X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为研究

为了研究X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为,利用高温高压釜动态模拟试验研究了在60 ℃、CO2分压1.5 MPa、流速1.5 m/s、含水率40%条件下不同矿化度对X80管线钢在模拟油田采出液中的腐蚀情况,并利用扫描电镜（SEM）、能谱仪（EDS）和X射线衍射仪（XRD）对试样表面腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明,随矿化度增加,X80钢平均腐蚀速率降低,腐蚀形态呈现严重局部点蚀、轻微点蚀和均匀腐蚀的变化规律;腐蚀产物膜厚度随矿化度降低而减小,在矿化度为20 g/L时,试验钢的腐蚀最为严重,产物膜最厚,腐蚀产物主要为FeCO3及少量Fe和CaCO3。     

原油含水率和温度对X80钢腐蚀实验研究

利用高温腐蚀实验箱模拟输油管道的腐蚀环境,研究X80钢在不同含水率、不同温度下油水混合乳状液动态情况下的腐蚀行为;采用扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)分析腐蚀产物膜的结构形态与成分,研究原油含水率、温度对X80钢的腐蚀影响规律。实验结果表明,当原油含水率较低时X80钢腐蚀十分缓慢,当含水率大于50%时,腐蚀速率开始大幅增加;在高含水率的情况下,随着温度的增加X80钢腐蚀速率呈现出先增大后减小的趋势,并在60℃时达到腐蚀速率的峰值。结合腐蚀膜的形态和腐蚀速率可以发现,当乳状液从油包水型变成水包油型时,腐蚀速率明显增加。     

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.     

对二甲苯微量杂质及纯度测定方法比较及优化

利用高温高压反应釜研究了3Cr钢在模拟中海油CO2环境中的腐蚀行为。在温度60℃、p(CO2)1.5MPa及介质流速为1m/s时,两组3Cr钢均呈现较严重的均匀腐蚀,平均腐蚀速率分别达到3.85mm/a和3.24mm/a。结合SEM和EDS分析手段研究了3Cr钢的CO2腐蚀产物。结果表明,其外层结构主要是堆垛疏松、附着力弱的FeCO3晶粒,内层为富Cr产物膜。     

碳钢在高温CO_2/H_2S腐蚀时多层硫化铁膜的形成

H2S/CO2分压比在0～0.6之间,在含有CO2和H2S的高温(120℃)饱和氯化物盐水条件下,实验评价了碳钢的腐蚀性.实验总结了在这些条件下形成的腐蚀产品膜的特征.腐蚀实验于流动回路中、在10 m/s的流速下实施,相应的井内壁剪切应力是130 Pa.在无H2s的试验条件下,未见保护膜形成,发现大于30 mm/a的高的全面腐蚀速率.H2S/CO2溶液中腐蚀产物膜由几层不同的硫化铁组成,在一些情况下,还形成氧化铁和碳酸铁膜.当H2S/CO2比为0时,全面腐蚀速率为30-40 mm/a ;当H2S/CO2比在0.2～0.6之间时,全面腐蚀速率约为1mm/a.然而,随时间变化记录了略低的稳态腐蚀速率.H2S/CO2比在0.2时发生了坑蚀.     

二氧化碳腐蚀规律研究

采用高温高压腐蚀模拟实验研究了CO2腐蚀规律,同时应用扫描电镜(SEM)研究了腐蚀产物的表面形貌和微观结构。实验结果表明,随着温度升高CO2腐蚀速率呈现增加、减小、再增加、再减小的趋势,存在两个极大值点,CO2质量浓度不同,峰值存在明显不同。当CO2质量浓度为4,6和8 g/L时,低温极大值均出现在60℃;当CO2质量浓度为4和6 g/L时,高温极大值在120℃出现,而CO2质量浓度为8 g/L时,高温极大值漂移到140℃。在低温条件下随着CO2质量浓度的增加,腐蚀速率增大,而高温下却出现一定的不确定性。这主要是由于CO2扩散、保护膜的抑制两种因素共同作用的结果。应用扫描电镜研究腐蚀产物的表面形貌和微观结构,结果显示腐蚀产物膜的完整性和致密性越好,则腐蚀速率越小,完整、致密、附着力强的稳定性膜可减少均匀腐蚀速率,而膜的缺陷、脱落则可诱发严重的局部腐蚀。     

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。     

09Cr2AlMoRE稀土合金钢的CO2腐蚀行为研究

利用高温高压釜模拟油田环境下09Cr2AlMoRE钢的CO2腐蚀行为,计算其平均腐蚀速率并对腐蚀产物进行分析。发现09Cr2A1MoRE在CO2腐蚀环境中主要是均匀腐蚀,平均腐蚀速率较大;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3但不同温度下其成分又各有不同。试验结果表明,该材料在CO2腐蚀环境中不具有优越性,使用时应充分考虑其使用环境。     

塔河油田注气井井筒氧腐蚀机理研究

塔河油田缝洞型油藏采用氮气驱可有效提高剩余油的采出程度,但注入的氮气中含2%~5%的氧气,使得井筒腐蚀严重。采用失重法、EIS极化曲线法和电化学阻抗法研究了塔河油田在注氮气提高采收率条件下的氧腐蚀特点,得到了腐蚀速率、腐蚀阻抗谱和腐蚀动力学曲线。研究表明,腐蚀速率随着温度和压力的增加而增加,腐蚀速率在井深2 500 m处达到了0.446 mm/a;注气柱塞泵下入井深1 818 m时,泵经过117 h工作后已经被腐蚀产物全充满,这与现场的检泵周期基本吻合。据此建议塔河油田注气抽油泵下入深度应不超过2 500 m;注气井筒在焖井过程中应加入除氧剂,并可以考虑用稀油代替水作为顶替液。     

N80油管在模拟凝析气田多相流环境中的CO_2腐蚀行为研究

针对凝析油气藏CO2腐蚀工况,利用高压反应釜开展了N80碳钢油管在模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的动态腐蚀试验。采用腐蚀失重、SEM和XRD分析测试方法,研究了温度、含水率及CO2分压等因素对N80油管腐蚀速率的影响规律。在高压反应釜模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的研究结果表明,N80油管试样腐蚀行为受凝析油在试样表面浸润吸附程度和模拟多相流产生的气泡腐蚀的控制,其宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征;在CO2分压0.3 MPa、含水率60%条件下,腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压0.3 MPa、介质温度60℃条件下,腐蚀速率随含水率增加而增大;在介质温度30℃、含水率60%条件下,腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

不同焊接工艺下钢管焊接接头的CO_2腐蚀行为研究

采用高温高压反应釜和电化学技术对GTAW+SMAW和GTAW两种不同焊接工艺下焊接接头的CO2腐蚀行为进行了研究。结果表明,GTAW+SMAW工艺焊接接头的腐蚀速率小于GTAW工艺焊接接头;两种焊接工艺所得焊缝腐蚀速率均随腐蚀时间的增加而减小;腐蚀产物膜随时间的增加表面致密,横截面厚度增加且更为紧密;腐蚀产物的主要成分为(Fe,Ca)CO3复合盐和Fe3O4。     

抽油杆含缺陷区域电化学腐蚀规律研究

目前国内同时考虑多因素环境下对抽油杆CO₂腐蚀影响的研究较少。为此，基于COMSOL多物理场耦合分析的方法和任意拉格朗日-欧拉法展开模拟含缺陷抽油杆CO₂腐蚀规律研究，并结合某油田SN区块抽油杆腐蚀情况进行了分析。研究结果表明：随着温度的升高，抽油杆CO₂腐蚀速率先增大后减小；抽油杆腐蚀速率随CO₂分压的增大而增大，当其分压增大到0.5 MPa后，腐蚀速率增长放缓，最后趋于平稳；腐蚀速率随pH值的增大而减小，当温度为80℃时，抽油杆腐蚀速率降低90.7%;当抽油杆缺陷长度为1 mm时，腐蚀电位幅度变化最大，此时的腐蚀深度最深(1.3 mm)。研究结论可为含缺陷抽油杆在电化学腐蚀环境下使用寿命预测和安全评价提供理论支撑。     

不同温度下抗酸性套管用钢腐蚀行为研究

在模拟油田环境中,根据国产100S套管用钢的腐蚀速率、表面腐蚀形貌、腐蚀产物的成分和基体组织,研究了其H2S/CO2的腐蚀行为。结果表明,在模拟的温度范围内,100S套管的均匀腐蚀速率在110℃附近出现最小值,但随着温度升高,电化学腐蚀的阴极及阳极过程都得到加速,腐蚀产物膜的溶解加速,腐蚀速率增加。100S套管在4种不同温度的H2S/CO2腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,没有出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

温度对X65管线钢湿气CO2腐蚀的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟管道湿气腐蚀环境,研究了湿气温度、环境温度及冷凝液膜状态对X65管线钢湿气CO2腐蚀的影响.随着湿气温度的升高,CO2腐蚀速率增大.湿气温度、环境温度、温差、气体流速均会对冷凝液膜的厚度、冷凝速率、液膜的温度产生影响.当湿气温度和液膜温度均较低时,腐蚀受电化学活化控制而速率较低.当湿气温度较高时,腐蚀速率随液膜厚度、冷凝速率和液膜温度的增加而增大.但当湿气温度更高或液膜更厚时,致密腐蚀产物膜更易形成而使腐蚀速率下降.     

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。     

不同Cr含量对低Cr钢耐CO2腐蚀行为的影响

为了研究不同Cr含量对低Cr钢耐CO2腐蚀性能的影响,采用挂片失重法和模拟输油管道CO2腐蚀试验,结合EDS和EBSD分析技术,研究了不同Cr含量对低Cr钢在CO2驱油服役环境下腐蚀性能的影响。试验结果显示,随着Cr含量的增加,平均腐蚀速率下降明显,动态腐蚀速率明显高于静态腐蚀。研究表明,含Cr钢在初期CO2腐蚀过程中,会伴随产生Cr（OH）3,该化合物会改变腐蚀产物膜的致密性,从而减缓腐蚀,并且在一定Cr含量范围内,随着Cr含量的增加,组织中小角度晶界的比例也增大,可见Cr含量的增加对于低Cr钢抗CO2腐蚀能力有显著的促进作用。     

油管钢在酸性模拟环境下耐腐蚀性能研究

结合实际井况,对抗硫管材在不同温度、不同H2S分压下的耐腐蚀性能进行了分析研究。采用扫描电子显微镜、电子能谱仪以及X射线衍射仪分别对材料的腐蚀形貌、平均腐蚀速率、腐蚀产物成分进行对比分析。结果表明,材料的腐蚀速率随着温度的升高先降低后稍有增大,说明温度是影响腐蚀性能的关键因素,直接影响气体H2S/CO2在溶液中的溶解度,从而影响腐蚀状况;在低温时抗硫管并没有显示耐蚀的优势。形貌物相分析表明,抗硫管材在150℃时产物膜均匀,膜层对深层腐蚀有阻碍作用,局部腐蚀不明显,相对低合金管材表现出耐腐蚀优势。低合金管材相对抗硫管腐蚀程度严重,不适宜在试验环境下应用。     

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。     

CO2驱三次采油地面系统的腐蚀研究与治理

随着CO2驱三次采油工艺的应用，以及深层富CO2气的油气藏开发，高分压CO2气存在严重的腐蚀问题将日趋突出。我国华北油田一口高产井(留58井)因CO2腐蚀，投产一年多即报废；四川油田天然气开采、大庆油田注CO2采油等也遇到同样的CO2腐蚀问题。中原油田产出水矿化度高、pH值低造成CO2腐蚀，平均腐蚀速率可达0．26mm／a，导致油井油管及抽油杆的平均使用寿命不到一年半，集输系统遭到严重腐蚀破坏。