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。     

循环水腐蚀影响因素的研究

采用旋转挂片腐蚀实验对影响腐蚀的因素进行了研究，实验结果表明：实验方法、水质、循环水温度、转速、pH值、铁离子浓度、细菌个数等因素，对缓蚀剂的缓蚀效果有影响；冷态实验方法比热态实验方法腐蚀速率低，且受循环水温度影响较小，热态实验方法随循环水温度的升高，腐蚀速率加大；循环水中钙加碱的浓度或pH值提高时，腐蚀速率下降，铁离子浓度升高或细菌个数增加时，腐蚀速率升高。     

碳钢在盐水-油-气多相流中腐蚀规律的研究

借助于建立的动态水平腐蚀测试装置,研究了3％NaCl溶液中介质流速、温度、油水比、气体等因素对碳钢腐蚀行为的影响。实验表明:在实验流速范围内,碳钢的腐蚀速率随介质流速增大而增大;在30～60℃,腐蚀速率随温度升高而升高,且60℃达到最大值;在油水比为1/1000～10/100范围内,腐蚀速率随油含量增加而减小;通入N2和CO2,均会对腐蚀速率产生影响。     

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根据国内某高含硫气田集输管线内高含H₂S（8%～16%）、CO₂（5%～10%）的高压腐蚀环境，分析了可能存在的腐蚀影响因素，并采用静态高温高压釜研究了H₂S、CO₂、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明，在试验研究的范围内，20#钢的腐蚀比较严重，腐蚀速率在0.348～2.559 mm/a之间，但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素：水中Cl-含量越高，20#钢的腐蚀速率越大；温度为40 ℃时20#钢的腐蚀速率相对较大；元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀，最大点蚀深度为4.867 mm/a。通过室内研究，建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫，而且最好不要让集输管线的温度停留在40 ℃左右，以减轻对管线的腐蚀；此外，还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。     

苏里格气田采出水的腐蚀性研究

随着苏里格气田的开采力度加大,气田采出水也随之增多。气田采出水成分复杂,有较强的腐蚀性,致使天然气处理厂气田采出水处理系统管线和设备发生腐蚀穿孔事故。以苏里格气田天然气处理厂接收的气田采出水为研究对象,分析盐浓度,溶解氧含量,pH等因素对腐蚀的影响。结果表明:腐蚀速率随溶解氧含量的增加而增加;腐蚀速率随pH值的增加而减小;腐蚀速率随溶解盐浓度升高,先增大后减小。研究结果为天然气处理厂防腐工作提供了一定帮助。     

海底管道腐蚀速率预测及计算分析

为了监测海底管道腐蚀状态，预测管线腐蚀速率，评估管道强度变化情况，通过海底管道腐蚀产物的检测分析，指出海管内部发生气体腐蚀。结合超声导波检测、测厚抽查等方法，通过对腐蚀缺陷进行统计分析，得出海底管道剩余壁厚、腐蚀深度范围等数据，并采用OLGA 7.1软件建立海底管道腐蚀预测模型，计算分析出海底管道的腐蚀速率。结果表明:海管内部结垢后易发生垢下腐蚀，海底管道腐蚀深度为0~6.9 mm，腐蚀速率为0.015~0.022 mm/a，腐蚀速率在管道高程上升段变小、高程下降段变大。研究成果可为海底管道监测与维护提供依据。     

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空气钻井因其钻速快，防漏制漏效果好，具有常规钻井液不可比拟的优越性，但由于含氧量高，当其遇到地层水时，钻具腐蚀情况较为严重。以伊朗TABANK气田14井为例，该井地层水为腐蚀介质，研究了温度、空气压力、含砂量、砂子粒度、转速和pH值对S135钻杆钢的腐蚀影响，为以后空气钻井防腐提供了参考依据。试验结果表明：腐蚀速率随温度、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。随腐蚀介质中含砂量的增多，石英砂对S135钢的磨蚀作用增强，腐蚀速率逐渐增大，石英砂越细，则其磨蚀作用越强，腐蚀越明显；均匀混合的石英砂较单一级配的石英砂对钢片的腐蚀程度大。腐蚀速率随pH值的升高而降低，碱性条件有利于防腐。     

基于可靠度的旧有海底管线试压评估方法

介绍了一种全新的评估海底管线安全可靠性的方法——基于可靠度的海底管线试压评估方法。用经验公式估算了管线腐蚀量，计算了海底管线在原设计条件下的可靠度值。根据DnV2000规范标准，考虑温度和内压对管线的共同作用，依照管线使用前后可靠度相等的原则，按管线壁厚估算了管线等效压力值，得到两者的关系曲线。再根据腐蚀试验报告，采用相应的等效试压值对管线试压，根据试压结果对管线的安全可靠性做出正确评估．该方法费用低，周期短，是对海底管线安全可靠性评估一种新的尝试，并在实际工程中得到了应用。     

柴油机尾气负压钻井中的腐蚀行为研究

柴油机尾气负压钻井属气基欠平衡钻井，具有保护油气层和提高钻井速度等优点，但柴油机尾气成分复杂对石油管材可产生不同程度的腐蚀。为此，模拟柴油机尾气环境，考察温度、压力和流速对S135钢的动态液相、动态气相平均腐蚀速率及局部腐蚀速率的影响，并对腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明，相同条件下动态液相中的平均腐蚀速率和局部腐蚀速率远大于动态气相；随温度升高，腐蚀速率先增大然后降低；随压力或流速的增大，腐蚀速率升高。柴油机尾气环境可引起井下石油管材的严重腐蚀，该技术不适合于产水气井和高压气井。     

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。      

海洋腐蚀环境及船用不锈钢管选材备考(下)

从海水的成分和海水腐蚀因素对海洋腐蚀环境进行了分析,根据海洋船舶不锈钢管材的标准,分析并评估了海洋石油石化用不锈钢管在不同用途和环境下的选材思路,列举并分析了国内外海洋用不锈钢管的应用案例,最后对船舶用耐蚀合金的发展趋势进行了讨论。研究结果表明,Cl-孔蚀和缝隙腐蚀是海洋环境腐蚀危害的根本原因,304L钢不具备耐海洋腐蚀的性能,316L钢只能在一定环境和温度下在脱氧后的海水中使用;在自然海水中应用不锈钢管必须采用阴极保护措施;采油平台等油气生产作业船舶中各类管道的选材应先考虑其内部的油气介质成分及其腐蚀特征。     

海洋腐蚀环境及船用不锈钢管选材备考(上)

从海水的成分和海水腐蚀因素对海洋腐蚀环境进行了分析,根据海洋船舶不锈钢管材标准,分析并评估了海洋石油石化用不锈钢管在不同用途和环境下的选材思路,列举并分析了国内外海洋用不锈钢管的应用案例,最后对船舶用耐蚀合金的发展趋势进行了讨论。研究结果表明,Cl-孔蚀和缝隙腐蚀是海洋环境腐蚀危害的根本原因,304L钢不具备耐海洋腐蚀的性能,316L钢只能在一定环境和温度下在脱氧后的海水中使用;在自然海水中应用不锈钢管必须采用阴极保护措施;采油平台等油气生产作业船舶中各类管道的选材应先考虑其内部的油气介质成分及其腐蚀特征。     

X80管线钢焊接接头在含硫介质中耐蚀性的研究

针对钢管油气输送过程中硫腐蚀严重的现象,重点讨论了硫离子体积分数以及温度对输油气钢管腐蚀性的影响,研究了采用两种不同焊丝焊接的X80管线钢焊缝的腐蚀趋势、腐蚀速率及表面腐蚀形貌,揭示了X80管线钢焊接接头耐硫腐蚀的特性及耐蚀机理。研究结果表明,随着温度的升高和体积分数的增大,采用H05MnN iMo焊丝比采用H06H1焊丝焊接的焊缝耐蚀性好。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

含硫气田集输管道腐蚀预测软件应用

针对川渝地区含硫气田集输管道材料腐蚀问题,结合几种经典的、应用较广的腐蚀速率预测模型进行了对比分析.根据对影响腐蚀的主要因素CO2分压、H2 S分压、液体流速、运行温度等开展机理分析,推导建立了一种腐蚀速率预测半经验模型,并通过试验数据确定了模型中的待定系数.在此腐蚀预测模型的基础上,开发了基于BP神经网络算法的含硫气...     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

盐穴储气库卤水介质对A3钢腐蚀规律研究及防护分析

为了解决地下盐穴储气库注采管线与造腔管线合并带来的造腔期的卤水腐蚀问题,采用水腐蚀性测试方法,研究了地下盐穴储气库卤水管道工况和介质对管道腐蚀的影响规律。研究结果表明,温度、卤水浓度、溶解氧含量、流速均会加剧卤水对A3钢的腐蚀,结合卤水管道应用工况,建议选用双金属复合钢管,既能起到优良的耐蚀防护作用,又能在一定程度上降低成本,对实际工业生产具有较高的经济价值。     

某海底天然气管线的内腐蚀直接评价

为了评价惠州油田HZ21-1A至FPSO海底天然气管线的内腐蚀状况及剩余服役寿命,采用内腐蚀直接评价(ICDA)方法对其进行了干气管道内腐蚀直接评价(DG-ICDA)。管线设计寿命10年,目前已超过设计使用年限10余年,且无法进行通球清管作业,而内腐蚀直接评价方法(ICDA)无需进入管道内部,可有效识别管道内部腐蚀风险,评价过程包括预评价、间接检测、详细检测和后评价4部分。评价结果表明,该管线满足继续使用5年的要求。     

乙苯装置腐蚀分析

某公司乙苯装置经过两个运行周期及两次大检修,运行中发现装置主要存在4种腐蚀失效形态,主要有湿硫化氢腐蚀、中压蒸汽凝液冲刷腐蚀、弱酸腐蚀及加热炉空气预热器低温露点腐蚀。对此4种较为典型的腐蚀存在部位及成因作简要概括与分析：湿硫化氢腐蚀主要存在于脱丙烯系统,与催化裂化干气中的硫化氢含量有关;中压蒸汽凝液冲刷腐蚀主要存在于管线弯头部位,与选材及工艺控制有关;弱酸腐蚀主要存在于脱非芳塔塔顶冷却系统,与设备材质及塔顶气CO2含量有关;加热炉空气预热器低温露点腐蚀存在于热管预热器的烟气出口,与工艺操作管理有关。由此在加强重点部位监测、合理选材、优化工艺操作等方面提出防护对策。装置经过两个运行周期后,对于易腐蚀减薄的部位已有基础数据积累,同时也应及时关注同类装置的运行情况,保证装置长周期稳定运行。