CO_2和O_2的分压比对N80套管钢氧腐蚀行为研究

电化学阻抗谱,利用高温高压釜失重实验以及扫描电镜等技术,研究了CO_2和O_2分压对N80钢在饱含CO_2和O_2气体的吉林油田采出水中的腐蚀行为影响,以期为减氧空气驱的大规模开展提供理论基础。     

N80钢的CO_2腐蚀行为试验研究

我国中西部的油田,大多面临严重的CO2腐蚀危害。为更清楚了解油管套管常用的N80钢在现场条件下腐蚀形貌、腐蚀速率等腐蚀行为,为油田选材提供依据,进行了模拟现场环境的腐蚀试验研究。研究结果表明,在温度为92℃、介质流速为12m/s、CO2分压为29648kPa、总矿化度为346g/L的水介质中,N80钢的平均腐蚀速率为08224mm/a,按NACE RP—0775—91标准属于极严重腐蚀;腐蚀试样表面除了存在大面积凹陷外,还有较深的腐蚀坑;金属表面腐蚀产物分为三层,各层形态和成分不同,但都不很致密;腐蚀产物主要是碳酸的复盐和Fe3C。     

普光气田N80套管多元腐蚀行为试验研究

普光气田套管腐蚀严重.选择普光气田常见腐蚀离子S2-、Cl-、HCO3-以及温度作为腐蚀影响因素,通过正交试验法,模拟普光气田N80套管钢材在地层水情况下腐蚀行为.结果表明:试验中各因素对试验指标(腐蚀失重率)的影响按大小顺序是NaHCO3质量浓度、温度、Na2S质量浓度、NaCl质量浓度;N80套管材料在不同腐蚀环境下,腐蚀表面形貌各异,多有蚀坑状,少数试样表面有台阶状;腐蚀形态多为点蚀或坑蚀;N80套管材料腐蚀表面产物各不相同,所有腐蚀产物均包括CaCO3、SiO2,部分试样腐蚀产物还包括FeS、KCl,且各腐蚀产物所占质量均不相同.     

江苏油田钻完井液对N80套管腐蚀研究

为查找中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司油水井自由段套管腐蚀原因,开展了钻完井液对NS0套管腐蚀行为的实验研究。在分析江苏油田自由段所用套管的钢级、壁厚以及所处温度环境的基础上,实验评价了江苏油田常用钻完井液分别在40,50,60和70℃下,经过0．5,1,2,4和6个月对N80套管的腐蚀行为。研究结果表明：江苏油田常用钻完井液对N80套管的腐蚀行为以局部腐蚀为主,大多发生在饱和盐水钻完井液中;饱和盐水钻完井液的平均腐蚀速率大于淡水钻完井液中的腐蚀速率;目前常用淡水钻完井液中挂片平均腐蚀速率和最大腐蚀速率均在0．0502mm／a以下,表明淡水钻完井液对套管腐蚀的影响小。     

P110碳钢在CO_2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、CO_2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CO_2分压为0.3 MPa,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CO_3分压为0.3 MPa,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CO_2分压增加而增大。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

冀东油田CO_2采油腐蚀防治技术研究与应用

二氧化碳腐蚀防治技术在现场应用过程中取得良好的应用效果,为二氧化碳采油技术的规模应用提供了技术支撑。     

模拟油田CO_2/H_2S环境下3Cr和P110钢的腐蚀行为研究

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压试验设备,采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)技术,辅以失重法,研究了油套管3Cr(API 5CT LS0钢级)和P110钢在H2S分压为0.5 MPa时不同CO2分压下的腐蚀速率和腐蚀形态,并对试样表面腐蚀产物的成分进行了分析.试验结果表明,随着CO2分压的增大,3Cr钢平均腐蚀速率也随之变大,而P110钢呈现先增大后减小的趋势,且3Cr钢的腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象.探讨了在CO2/H2S环境下Cl-及Cr元素对P110和3Cr钢腐蚀的影响.     

P110SS钢在高含H_2S与CO_2条件下的腐蚀规律

利用高温高压实验装置,研究了P110SS套管钢在3种典型高含H_2S/CO_2工况条件下的腐蚀速率和硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)现象。实验结果表明:随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,P110SS钢的腐蚀速率先降低再升高;P110SS钢的回火索氏体组织使其具备较为优良的抗SSCC性能;随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,SSCC敏感性降低,温度起主导作用,井口工况SSCC敏感性最高。     

N80钢在CO_2/H_2S高温高压环境中的腐蚀行为

利用交流阻抗和极化曲线 ,在模拟含CO2 /H2 S的高温高压环境中实时监测了N80油管钢的腐蚀行为 ,辅以扫描电镜和X 衍射分析 ,探讨了CO2 和H2 S对油管钢的联合腐蚀作用。研究结果表明 :在 1 18MPaCO2 和 0 0 1MPaH2 S混合气体腐蚀环境中 ,N80钢以H2 S腐蚀为主 ,与CO2 腐蚀相比较 ,加入H2 S后腐蚀的阴、阳极反应加快 ,腐蚀产物膜具有较强的保护性 ,阻碍了反应物质的传输 ,使均匀腐蚀速率下降 ;硫化物的缺陷会导致局部腐蚀的发生 ,但FeCO3和CaCO3等二次产物的紧密填充 ,使得局部腐蚀受到一定程度的抑制。     

N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为

为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90 ℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

伊朗Y油田井筒动静态腐蚀环境评价

伊朗Y油田有F层和S层两个目的层,产出流体中含H2S、CO2和地层水等腐蚀介质,多种腐蚀介质的综合作用,使油井管材在井筒温度、压力条件下腐蚀严重,给油田开发带来了极大的安全隐患。从井身结构和完井管柱结构入手,深入剖析了油管、套管在不同井深处的腐蚀环境,再通过定量考虑油、气、水组分分析数据和产量、压力、温度数据,用专用腐蚀分析软件配合室内腐蚀试验,模拟油管、套管在管内流体流动和不流动条件下(即动态、静态)的腐蚀环境,评价分析了腐蚀速率,为经济合理地选择管材提供了依据。      

渤海油田常用套管CO_2腐蚀室内研究

近年来,随着含CO_2油气层的开发日益增多,含CO_2的油水对井下管柱的腐蚀问题也越来越突出。结合中国海上BZ34-9油田在"海上油田总体开发方案编制"阶段套管材质优选,开展了油水对管柱腐蚀规律研究,针对影响腐蚀的主要因素,对N80、3Cr、13Cr钢片进行了室内模拟实验,结果表明腐蚀速率随着含水、温度、CO_2分压、流速的增加而加快。     

模拟油田CO2/H2S环境P110钢的腐蚀行为研究

模拟含CO2／H2S高温高压井下多相流腐蚀环境，研究P110钢在模拟井下采油腐蚀环境务件下的腐蚀行为。结果表明，P110钢的平均腐蚀速率受到温度、CO2分压和H2S分压等参数的影响，其表面形成3层形貌及成分各异的腐蚀产物，宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀，但是在扫描电镜下观察，金属遭受的破坏是以局部腐蚀为主。     

N80钢在油田采出液中腐蚀行为的静态和动态模拟研究

模拟研究了井下环境N80钢在油田采出液(主要是CO2水溶液)中的静态和动态腐蚀行为。用光学显微镜、SEM、XRD对N80钢表面腐蚀产物膜的表面形貌、横截面形貌、结构及成分进行了分析。探讨了N80钢点蚀的形成和发展原因。讨论了井下采出液中各种离子对腐蚀行为的影响，结果表明，N80钢表面腐蚀产物膜的形貌及其结构对金属的进一步腐蚀有严重影响。腐蚀产物膜疏松、不完整或损坏、脱落时，会诱发局部点蚀而导致严重的穿孔破坏，点蚀坑会在腐蚀产物膜下产生，这也是N80钢在实际应用中被破坏的主要形式。试验中，N80钢在静态条件下的平均腐蚀速率略高于动态条件下的平均腐蚀速率，而其局部腐蚀在动态条件下则比静态时严重的多，这和试样表面腐蚀产物膜的破坏有关，动态条件下由于流体剪应力的作用，部分腐蚀产物膜破坏和剥落，造成了严重的局部腐蚀。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

P110钢高温高压CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重、腐蚀表面成分分析和电化学测量技术,在模拟油田现场腐蚀环境中研究P110油管钢的高温高压腐蚀行为.研究结果表明,随着试验时间的延长,腐蚀速率逐渐降低.在试验时间达到72 h后,腐蚀速率降低的趋势变缓;阳极极化曲线上出现了类似于钝化的现象;阴极极化曲线的Tafel斜率变化较大,P110钢的阴极反应趋势已经不同.     

N80钢防砂管腐蚀穿孔原因分析

为了分析西部某油田N80钢防砂管表面腐蚀穿孔及断裂的原因,对防砂管进行了宏观检查、壁厚测量、磁粉探伤、理化检验及扫描电镜（SEM)观察等综合分析。结果表明,该防砂管腐蚀穿孔的主要原因是基管（碳钢）和护管（不锈钢）浸泡在同一电解质（井下采出液）中,由于碳钢与不锈钢之间存在电位差,导致相互之间发生电偶腐蚀,使得电位较低的基管（碳钢）首先发生腐蚀,最终腐蚀穿孔而断裂。     

井下管柱CO_2腐蚀机理与防腐选材分析

本文以渤海油田为例,通过分析CO_2对井下管柱腐蚀机理,对其防腐选材进行了探究,以期能够提高油套管的抗腐蚀性。