪,模拟高含二氧化碳（CO2）环境,从缓蚀剂浓度、温度、腐蚀时间、模拟地层水矿化度、材质、腐蚀介质以及与阻垢剂的配伍性等方面实验并评价了室内合成缓蚀剂YHX-4的性能。结果表明：温度为90℃时,井下管材腐蚀最为严重,但此时0.02%的YHX-4对3种管材（P110E加厚油管钢、P110S抗硫油管钢、TP110SS抗硫套管钢）的液相缓蚀率均能达90%以上,气相缓蚀率达85%以上;随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率与缓蚀率均下降;矿化度增加,腐蚀速率上升,缓蚀率下降;YHX-4与阻垢剂PESA具有较好的配伍性。     

井底多相介质中S135钢腐蚀影响因素分析

模拟空气钻井中高温高压多相介质腐蚀环境,考察了温度、Cl^-含量、Ca^2＋含量、Mg^2＋含量、空气压力、钻屑量、钻屑粒度、转速、pH值对S135钢的腐蚀影响。结果表明：腐蚀速率随温度、Cl^-含量、Ca^2＋、Mg^2＋含量、空气压力或转速的升高而增大,在低温或低压下,腐蚀为均匀腐蚀;高温或高压下,呈现非均匀腐蚀现象。随腐蚀介质中钻屑量的增多,钢片磨蚀作用增强,腐蚀速率逐渐增大;钻屑粒度越大,则其磨蚀作用越强,腐蚀越明显;均匀混合的钻屑较单一级配的钻屑对钢片的磨蚀程度大。腐蚀速率随pH值的升高而降低,碱性条件有利于防腐。灰关联分析结果表明,各影响因素作用由大到小依次是：温度〉pH值〉空气压力〉Cl^-含量〉钻屑量〉转速〉Ca^2＋、Mg^2＋含量〉钻屑粒度。     

硫酸盐还原菌对钢铁腐蚀的影响

通过室内试验证明硫酸盐还原菌 (SRB)对钢铁腐蚀有较大的影响 ,并且与温度及二价铁离子浓度有关。对于Q2 35A钢而言 ,温度为 2 5～ 37℃时 ,SRB的存在会促进腐蚀 ,且随Fe2 + 浓度的增大腐蚀作用增强 ;温度为 6 0℃时SRB能抑制腐蚀。对J- 5 5钢而言 :温度为 37℃时 ,SRB促进腐蚀 ,且随Fe2 + 浓度增大腐蚀作用增强 ,温度为 6 0℃时 ,可抑制腐蚀     

INFLUENCING FACTORS OF INACCESSIBLE PORE VOLUME OF POLYMER FLOODING BY SINGLE SLUG METHOD

聚合物不可入孔隙体积直接决定聚合物驱的波及系数,影响聚合物在孔隙介质中的流动性.采用单段塞法评价了岩心渗透率、部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量、质量浓度、注入速度、温度、矿化度等因素对不可入孔隙体积的影响规律.结果表明:渗透率越高,部分水解聚丙烯酰胺分子可进入的孔隙体积分数增加,不可入孔隙体积分数越小;部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量越大,平均分子链尺寸越大,分子线团能进入的孔隙体积分数越小,不可入孔隙体积分数越大;部分水解聚丙烯酰胺质量浓度越高,分子线团互相缠绕、重叠,流动速度减缓,在大孔隙中的吸附滞留量增加,地层残留的部分水解聚丙烯酰胺通过调剖作用使后续更多分子流入微小孔隙,不可入孔隙体积分数越小;随注入速度增大,注采压差增加,分子线团越容易流入相对狭小的孔隙中,不可入孔隙体积分数减小;随温度升高,分子内能增加,分子链卷曲更加厉害,且溶剂化作用减弱,水膜厚度减小,分子线团的体积变小,不可入孔隙体积分数减小;随矿化度增加,部分水解聚丙烯酰胺分子链会更加卷曲,不可入孔隙体积分数减小.聚合物不可入孔隙体积不但存在,而且不容忽视.     

渗铝碳钢材料的二氧化碳腐蚀行为研究

在高压釜中对N80钢和渗铝碳钢材料进行了CO2腐蚀试验。利用正交试验对这两种试样同时进行腐蚀失重实验。初步研究了温度、CO2分压、矿化度和pH值对渗铝碳钢材料的腐蚀规律。渗铝碳钢材料的抗CO2腐蚀性能明显要好于N80钢。CO2分压和温度对渗铝碳钢材料的腐蚀速率影响最大,且其腐蚀速率随着CO2分压的增大而增大;而其随温度的变化趋势是：随着温度的升高,渗铝碳钢材料的腐蚀速率先减小后增大,在80℃时,达到最小值。     

埕岛油田海水钻井液对钻具的腐蚀及防护

为了减少海水钻井液对钻具的腐蚀,试验研究了埕岛油田海水的性质、钻井液组成及钻具腐蚀的主要原因。结果表明,海水钻井液对钻具的腐蚀主要是其中的溶解氧和电解质引起的,pH值越低,腐蚀速度越快,当pH值大于10时,腐蚀速度显著变慢;腐蚀速度随环境温度的升高而增大,当超过一定的温度后,则随温度的升高而降低。同时筛选出几种对钻具有缓蚀作用的处理剂。     

硫脲基咪唑啉缓蚀剂的合成及其缓蚀性能

咪唑啉类缓蚀剂因低毒、环保、高效,被广泛应用在油田防腐中.为解决咪唑啉类缓蚀剂在高温、高矿化度下成膜性差、缓蚀效果不佳的问题,以价格低廉的油酸、二乙烯三胺、二氯甲烷为原料合成咪唑啉季铵盐,再接以硫脲基合成了硫脲基咪唑啉季铵盐S-WM,在90℃下采用电化学和失重法在油田模拟水中评价S-WM的缓蚀性能.研究表明,缓蚀剂S-...     

多层滤网机械防砂完井筛管动态腐蚀试验研究

针对机械防砂筛管腐蚀寿命预测方法尚未形成的问题,采用防砂筛管动态腐蚀评价系统,模拟南海某高温高压气藏条件,对多层滤网机械防砂完井筛管的基管、挡砂介质和外保护罩组件进行了动态腐蚀试验评价,使用平均腐蚀速率评价法对腐蚀性能进行数据分析和评价,建立了多层滤网机械防砂完井筛管腐蚀寿命预测方法。研究结果表明:在CO2分压1.5 MPa、温度160℃及Cl^-质量浓度6400 mg/L的气水腐蚀环境中,筛管不同组件的腐蚀速率有较大差别,基管的腐蚀速率最大,外保护罩次之,两者均为中度腐蚀,挡砂介质腐蚀速率最小,为轻度腐蚀;当CO2分压在0.0~5.0 MPa内增大时,腐蚀速率增长缓慢,当CO2分压超过5.0 MPa后,腐蚀速率随分压增长迅速;虽然挡砂介质腐蚀速度最慢,但由于其较细的金属丝交错结构,导致其寿命最短;CO2分压在1.5~14.5 MPa范围内,筛管总体寿命为5~24 a,平均为10~15 a。研究结果可为高温高压气藏机械防砂完井筛管的寿命预测提供参考。     

在Cl^-环境下金属腐蚀行为和机理

Cl^-环境下的金属腐蚀尤其是奥氏体不锈钢的腐蚀是世界石化工业急需解决的难题之一。概述了在Cl^-环境下碳钢和奥氏体不锈钢的腐蚀机理、破坏类型、影响因素和实验方法,提出了目前在研究中存在的主要问题和将来重点研究方向,为Cl^-环境下的金属的腐蚀与防护,以及复杂环境下腐蚀主导机制的确定提供理论参考。     

X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为研究

为了研究X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为,利用高温高压釜动态模拟试验研究了在60 ℃、CO2分压1.5 MPa、流速1.5 m/s、含水率40%条件下不同矿化度对X80管线钢在模拟油田采出液中的腐蚀情况,并利用扫描电镜（SEM）、能谱仪（EDS）和X射线衍射仪（XRD）对试样表面腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明,随矿化度增加,X80钢平均腐蚀速率降低,腐蚀形态呈现严重局部点蚀、轻微点蚀和均匀腐蚀的变化规律;腐蚀产物膜厚度随矿化度降低而减小,在矿化度为20 g/L时,试验钢的腐蚀最为严重,产物膜最厚,腐蚀产物主要为FeCO3及少量Fe和CaCO3。     

J55钢HFW焊管管体的腐蚀电化学行为

采用电化学方法研究了J55钢HFW焊管管体在模拟长庆油田高矿化度油井水中的腐蚀行为,考察了矿化度和预腐蚀的影响。试验结果表明,随着溶液矿化度的增大,自腐蚀电位朝正的方向移动,但自腐蚀速率与矿化度呈非直线规律。当矿化度为23.204 g/L时,管体材料具有最大的腐蚀速率。随着预腐蚀时间的增长,极化电阻增大,发生一定程度的电阻极化,相应的腐蚀速率会有所降低。     

模拟油气田采出水的腐蚀性实验研究

以模拟的油气田采出水对碳钢进行腐蚀实验,通过改变溶解O2含量、溶解盐浓度、H2S浓度、CO2浓度以及腐蚀反应时间等,考察了各种腐蚀介质对碳钢的腐蚀作用,得出了它们对碳钢腐蚀速率的影响规律。碳钢的腐蚀速率随溶解O2含量、溶解盐浓度以及CO2分压的增大而逐渐上升。当H2S浓度增大时,采出水对碳钢的腐蚀速率先增大,后减小,最后趋于稳定。饱和O2的采出水对碳钢的腐蚀速率随腐蚀时间的增加而逐渐降低。而含H2S采出水对碳钢的腐蚀速率受腐蚀时间的影响不大,随腐蚀时间的增加略有降低。同时,文章还对腐蚀介质的腐蚀机理进行了探讨,并对今后的研究工作提出了建议。     

海上W油田 32ＣｒＭｏ钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度,二氧化碳分压,流速和含水率等因素对 32CrMo 钢腐蚀速率的影响｡结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用;130℃时,上层产物膜规则致密,对基体的防腐保护作用进一步增强｡32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势,随二氧化碳分压的升高呈对数关系增加,随流速的增大呈线性增加,随腐蚀介质含水率的升高而急剧增加｡基于实验结果,建立了多因素综合腐蚀速率工程预测模型,为工程上32CrMo钢腐蚀速率评价提供参考｡     

基于神经网络的高含硫气田L360钢腐蚀速率预测

高含硫气田地面集输系统广泛使用L360钢,由于腐蚀因素的多样性及协同效应,其腐蚀速率预测一直是个难题。文章介绍了不同腐蚀因素对L360钢腐蚀速率的影响。随着H2S和CO2压力的增高,腐蚀速率先降后升,在H2S和CO2压力为1.00和0.67 MPa时达到最小值;随Cl-质量浓度的升高,腐蚀速率增大,但当Cl-质量浓度高于40 g/L后,腐蚀速率反而降低;随着温度的升高,腐蚀速率增大,当温度超过70℃后,腐蚀速率反而降低。建立了三层结构BP神经网络模型,输入层有6个神经元,分别代表H2S,CO2分压、Cl-质量浓度、温度、流速和沉积硫6种腐蚀影响因素,隐层神经元数目为8个,输出层神经元数目为1个,代表腐蚀速率。结果表明,L360钢在试验水中的平均腐蚀速率的预测最大误差在15.9%以内,可以满足工程应用要求。     

一种新型碳酸岩生物控释酸化体系的性能评价

针对高温碳酸岩储层（90 ℃）特点开发出一种新型生物酶与生酸前体复配的生物控释酸酸化体系,从分散配伍性、缓蚀性、控释性以及溶蚀性4个方面对控释酸体系的性能进行了评价。室内评价结果表明:该生物控释酸在模拟地层水中有很好的分散性、稳定性、配伍性;在20~110 ℃范围内均有较好的缓蚀效果;20%控释酸体系在90 ℃以上的高温反应4 h,产H+浓度与10% HCl溶液相当;对碳酸钙粉末的溶蚀率可达96.3%,而且其溶蚀作用具有一定的持续性。     

X65／316L耐蚀合金内衬管焊接接头CO2腐蚀行为研究

在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对耐蚀合金内衬管内层不锈钢焊接接头的C02腐蚀行为进行了试验研究。结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜越来越致密,温度达到120℃时,有开裂趋势,所以腐蚀速率随温度升高先降低后增加。通过EDS分析结果可知,耐蚀合金内衬管内层发生CO2腐蚀的产物可能为FeCO3和Cr2O3的混合物。经去膜后焊接接头均匀且较为光亮,没有局部腐蚀或点蚀特征,焊接接头CO2腐蚀过程均属于均匀腐蚀。