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针对海上油田热采井出现的防砂筛管腐蚀问题,采用室内模拟腐蚀试验,研究了注入流体中各种组分在油藏条件下对防砂筛管结构造成的损害,分析了筛管腐蚀破坏的可能性。结果表明,在含氧的CO2腐蚀环境中,筛管基管发生了严重的局部腐蚀,并且腐蚀速率极值温度在60℃附近;当油层温度在60℃附近,CO2/O2分压比大于6时,为CO2主导的腐蚀环境,主要表现为均匀腐蚀;CO2/O2分压比小于5时,为氧气主导的腐蚀环境,筛管基管会发生大面积的台地腐蚀和严重的局部腐蚀;筛管基管材质与金属棉或者金属网布耦合后,存在明显的电偶腐蚀作用,腐蚀速率大幅增加。 相似文献
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通过干空气和湿空气以及在H_2S和CO_2共存条件下腐蚀试验模拟油田现场稠油热采的过程,研究了稠油热采管BG90H钢在不同条件下的腐蚀行为。结果表明:BG90H钢在干空气中的均匀腐蚀速率小于在湿空气中的均匀腐蚀速率,在湿空气中材料出现局部腐蚀(点蚀);湿空气中水蒸气含量大,在金属材料表面结露、均匀成膜,且供氧充分,使BG90H钢的吸氧腐蚀速率显著上升,由于完整液膜下试样表面腐蚀原电池数量的显著增多,材料点蚀程度显著增强。在CO_2和H_2S共存腐蚀条件下,腐蚀速率在120℃出现最大值,此时金属表面上生成一层疏松的、多孔且较厚的腐蚀产物膜;当温度在100~120℃及大于180℃时,局部腐蚀较为严重,但在150~180℃时,局部腐蚀轻微;腐蚀过程由CO_2/H_2S联合交替控制。 相似文献
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塔里木解放渠东油田采出水腐蚀特性研究 总被引:3,自引:0,他引:3
利用电化学方法对塔里木解放渠东油田采出水的腐蚀及点蚀特性进行研究 ,指出了控制腐蚀的主要因素 ,并有针对性地筛选出适宜的缓蚀剂 相似文献
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0概述
通过对国内油田存在的主要腐蚀因素的了解,针对该海上油田制定了相关的腐蚀检测计划,该油田主要包含两个井口平台和一个FPSO,主要检测单井气相硫化氢与二氧化碳的含量;水中溶解性气 相似文献
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海上热采井套管热应力强度衰减与高温腐蚀叠加条件下的管材优选研究 总被引:1,自引:0,他引:1
目的探究不同材质套管在高温腐蚀环境下的适用性。方法采用高温高压釜,以渤海某稠油油田岩心、地层水样为腐蚀介质,对不同材质的套管进行模拟评价。结果利用气相色谱技术分析确定了该油田的腐蚀环境:CO2分压最高值为0.2 MPa,H2S分压最高值为0.0023 MPa。用最高的腐蚀气体分压进行了腐蚀模拟实验,测定出不同钢材在此腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立了长期腐蚀速率预测模型,得到100H、80-1Cr、110-3Cr的长期腐蚀速率分别为0.24、0.20、0.05 mm/a。综合腐蚀实验结果和稠油热采套管强度衰减规律,对热采套管进行了强度设计,80-1Cr、100H、110-3Cr的安全寿命分别为3.8、6.5、11.2 a。结论高温会引起套管强度衰减,且腐蚀会导致套管径厚比变化,而多轮次注蒸汽会加速腐蚀进程,降低套管的使用寿命。研究结果对腐蚀环境中稠油热采套管的选材具有重大指导意义。 相似文献
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高温高压CO2多相介质腐蚀研究及应用的新进展 总被引:4,自引:1,他引:4
CO2腐蚀是油气生产中所遇到的重大腐蚀难题之一。本文论述了腐蚀产物膜在 CO2多相流动介质中的作用,腐蚀产物膜力学性能测试和表征方法研究的进展及存在问题, CO2腐蚀形貌的类型及特征。 相似文献
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目的 建立一套高温高压高含硫气井极限工况技术套管腐蚀环境分析方法,结合腐蚀评价实验确定钻井和采气极限工况条件下管材的适用性和安全周期。方法 根据东南亚海上某高温高压高含硫气田腐蚀环境(储层压力为57.3 MPa,温度为155 ℃,H2S的体积分数为0.46%,CO2的体积分数为6.44%,地层水Cl?的质量分数为1.6%),分析钻井阶段“全掏空”和生产阶段“生产套管-技术套管环空气窜”两种极限工况,设计腐蚀选材实验条件。通过SSC(硫化物应力开裂)实验和均匀腐蚀质量损失实验,评价T95套管在极限工况下的适用性。结果 若钻井阶段发生井喷,T95套管可满足30天处理事故和复杂情况的需求,且处理后仍能满足后续作业要求。若生产阶段出现生产套管-技术套管环空气窜,T95套管的套管鞋处均匀腐蚀速率为0.3047 mm/a,近井口处均匀腐蚀速率为0.7536 mm/a,可满足5年的使用寿命。现场应用证明,T95管材能够满足钻井和生产阶段应对复杂情况的需求。结论 钻井阶段的井喷工况和生产阶段的环空气窜工况是高温高压高含硫气井设计和实施中应考虑的极限工况,通过相应条件下的腐蚀实验可确定技术套管的适用性使用极限周期,确保现场作业的安全实施。 相似文献
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目的 研究集输管道常用钢材在CO2/H2S/O2体系下的腐蚀行为,为新疆油田集输管道的腐蚀防控提供指导依据.方法 基于新疆油田重油热采现场工况,以L245NS钢为试材,316L钢为对照,采用高温高压釜试验,研究CO2/H2S/O2体系下温度和H2S含量对L245NS钢和316L不锈钢的腐蚀影响规律,并结合SEM/EDS... 相似文献
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以X70和316L机械复合管为研究对象,对机械复合管进行了焊接试验,研究了焊接接头在高温高压下CO2腐蚀行为。结果表明,随着腐蚀温度的增加,焊接接头处的腐蚀速率逐渐增大;经过去膜处理后焊接接头发生了均匀腐蚀,未见局部腐蚀或者点蚀现象。 相似文献
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针对普通13Cr钢的CO2抗腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验.采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得C02腐蚀产物膜的形貌和化学组成.结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀.其腐蚀膜的主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等.在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀、晶粒细小、膜层较薄.在170℃下,其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限.气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则. 相似文献
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针对普通13Cr钢的CO2腐蚀性能,在模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀。13Cr钢的腐蚀膜主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;在170℃下其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限;气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则。 相似文献
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目的 针对热采过程中生产阶段和焖井阶段的典型温度工况条件,研究80 ℃与140 ℃温度下N80套管钢在不同CO2分压下的腐蚀电化学行为。方法 利用高温高压电化学设备,采用三电极体系进行动电位极化曲线和电化学阻抗谱(EIS)的测试,并采用ZSIMPWIN软件对电化学阻抗谱测试结果进行拟合分析。利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,并使用扫描电子显微镜(SEM)进行腐蚀产物微观形貌观察。结果 在80 ℃与140 ℃条件下,N80钢在CO2分压0.5~4.0 MPa条件下的腐蚀均为阴极控制,随CO2分压的增大,腐蚀电位Ecorr正移,腐蚀电流密度Jcorr增大。80 ℃下N80钢的电化学阻抗谱呈现3个时间常数,为高频容抗弧、中低频感抗弧和低频容抗弧;温度升至140 ℃后,N80钢电化学阻抗谱中感抗弧消失,呈现2个时间常数,为高频容抗弧与低频容抗弧。结论 通过阻抗谱拟合结果对比及对浸泡实验试样腐蚀产物的微观形貌观察发现,温度升高后,腐蚀产物膜电阻Rc与电荷传递电阻Rt增大,孔隙率降低,对基体的保护性增强。 相似文献