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。     

中国页岩气腐蚀原因分析及防护措施讨论

页岩气具有低碳排放的优势,且中国页岩气资源储量居世界首位,是中国向清洁能源经济模式发展的战略选择,页岩气具有巨大的发展市场。随着页岩气的不断开采,地面集输系统腐蚀问题不断出现,严重影响了页岩气的正常生产。本文针对中国页岩气重点产能区域地面集输系统腐蚀案列进行分析,发现大部分页岩气田地面集输系统发生腐蚀穿孔的主要为硫酸盐还原菌(SRB)导致,CO₂的存在促进了点蚀的发展,同时,Cl-起到催化与促进点蚀的作用,最终导致集输管线腐蚀穿孔甚至断裂。为了有效遏制集输管线穿孔现象,需对加注缓释杀菌剂,并结合对集输管道涂敷防腐涂层,实现对集输管道腐蚀的有效控制。     

页岩气井下油管和地面集输管道腐蚀原因及防护措施

四川页岩气某区块自 2017年起采气管线发生4处穿孔,平台地面集输工艺管道出现17处刺漏穿孔,
且有多口井油管刺漏穿孔现象,严重影响了页岩气开发和生产的正常进行。为此,通过对管道输送介质、环境分
析,腐蚀产物等研究,分析了造成该区块页岩气生产管线腐蚀的主要原因)硫酸盐还原菌" （SRB）是导致刺漏穿孔和
腐蚀的主要原因;CO₂的影响促进了点蚀的发展,Cl^-影响也促进了腐蚀!同时冲刷作用导致局部区域腐蚀过程加
速。最后形成对井筒及地面加注缓蚀杀菌剂工艺,结合对油管加工内防腐涂层、定期清管以及对回用采出水杀菌
等措施,实现了对油套管和地面集输管道腐蚀的有效控制。     

昭通区块页岩气工艺气管线腐蚀与防治

目的 针对昭通页岩气区块集输平台管材腐蚀严重现象,开展页岩气工艺气管线腐蚀与防治研究。方法 通过分析弯头腐蚀情况,确定腐蚀产物主要为FeCO₃和FeO,并考查了CO₂含量、CO₂分压、侵蚀性CO₂、溶解氧、流速、出砂、细菌等因素对腐蚀的促进作用。结果 发现溶解氧促进的CO₂腐蚀是管材腐蚀的主要因素,流体总CO₂含量越高,分压越大,腐蚀越严重,流速和含砂对管材腐蚀同样存在促进作用,而细菌对腐蚀无明显促进作用。结论 同时筛选出了咪唑啉和曼尼希碱两类具有明显提高缓蚀性能的缓蚀剂,现场应用证明咪唑啉类缓蚀剂具有较好的缓蚀性能,缓蚀率达95%。     

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.     

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     

页岩气气田集输系统腐蚀控制技术研究与应用

目的针对页岩气气田集输系统面临的腐蚀问题,采用系统分析及模拟评价手段,进行不同阶段的腐蚀行为及规律研究,明确腐蚀主要原因及应对措施。 方法系统分析了各阶段的腐蚀主控因素,根据腐蚀特征将页岩气开发分为一个排采阶段及两个生产阶段,采用失重模拟实验、扫描电镜、能谱、XRD等手段研究了不同阶段的腐蚀行为及规律。 结果在5~18 m/s流速条件下,砂含量及流态变化较大的地方的腐蚀以冲蚀为主,电化学腐蚀为辅,且冲蚀表现为犁削型冲蚀损伤;随着流速降低,砂沉积及返排液沉积腐蚀特征发生转变,明确了SRB和CO₂共存条件是导致集气管线穿孔失效的主要原因;通过模拟SRB成膜的现场工况,获得了点蚀速率为5.86 mm/a,这与部分管线穿孔失效的点蚀速率相当。 结论提出切实可行的腐蚀控制方案,主要包括使用耐冲蚀材料、增大壁厚、加注杀菌缓蚀剂,并应用于页岩气现场,使集输系统失效降低90%以上。      

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。     

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。     

基于正交试验的油田腐蚀结垢主控因素分析

大港油田污水矿化度高、温度高和腐蚀性气体含量高,造成注水系统腐蚀结垢严重,制约了油田开发和生产。通过正交试验开展针对管道及井筒腐蚀结垢的主控因素研究,设计了H₂S和Na₂S两套正交试验方案。试验结果表明：在注水系统现役工况条件下,对碳钢腐蚀速率影响最大的因素是温度,其次是硫酸盐还原菌(SRB)数量,硫化物和CO₂含量影响较小。通过研究明确了腐蚀结垢主控因素,初步了解了腐蚀结垢机理,为油田的水质控制和阻垢剂研究明确了方向。     

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。     

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,...     

基于流场计算的天然气集输管线CO2腐蚀预测模型

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况,在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上,应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场,分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响,进而结合颗粒冲蚀模型,对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进,并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率,与现场工况的壁厚检测结果吻合良好,从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。     

塔河油田地面集输管网碳钢管线材质实验研究

塔河油田恶劣的腐蚀环境对地面集输管网碳钢管材的选用提出了更高的要求,现场服役管线失效分析表明,内腐蚀失效形式主要为腐蚀穿孔和沟槽腐蚀,硫酸盐还原菌(SRB)是造成管线失效的原因之一。选择塔河油田地面集输管网在用典型碳钢管材为研究对象,采用CORTEST高温高压反应釜模拟塔河油田典型工况条件并进行全浸腐蚀实验。实验结果表明:P、S、Mn等杂质元素恶化了管材的耐腐蚀性能;碳钢管线在SRB腐蚀环境下极易发生点蚀。因此,在塔河油田典型腐蚀环境下,地面集输管网应选用P、S、Mn等杂质元素含量低的碳钢管材;建议选用含铜抗菌碳钢来抑制细菌腐蚀,但含铜抗菌碳钢在塔河腐蚀环境下的适用性需做进一步研究。     

某集气管线穿孔失效原因分析

目的 确定四川某集气管线腐蚀穿孔的原因。方法 采用直读光谱仪、金相显微镜、X-射线衍射仪和扫描电镜及EDS能谱对失效样品进行检测,并对腐蚀环境进行了分析。结果 (1)管体内壁存在大量腐蚀凹坑,管体金相组织为铁素体+珠光体,焊缝组织为针状铁素体,管基体的冶金质量、化学成分和力学性能符合标准;(2)腐蚀产物为FeS和少量FeCO₃;(3)气田水中存在硫酸盐还原菌(SRB)。结论 管线穿孔是SRB、H₂S、CO₂等因素共同作用的结果。     

集输管线腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S、CO₂等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行,近年来,利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明,该气田集气干线腐蚀速率为0.06～0.103 mm/a,集气支线腐蚀速率为0.08～0.127 mm/a,集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好,管道腐蚀较轻,均能通过安全评定,不影响管线的正常运行。同时,运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析,结果表明,集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa,均高于管线的工作压力5.0 MPa,集输管线服役状态良好,运行安全。该检测与分析结果,为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。     

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。     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO₂注采井吞吐周期,指导现场安全生产。     

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。     

气井生产过程中碳钢管柱CO2腐蚀规律

掌握气井稳态生产过程中CO₂对碳钢管柱沿井深方向的腐蚀规律才能更好地确定油气田开发和实施方案,预防和降低管柱腐蚀失效事故。根据质量守恒、动量守恒、能量守恒以及非理想气体状态方程建立了地面稳态生产条件下管柱内热流耦合计算模型,并与实测结果进行了对比研究。以Norsok模型为基础,根据实际生产用管材等建立了相应的修正表达式,并进行了实例验证。研究了CO₂摩尔分数、井筒总体传热系数,管柱内半径和日产量对管柱腐蚀速率的影响。研究表明,建立的热流耦合模型和腐蚀预测模型计算精度满足工程需要;地面日产量越大,井深方向管柱内天然气密度、速度、温度越高,而压力越低;增加CO₂摩尔分数和地面日产气量、降低井筒总体传热系数和管柱内径均可引起管柱最大腐蚀速率出现的位置向井口方向移动,并且日产气量和井筒总体传热系数的影响更为明显;沿井深方向上,管柱腐蚀速率变化分为4个阶段,且不同影响参数变化时,腐蚀速率的影响规律不尽相同。