J55套管在甘油田油层水中的腐蚀现象研究

通过对Ｊ５５套管在某油田层水中的腐蚀现象的研究,发现在此环境中,试样的平均腐蚀速率为０．１２８ｍｍ／ａ,试样表面存在轻微局部腐蚀现象,腐蚀产物主要由ＦｅＳ、ＣａＣｏ３和ＮａＣｌ组成。对试验前后油层水的成分分析发现,Ｈ２Ｓ、ＣＯ３＾２－、ＨＣＯ３在试验过程中被大量消耗,说明在这种环境中,套管腐蚀是ＣＯ２腐蚀、Ｈ２Ｓ腐蚀、细菌腐蚀、垢下腐蚀共同作用的结果。     

钛合金油管在苛刻井下环境中的抗腐蚀性能研究

通过失重腐蚀试验和应力腐蚀开裂(四点弯曲法)试验,研究了TC4钛合金在地层水和完井液环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和SCC性能。结果表明:在地层水CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金为轻微腐蚀,温度升高,均匀腐蚀速率变化不大,温度达到220℃时,均匀腐蚀速率仅为0.0012 mm/a,且试样表面无局部腐蚀,表明该合金具有良好的抗地层水CO_2均匀腐蚀和局部腐蚀性能;在完井液CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金的均匀腐蚀速率高达0.4247 mm/a,该合金发生明显的点蚀和选择性溶解腐蚀;在地层水CO_2腐蚀和完井液CO_2腐蚀环境中SCC试验均未发现裂纹,具有良好的抗SCC性能。     

正交试验法研究X90管线钢在CO_2环境中的腐蚀行为

通过正交试验法研究了CO_2环境中各因素对X90管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:各因素对X90管线钢在CO_2环境中腐蚀速率的影响按大小顺序是原油含水率、温度、CO_2分压、流速;X90管线钢腐蚀产物膜表面布满网状裂纹,呈鳞片状,产物膜结构疏松,对基体保护作用较弱,表面点蚀坑较多,点蚀严重,X90管线钢抗CO_2腐蚀性能较差;产物膜成分随腐蚀环境变化而不相同,所有产物中都含有FeCO_3和Fe,部分试样产物膜中还有腐蚀介质析出的碳酸盐。     

CO2环境下油管腐蚀与涂层油管应用研究

目的分析评价TK70和DPC两种涂层油管在鄂尔多斯盆地某油田现场CO_2腐蚀环境中的防腐防垢性能。方法模拟现场CO_2驱油腐蚀工况条件,通过高温高压釜进行耐腐蚀和防垢性能试验,对TK70和DPC两种涂层油管试样(封边和未封边)进行了分析评价,对比了涂层油管试样在高温高压釜试验前后结垢的形貌特征,对腐蚀油管进行腐蚀特征和能谱分析。采用8口油井采出水作为腐蚀介质溶液,进行室内挂片腐蚀试验,并对比TK70涂层和普通J55油管试样的平均腐蚀速率。结果腐蚀油管内壁有较为严重的局部腐蚀现象,能谱分析表明腐蚀产物主要是Fe CO3及少量Ca CO3沉积物。耐腐蚀性能试验表明,两种内涂层均未发生鼓泡和边缘剥落,耐腐蚀性良好。8口油井采出水作为试验介质,测得普通J55油管和TK70涂层油管试样(未封边)的腐蚀速率平均值分别为0.145~0.363 mm/a和0.015~0.059 mm/a。涂层表面结垢不明显,而金属基体表面一侧结垢明显,试验介质溶液的失钙镁率分别为231.77%和796.51%,涂层在一定程度上可以防止结垢。结论 TK70和DPC两种涂层油管具有良好的防腐防垢性能,TK70涂层油管在模拟工况条件下的腐蚀速率满足≤0.076 mm/a的标准要求,在CO_2腐蚀环境下有良好的适用性。     

凝析气田多相流环境下常用油套管钢的CO_2腐蚀规律

针对凝析气藏CO_2腐蚀工况,利用高温高压反应釜,进行了常用油套管钢N80、P110和3Cr在模拟凝析气田多相流环境中的动态腐蚀试验,研究了温度、CO_2分压及含水率等因素对N80、P110和3Cr腐蚀速率的影响规律。用扫描电镜对腐蚀试样进行了表面形貌观察,对腐蚀产物进行了X射线衍射分析。研究结果表明,在CO_2分压1.4MPa,含水率30%的情况下,N80和P110的腐蚀速率随温度增加而减小,3Cr的腐蚀速率随温度增加先增后减;在60℃条件下,N80、P110和3Cr的腐蚀速率均随含水率和CO_2分压的增加而增大;在模拟凝析气田多相流环境下,3Cr相对于N80和P110具有较好的耐蚀性。     

三种防腐蚀抽油杆在CO_2驱采条件下的腐蚀评价与优选

利用高温高压动态循环腐蚀试验,研究了KH型、聚乙烯包覆型和镀钨型3种防腐蚀抽油杆材料在60℃,含20%～80%CO_2,19MPa CO_2驱采出井环境中的腐蚀行为。利用电子万能试验机进行了三种抽油杆的力学性能评价。结果表明:在试验环境中,KH型抽油杆腐蚀严重,其最小腐蚀速率也高于行业标准;镀钨型抽油杆受到轻微CO_2腐蚀;聚乙烯包覆型抽油杆腐蚀后的质量无减小,可视为没有腐蚀发生。三种抽油杆材料在CO_2腐蚀环境中的腐蚀速率由小到大为:聚乙烯包覆型镀钨型KH型。三种抽油杆在含CO_2原油中浸泡后,KH型抽油杆的力学性能较未浸泡的大幅下降,聚乙烯包覆型抽油杆的力学强度降低较小,镀钨型抽油杆试样的力学性能最佳,建议采用镀钨型抽油杆作为CO_2驱采出井井下防腐蚀抽油杆。     

钨合金镀层在油田井下环境中的腐蚀行为

目的研究钨合金在塔河油田井下(高温、高酸性及注氮气环境)的腐蚀行为规律。方法在高温高压釜中模拟塔河注气井下工况,结合腐蚀失重、镀层厚度测试、显微硬度测试以及扫描电镜、EDS、SRD等分析手段,对钨合金镀层的腐蚀行为进行研究。结果未腐蚀镀层的维氏硬度为825HV,但经过腐蚀后,镀层的显微硬度值因压痕边角塌陷而无法读取。在H_2S主控环境中,镀层试样明显增重,当温度为130℃时,镀层未观察到分层现象,但镀层表面有腐蚀产物;200℃时镀层出现明显分层和鼓泡,并且鼓泡有破裂现象,微观观察镀层表面有局部腐蚀,局部腐蚀处检测到硫元素,说明硫元素渗入镀层内部,生成硫化物。在160℃的H_2S/CO_2共存和CO_2主控环境中,试样增重不明显,也未发生失重,镀层有轻微的分层现象。在注氮气环境中,试样发生明显失重,镀层厚度减薄,镀层的腐蚀以均匀腐蚀为主,同时镀层出现分层现象。镀层在注气井井下环境中腐蚀后变脆。结论钨合金镀层在高含H_2S环境中及注氮气环境中会发生明显分层,并会出现局部腐蚀,耐蚀性较差,而在其他环境中出现轻微分层现象。     

集输管线钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为

设计正交试验,采用失重法在高温高压反应釜中研究X65钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为。结果表明:原油含水率为集输管线钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显著;X65钢腐蚀产物膜晶粒呈胞状颗粒堆积,堆积不紧密且存在空隙,与基体结合松散,对基体保护作用弱,试样表面呈现均匀腐蚀形态,局部存在点蚀坑,X65钢抗CO_2腐蚀性能较差;原油低含水率与高含水率时X65钢表面腐蚀膜的组成基本相同,都主要是FeCO_3和Fe。     

环境对高强度铝合金应力腐蚀行为的影响

利用C型环试样、单轴加载的拉伸试样和预制裂纹的试样研究了高强度铝合金在大气环境下的应力腐蚀性能，并与实验室加速试验结果进行对比。施加应力后的试样分别暴露于北京、团岛、万宁3个不同的大气试验站，同时在实验室进行了C型环试样在3．5％NaCl溶液中周期浸润腐蚀试验、单轴拉伸试样在3％NaCl＋0．5％H2O2溶液中的拉伸应力腐蚀试验和预制裂纹的试样在3．5％NaCl溶液中腐蚀试验。结果表明，高强度铝合金在不同环境中产生应力腐蚀的敏感性不同，在海洋性环境下应力腐蚀性较高；在海洋性环境下2A12铝合金的应力腐蚀的敏感性比7A04铝合金高，在暴露期间未开裂的2A12铝合金C环试样发生严重剥落腐蚀，未开裂的7A04铝合金C环试样则遭受严重点腐蚀；3．5％NaCl溶液中周期浸润腐蚀试验和3％NaCl＋0．5％H20：溶液中的拉伸应力腐蚀试验作为高强铝合金SCC敏感性判定方法，模拟海洋大气腐蚀过程，与户外的试验结果具有较好的相关性。     

不同温度下超级13Cr在Cl~-/CO_2环境中的腐蚀行为

模拟油田现场Cl~-/CO_2腐蚀环境,对超级13Cr不锈钢在不同温度下的耐均匀腐蚀及点蚀的性能进行了研究。利用金相、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法对试样进行了分析。结果表明,温度升高,超级13Cr均匀腐蚀速率增大,温度升高到150℃时,均匀腐蚀由轻微腐蚀转变成中度腐蚀。在Cl~-/CO_2腐蚀环境中,超级13Cr不锈钢极易发生点蚀,且温度升高,点蚀程度先加重后减弱,在120℃时,点蚀坑数量最多,尺寸最大,点蚀最严重。XRD结果显示,所有温度条件下材料均无CO_2腐蚀产物FeCO_3产生,超级13Cr不锈钢依靠表面形成的钝化膜抵抗CO_2腐蚀。     

牙哈301井油管腐蚀原因分析

对牙哈301井油管腐蚀原因进行了调查研究,对油管腐蚀形貌和分布规律进行了分析,对油管材质进行了试验.通过调查研究和试验分析,认为油管为二氧化碳腐蚀,腐蚀介质来源于天然气中的二氧化碳和凝析水,腐蚀严重程度和分布规律与油管结构和井深位置有关.     

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

气举作业中连续油管腐蚀断裂原因

某海上气井连续氮气气举作业61．5h后,发生连续油管断裂,观察发现连续油管外壁腐蚀严重。通过宏观和微观分析、理化性能检验、X射线衍射和模拟试验,对腐蚀油管进行了失效分析。结果表明,气举作业所用氮气携带的O2和井内CO2共同作用造成了连续油管腐蚀破坏,氧腐蚀是造成短时间内连续油管严重腐蚀的主要因素。针对此结论和现场工况,...     

含低H_2S和中等CO_2气井的电化学腐蚀问题研究

对近年来某气田低含H2S、中含CO2气井在不同产水量和产出水矿化度下的井筒碳钢管柱的腐蚀情况进行了分类分析,通过理论和室内试验研究了影响油管腐蚀的主要参数条件,明确电化学腐蚀特征.发现导致油管严重腐蚀和局部穿孔的主因是高矿化度的地层产出水、复杂的井下环境参数和特定的H2S/CO2分压,为今后减缓和控制腐蚀提出了研究方向.     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

表面缺欠对超级13Cr油管在气井酸化过程中的腐蚀行为影响研究

目的研究光滑表面、无缺欠原始表面和带缺欠原始表面13Cr油管试样在气井酸化增产改造过程中的腐蚀行为,明确不同表面状态对超级13Cr油管腐蚀行为及机理的影响。方法采用高温高压腐蚀模拟实验,研究了三种表面状态的超级13Cr油管在气井酸化过程中鲜酸和残酸环境下的腐蚀行为。分别通过宏观观察、扫描电镜、三维共聚焦显微镜分析了试样在鲜酸和残酸中腐蚀后的宏观、微观和三维形貌。结果在鲜酸溶液中,无缺欠原始表面试样和带缺欠原始表面试样腐蚀速率相当,但均明显高于光滑表面试样。在残酸溶液中,缺欠导致超级13Cr油管腐蚀速率显著增大,带缺欠原始表面试样的腐蚀速率是,是无缺欠原始表面试样的2倍,光滑试样的7.3倍。结论超级13Cr油管表面状态对其在气井酸化过程中的平均腐蚀速率和局部腐蚀有显著的影响,内表面缺欠会降低其在酸化过程中的耐蚀性能,且此类缺欠对残酸介质更为敏感。     

海上油田注水开采中H2S成因及油管腐蚀分析

目的探究海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀机理,对H_2S有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测,然后进行硫酸盐还原菌(SRB)培养验证试验、SRB生长特性研究,最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H_2S,部分生产井H_2S的体积分数高达0.03%,但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物,排除注入过程中携带H_2S的可能性。PGC培养基中生长了SRB菌落,证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55~65℃,p H为5.5~6.0。添加Na NO2后,H_2S质量浓度一直极低(0.5 mg/L),192 h后菌浓才开始增加,抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20~50μm,裂纹宽度较窄,硫化物应力开裂(SSC)的风险较小。点蚀坑深度小于50μm,表面没有较大较深的点蚀坑,腐蚀速率较低。结论 SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将SO42-还原为H_2S,所以注水开采过程中的H_2S为次生,注水井水质不达标是导致该油田H_2S产生的根本原因。L80油管在SRB-CO2腐蚀体系中发生了微生物腐蚀(MIC),且次生H_2S对油管腐蚀较初生H_2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H_2S进行油管防腐材质优选,适当降低防腐级别,节约作业成本,该研究成果具有良好的推广价值。     

天然气井钢管腐蚀破坏特征分析

针对某些天然气井钢管与普通油管不同的腐蚀形貌,采用X-衍射及其灰关联分析的方法对管道腐蚀破坏的原因进行了分析。研究结果表明,CO2和水导致钢管发生电化学腐蚀,而天然气的冲蚀作用又加剧了这一过程,二者的共同作用是造成气井钢管腐蚀损坏的主要原因。     

H2S分压对SM80SS油管钢腐蚀行为的影响

通过模拟某气田CO2/H2S共存腐蚀介质环境,对比研究了SM80SS油管钢在加与未加缓蚀剂时的腐蚀特征.结果表明,在未加自制缓蚀剂TG500的腐蚀溶液中,SM80SS油管钢的腐蚀速率随H2S分压的升高而缓慢增加;当溶液中加入TG500(浓度200 mg/L)后,SM80SS钢的腐蚀速率显著降低、且随着H2S分压的增加明显下降,而缓蚀效率却呈上升趋势,均达90%以上.