高温高压含O2溴盐完井液中13Cr不锈钢的腐蚀行为研究

随着越来越复杂开发工艺的应用,油气田现场服役环境也变得更加复杂苛刻,一些现场操作环节（如井下回注CO2、回注采出水、药剂加注、环空注氮、管道试压、维修操作等）不可避免会将O2引入井下环境。O2的混入会导致井下管材发生不可预期的腐蚀风险,尤其对以13Cr不锈钢为代表的耐蚀油套管材,潜在局部腐蚀风险很高。针对溴盐完井液中O2混入导致井下管材腐蚀风险加剧的问题,本文采用高温高压腐蚀模拟实验,结合扫描电镜、能谱分析等微观表征手段,研究了高温高压含O2环境下不同浓度溴盐完井液中普通13Cr和超级13Cr两种典型不锈钢油套管材的腐蚀行为及机理。结果表明：在高温高压含O2溴盐完井液环境下,两种13Cr不锈钢的腐蚀速率均较高,尤其局部腐蚀速率;参照NACE PR-0775标准,普通13Cr在1.01 g?cm-3浓度的溴盐溶液中就已经属于严重腐蚀,并且随着溴盐质量浓度的升高,腐蚀程度不断加剧,在1.10 g?cm-3达到极严重腐蚀;当溴盐质量浓度达到1.40 g?cm-3时,两种材料的最大局部腐蚀速率均已超过5 mm?a-1;微观形貌分析结果表明,溴盐完井液中O2混入对13Cr不锈钢管材的耐蚀性能具有显著影响,这主要是由于O2混入降低了材料表面钝化膜的稳定性,点蚀萌生于材料基体表面致密富Cr钝化膜的破损处,向基体深部发展,蚀坑周边区域有大量腐蚀产物堆积,蚀坑与周边区域存在局部的电偶效应,进一步加速蚀坑的发展。     

高温高压含O2溴盐完井液中13Cr不锈钢的腐蚀行为研究

随着越来越复杂开发工艺的应用,油气田现场服役环境也变得更加复杂苛刻,一些现场操作环节(如井下回注CO_2、回注采出水、药剂加注、环空注氮、管道试压、维修操作等)不可避免会将O_2引入井下环境。O_2的混入会导致井下管材发生不可预期的腐蚀风险,尤其对以13Cr不锈钢为代表的耐蚀油套管材,潜在局部腐蚀风险很高。针对溴盐完井液中O_2混入导致井下管材腐蚀风险加剧的问题,采用高温高压腐蚀模拟实验,结合扫描电镜、能谱分析等微观表征手段,研究了高温高压含O_2环境下不同浓度溴盐完井液中普通13Cr和超级13Cr两种典型不锈钢油套管材的腐蚀行为及机理。结果表明:在高温高压含O_2溴盐完井液环境下,两种13Cr不锈钢的腐蚀速率均较高,尤其局部腐蚀速率;参照NACE PR—0775标准,普通13Cr在1.01 g/cm~3浓度的溴盐溶液中就已经属于严重腐蚀,并且随着溴盐质量浓度的升高,腐蚀程度不断加剧,在浓度为1.10 g/cm~3达到极严重腐蚀;当溴盐质量浓度达到1.40 g/cm~3时,两种材料的最大局部腐蚀速率均已超过5 mm/a;微观形貌分析结果表明,溴盐完井液中O_2混入对13Cr不锈钢管材的耐蚀性能具有显著影响,这主要是由于O_2混入降低了材料表面钝化膜的稳定性,点蚀萌生于材料基体表面致密富Cr钝化膜的破损处,向基体深部发展,蚀坑周边区域有大量腐蚀产物堆积,蚀坑与周边区域存在局部的电偶效应,进一步加速蚀坑的发展。     

新疆油田呼图壁储气库气井管柱腐蚀实验研究

新疆油田公司依据中石油股份公司储气库建设要求,启动了＂呼图壁气田改建储气库＂建设工作。储气库的主要气源是从土库曼斯坦进关的天然气,该天然气中CO2≤2%,CO2分压最大为0.68MPa,采出时在井口及井底,天然气的含水量普遍高于对应温度、压力下的天然气饱和含水汽量,即低于露点温度,会导致较为严重的CO2腐蚀。通过分析知道呼图壁气田影响二氧化碳腐蚀的环境影响因素主要有二氧化碳分压、地层水矿化度及Cl-含量、温度、流速等,由此设计了室内模拟实验条件;评价了P110、3Cr110、普通13Cr110、HP1-13Cr110抗CO2（含Cl-）腐蚀性能。得到了室内模拟条件下,不同目标管材的平均腐蚀速率与局部腐蚀速率,根据实验结果确定不同管材的腐蚀状况,为储气库气井管柱的选材提供依据。     

模拟油田环境中两种P110钢的腐蚀行为研究

为了研究Cr元素的加入对材料的腐蚀形貌、腐蚀速率等各种腐蚀行为的影响,应用高温高压釜模拟试验、扫描电镜观察以及EDS能谱分析等方法,研究了两种P110钢在模拟油田环境中的腐蚀行为.结果表明,两种钢的腐蚀速率都在90℃左右都达到最大值;温度对腐蚀具有双重作用,造成在温度小于90℃时表面形成的膜较疏松,保护性差,而温度大于90℃时,形成的膜和基体接触较为牢固,保护性强;Cr的加入没有改变温度对P110钢腐蚀特性的影响,但能有效地防止局部腐蚀的发生.     

3种13Cr材料在CO_2和H_2S共存时的腐蚀性能研究

CO2和H2S共存时13Cr腐蚀性能较为复杂,极易发生失效.通过高温高压釜模拟油田现场环境,采用失重法对比研究了0Cr13、1Cr13、2Cr13在CO2和H2S共存时,气-液两相中的腐蚀性能.采用SEM、EDS、XRD等方法对腐蚀后试样表面形貌及成分进行了分析.结果表明,3种材料在此环境下均发生了严重的全面腐蚀,平均腐蚀速率0Cr13〉1Cr13〉2Cr13,液相平均腐蚀速率大于气相平均腐蚀速率;3种材料均有点蚀发生,气相中点蚀较液相严重.能谱及XRD分析结果显示,材料表面腐蚀产物主要为FeS0.9,主要发生了H2S腐蚀.     

S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀研究

利用高温高压反应釜研究油田常用的四种S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀行为.结果表明,平均腐蚀速率随温度或CO2分压增大而先增大然后降低;随流速增大而升高.S135钢在动态液相中的平均腐蚀速率远大于动态气相,无论在液相还是气相S135钢平均腐蚀严重情况依次为S135(A)＞S135(B)＞S135(C)＞S135(D).该实验条件下(温度为100℃,CO2分压为3MPa,流速为2m/s,腐蚀时间为96h),S135钢气相局部腐蚀比较轻微,其点蚀系数介于1.12～1.49,液相局部腐蚀比较严重,其点蚀系数介于1.40～5.22.用聚合物钻井液钻遇高含CO2气层时,建议采用S135(D)钻杆,最好不用S135(A)或S135(B)钻杆.     

旅大油田A井液控管线腐蚀分析及管材优选

旅大油田A井为稠油热采井,注350 ℃高温高压蒸汽,井下监测设备液控管线腐蚀严重。通过扫描电子显微镜(SEM)以及电子能谱分析(EDS)对现场液控管线腐蚀试样进行分析,对采出液水样进行离子及腐蚀性气体成分分析,得出该管线腐蚀主要原因是在高温、高压和高矿化度条件下的H₂S腐蚀,并伴有氯离子腐蚀和少量CO₂腐蚀。在模拟现场温度、压力和介质条件下,挑选316L、Inconel 625、P110、9Cr1Mo材质的试片,进行动态模拟腐蚀实验,用失重法对4种材料的腐蚀性能进行了评价。结果表明,在稠油热采环境中,Inconel 625材料抗温耐蚀效果最优。     

焦化氨水介质中0Cr17Ni12Mo2不锈钢电化学腐蚀行为研究

采用全浸动态挂片和极化曲线实验法研究0Cr17Ni12Mo2不锈钢在模拟现场工况条件下的腐蚀行为。结果表明,0Cr17Ni12Mo2试样的腐蚀速率随温度的升高不断加快;增大硫离子和氯离子浓度可使0Cr17Ni12Mo2试样腐蚀速率加快;氰根离子浓度不高于临界值时,试样腐蚀速率减缓,反之,腐蚀速率加快。     

液固比对混凝土块中重金属浸出特性的影响

模拟废物水泥窑共处置技术,实验室制取水泥熟料和混凝土块,参照欧盟SR003.1和EA NEN 7375,研究液固比对混凝土块中重金属Cr、Ni、As 浸出特性的影响.平衡浸出实验表明:Cr、Ni、As的浸出浓度与液固比无关;浸出总量为Cr＞Ni＞As,且随液固比的增大而增加,这主要由达到溶解平衡状态时重金属化合物的溶解特性所决定.长期浸出实验表明:随液固比增大,重金属单位面积的浸出量增加,各浸出阶段重金属的浸出趋势不变;同一液固比,三种重金属的浸出浓度为Cr＞Ni＞As,这与其在pH=10～12时的化合形态及溶解浓度有关.     

20#钢在油田采出液中的腐蚀行为研究

采用腐蚀失重法、丝束电极技术和电化学测量技术研究了20#钢在油田采出液中的腐蚀行为。结果表明,在实验周期内可将腐蚀发展过程分为腐蚀初期、腐蚀发展期和腐蚀稳定期,腐蚀初期对应腐蚀情况最为严重;金属同一位置随实验时间延长发生阴阳极极性反转现象,并且随着温度升高,反转周期变短;通过对腐蚀金属整体和局部进行电化学测量研究发现,不同温度、不同位置腐蚀发生类型有所差别。