注CO2井管柱腐蚀速率预测

利用CO₂驱油提高低渗、高含水油田原油采收率已经发展成为双碳背景下应对气候变化的重要技术。但是注CO₂井管柱频繁发生腐蚀失效的问题,研究管柱在CO₂环境下的腐蚀机理,预测管柱腐蚀速率是腐蚀防护是保障安全生产的重要途经。为此本文开展了注CO₂井管柱腐蚀的电化学分析,考虑了压力、温度、pH值、含水率、离子浓度等因素在管柱腐蚀失效中关联关系,优化了CO₂腐蚀环境下P110油管的腐蚀速率预测模型,对实例井油管柱腐蚀速率完成预测,并对比油田现场实测值。结果表明：在注CO₂过程中,1500m以上井段腐蚀程度较小,腐蚀主要发生在1300～1700m井段,温度为70℃左右腐蚀做严重,腐蚀速率可达0.3mm/a。腐蚀速率受含水率、井筒温度影响较大,腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。     

耐CO2腐蚀油井管材的选用

CO₂在水湿环境下容易引起钢铁严重腐蚀,低碳钢的CO₂腐蚀速率可高达7 mm/a,在厌氧条件下可达20 mm/a.油田开发过程中,随着油井含水量日益增高,注CO₂驱采油技术的推广应用,以及高含CO₂油藏的开发,CO₂腐蚀问题越来越突出。CO₂腐蚀使油套管过早失效,服役寿命大大低于设计寿命,造成     

腐蚀监测技术在长岭气田高含CO2气井中的应用

就长岭气田气井高腐蚀环境的特点,结合现场实践,有针对性地进行了气井腐蚀规律监测技术研究,多手段结合,进一步评价了目前的防腐蚀技术措施。腐蚀监测为气田长期安全高效开发起到积极作用。     

天然气管线钢CO2腐蚀研究进展

天然气管线面临日益严重的CO₂腐蚀问题。针对管线内特定的腐蚀环境,总结了当前CO₂腐蚀在反应机理、影响因素以及腐蚀控制方面的研究进展,最后展望CO₂腐蚀研究今后的发展方向。     

几种常用管线钢在CO2及H2S/CO2环境中的腐蚀行为

对带状组织级别不同的管线钢在CO2及H2S/CO2饱和的NACE溶液中的腐蚀速率和腐蚀形貌进行了比较分析。结果表明,在CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,发生均匀腐蚀的特征越明显,通过生成保护性膜抵抗腐蚀的能力越强。而带状组织级别越高的材料,发生局部腐蚀,尤其是点蚀的特征越明显。在H2S/CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,越不易发生氢致开裂现象。为了提高管线钢抗CO2及H2S/CO2腐蚀的性能,应控制其带状组织。     

天然气井CO2分压对油管腐蚀行为的影响

CO2腐蚀是威胁油气开采过程中井下管柱服役安全的重要因素。本工作采用高温高压腐蚀模拟试验,研究了CO2分压对N80钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明,在CO2腐蚀较为敏感的80℃时,N80钢腐蚀速率随CO2分压升高而上升,腐蚀类型与腐蚀产物膜形貌随CO2分压增加而变化,在相对低CO2分压下以全面腐蚀为主,高CO2分压下腐蚀类型由全面腐蚀转变为局部腐蚀。腐蚀产物膜的局部损伤是导致金属基体表面局部腐蚀的重要诱因。     

基于人工神经网络的CO2/H2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

温度对连续油管QT-900在CO2环境中腐蚀行为的影响

模拟某油田腐蚀环境,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XRD等测试手段,研究了连续油管QT-900在CO2环境中的腐蚀行为。结果表明,随着温度的升高,连续油管的均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率均先减小后增大、再减小,分别在40℃和100℃时出现极大值。在承受最大拉伸应力时,平均腐蚀速率和局部腐蚀速率与不受力时相比均明显增加。在本试验条件下,局部腐蚀严重,最大可达4.635 5mm.a-1。腐蚀产物的主要成分为FeCO3。     

温度对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,采用失重法、SEM和XRD等手段研究了温度对N80钢在4MPaCO2分压下CO2腐蚀行为的影响。试验结果表明:N80钢在4 MPa CO2分压下腐蚀较为严重。在温度较低时,腐蚀产物晶粒粗大且堆垛比较疏松,对基体保护性较差;随温度升高,腐蚀产物膜变得致密稳定,腐蚀速率显著降低,腐蚀特征由局部腐蚀转变为全面腐蚀。     

含CO2天然气集输系统腐蚀监测技术

为解决长岭气田含CO2天然气开发过程中地面集输系统CO2腐蚀防护问题,采用腐蚀挂片法和电阻探针法作为腐蚀防护的重要手段。现场应用结果表明,现场监测数据能对腐蚀情况进行正确的评价,能反映管线内腐蚀程度,根据评价结果开展腐蚀防护对策,降低地面集输系统CO2腐蚀危害;通过建立腐蚀与防护数据库管理系统,实现了腐蚀危害统计评价智能化,提升了气田防腐蚀维护管理的水平。     

镍基合金718在H2S/CO2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究了镍基合金718在模拟苛刻油田环境中的H₂S/CO₂腐蚀行为。结果表明,在模拟高温高压H₂S/CO₂腐蚀环境中,718合金腐蚀轻微,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。电化学测试结果表明,在模拟CO₂腐蚀环境中,718合金的阳极极化曲线存在明显的钝化区,而在模拟H₂S/CO₂腐蚀条件下的阳极极化曲线呈现多次活化-钝化转变现象,表明腐蚀产物膜的稳定性降低;EIS表明阻抗谱均有明显的容抗弧特征,不含H₂S时材料显示单一的容抗弧,加入H₂S时低频显示扩散阻抗控制,饱和CO₂溶液中718合金具有相对较大的极化电阻。     

L360钢在H2S/CO2环境中腐蚀的预测

运用BP人工神经网络技术建立了预测L360钢在H₂S/CO₂环境中腐蚀的模型,神经网络拓扑结构为5-4-1,网络模型训练成功以后,应用它预测L360钢在H₂S/CO₂中的腐蚀速度.结果表明,人工神经网络模型预测的结果与实验数据相当符合,误差在14%以内.由此可见,BP神经网络模型可以作为预测H₂S/CO₂环境致集输管线腐蚀速率的工具.     

温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀行为的影响

模拟高温高压腐蚀环境,通过扫描电镜和能谱分析,研究不同温度下的Cr13不锈钢的耐CO2腐蚀性能。结果表明,随着温度升高,Cr13不锈钢CO2腐蚀速率在150℃达到最大以后下降;温度的变化也导致表面腐蚀产物成分和结构的变化,影响腐蚀产物对金属基体的保护效果。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

H2S和CO2分压及Cl-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

不同温度下X80钢的CO2腐蚀电化学特性

采用动电位扫描和交流阻抗技术研究了常压条件下X80钢CO2腐蚀电化学特性。结果表明:在30～80℃范围内,阳极反应机理没有发生变化,而阴极反应机理在60℃时已经发生改变;在阳极极化条件下,X80钢CO2腐蚀的电化学阻抗谱(EIS)曲线具有三个时间常数,其中低频感抗弧与试样表面活化溶解有关,低频容抗弧与试样表面腐蚀产物膜生成有关;随着温度的升高,EIS曲线低频区感抗弧逐渐缩小,容抗弧逐渐扩大。     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

热处理对N80钢表面镍基合金涂层CO2腐蚀性能的影响

利用等离子热喷涂技术在N80钢表面制备了镍基合金涂层,并进行高温扩散处理。通过CO2高温高压腐蚀试验评价涂层在模拟油田环境中的耐蚀性能,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)方法分析了涂层的微观形貌和相组成。结果表明,镍基合金涂层由单质Ni相及固溶体Cr1.2Ni2.88、FeNi3、MoO2和CuO组成。经过600℃扩散处理后,涂层内原子结构更为致密。涂层的CO2高温高压腐蚀速率为0.0046mm/a,是原始涂层的1/100,具有优良的抗CO2高温高压腐蚀性能。