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。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

含CO_2/H_2S高温高压油井腐蚀控制技术

本课题通过对含CO_2/H_2S油井腐蚀规律研究,针对油井腐蚀的实际情况,采取了缓蚀剂和油管牺牲阳极防腐技术实施腐蚀控制,研究优选出适合含CO_2/H_2S油井的缓蚀剂和阳极材料,进行了油井缓蚀剂加药和牺牲阳极保护现场应用,实施后有效控制了油井腐蚀,延长了检泵周期。     

防腐蚀菌与油田常用化学剂的配伍性评价及协同作用

针对微生物腐蚀的油井,分析了防腐蚀菌与油田常用化学剂的配伍性,以及防腐蚀菌与缓蚀剂的协同作用。结果表明:添加防腐蚀菌不影响化学剂的使用效果。与单独添加缓蚀剂或防腐蚀菌相比,同时添加防腐蚀菌和KD-32C缓蚀剂,能有效控制硫酸盐还原菌(SRB)生长,去除大部分硫化物,腐蚀速率也进一步降低。在W2-53油井中应用复合防腐蚀技术,硫化物和腐蚀速率均得到有效控制。     

渤海油田注水井油套管的腐蚀机理

渤海油田注水井下环境复杂，管柱多次发生穿孔，套管腐蚀严重。在渤海某油田实际注水井取水样，分析其水质和细菌类型，并以现场水样为腐蚀介质进行模拟试验，开展了注水井水样中的微生物腐蚀性评价，对比分析了加入杀菌剂或缓蚀剂前后N80钢、3Cr钢和13Cr钢等在对应环境中的腐蚀速率，并建立了长期腐蚀速率预测模型。结果表明：微生物腐蚀是造成渤海油田注水井管柱腐蚀的主要原因，注入水中的细菌以硫酸盐还原菌(SRB)和铁氧化细菌(IOB)为主，杀菌剂可有效降低油套管的腐蚀速率；N80钢和3Cr钢在微生物环境中的均匀腐蚀速率分别为0.58 mm·a^-1和0.27 mm·a^-1,加入杀菌剂后的均匀腐蚀速率分别为0.18 mm·a^-1和0.13 mm·a^-1,N80钢在不加杀菌剂的环境中无法满足生产要求；低浓度杀菌剂对注水井油套管的微生物腐蚀具有明显的抑制作用，选用3Cr材质并加入低浓度杀菌剂能够满足注水井的防腐蚀要求。     

油田产出水中饱和CO_2和SRB共存条件下十二胺缓蚀剂的缓蚀行为

采用电化学阻抗谱、动电位极化、失重及超景深三维立体显微镜观察,研究了饱和CO2和硫酸盐还原菌(SRB)共存条件下十二胺缓蚀剂对20号钢的短期缓蚀行为。结果表明,无SRB存在条件下,缓蚀剂的缓蚀率高达95.8%。接种10%SRB恒温培养11d后,当缓蚀剂浓度低于20mg/L时,无缓蚀效果;当缓蚀剂浓度达到100mg/L时,缓蚀效果最好,失重数据表明缓蚀剂的缓蚀率可以达到85.2%。不同体系的SRB菌量测定结果表明,缓蚀剂对SRB具有一定的毒性作用,可以显著抑制SRB的生长。去除腐蚀产物的形貌表明,SRB和CO2共存时试样以均匀腐蚀为主,局部有明显的点蚀;加入100mg/L缓蚀剂后,试样腐蚀较轻,以少量的点蚀为主。     

郑408块火烧驱油注气井腐蚀原因分析及对策

针对郑408块注气井(郑408-试1)油、套管的腐蚀特点,通过对火烧驱油注气井油、套管腐蚀产物、腐蚀介质、凝析水量的分析研究,确定火烧驱油注气井油、套管的腐蚀原因一方面是由于高压氧气以及空气中的凝析水造成的,另一方面与油、套管材质的耐蚀性不够有关.通过材质以及防腐涂层的筛选等手段,在目前油管和套管内外防腐涂层、不锈钢油管和套管在国内尚无工程实例的情况下,总结出郑408块注气井防腐措施,包括:油、套管材质采用相对耐蚀的P110;注气采用干燥洁净的空气.     

X80管线钢在硫酸盐还原菌作用下的腐蚀行为

目的 通过实验模拟硫酸盐还原菌（SRB）对X80钢的腐蚀,探究硫酸盐还原菌的腐蚀过程。方法 通过细菌培养实验,计数得到固着SRB和浮游SRB的生长曲线以及溶液中pH值的变化曲线。通过腐蚀电化学测试,研究了SRB对X80腐蚀的影响。通过浸泡实验,获得SRB对腐蚀速率的影响。采用扫描电镜和激光共聚焦显微镜对SRB腐蚀后的表面形貌和最大点蚀深度进行了分析,利用EDS和XPS对腐蚀产物的成分进行了分析。结果 在接种SRB的溶液中,X80钢表面固着的SRB比浮游的SRB多;随着培养时间增长,溶液pH增大。接种SRB环境中,X80钢阻抗和线性极化电阻均小于无菌环境中的值,有菌环境中腐蚀电流密度大于无菌环境中的值。随着浸泡时间增长,最大点蚀坑深度变深。通过EDS能谱分析发现,在含有SRB的环境中,S元素和O元素的含量较无菌环境中高,XPS结果表明,SRB环境中腐蚀产物多为Fe的硫化物。结论 固着SRB使试样表面的铁溶解为铁离子,铁离子与溶液中的硫酸根离子在SRB生命活动的作用下生成铁的硫化物,从而促进了X80钢的腐蚀。     

合水油田注水管线腐蚀成因与缓蚀措施

为解决合水油田庄六注注水管线严重腐蚀这一问题,通过对注水水质、挂片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量进行检测分析,查找原因,在此研究基础上开发了一种新型复配缓蚀剂,通过单因素试验和多指标正交试验设计对缓蚀剂MIQS、阻垢剂PAAS和杀菌剂MIT含量进行了优化。结果表明,溶解氧、侵蚀性CO2、Cl-过量引起的吸氧腐蚀、酸性腐蚀和点蚀是导致注水管线腐蚀的主要原因,Ca2+、细菌含量超标造成的结垢腐蚀和细菌腐蚀对其亦有一定影响;该复配缓蚀剂最佳配比为:115mg/L MIQS,30mg/L PAAS,55mg/L MIT,此条件下挂片缓蚀效果良好,腐蚀缓蚀率和点蚀缓蚀率高达99.57%和98.40%。     

H_2S环境中硫酸盐还原菌对碳钢点蚀行为的影响

采用API-RP38培养基培养了从油田污水中提取的硫酸盐还原菌(SRB),并观察了SRB的生长情况,采用扫描电镜(SEM)观察了试样表面SRB的吸附形貌。采用失重方法和电化学方法研究了SRB在高含H_2S和高矿化度条件下对碳钢的腐蚀作用。结果表明:SRB对碳钢腐蚀起到明显的加速作用,腐蚀形貌以点蚀为主。在高含H2S和矿化度的环境中,吸附在试样上的SRB可以存活,加速碳钢腐蚀。H_2S环境中,在含SRB条件下,随着浸泡时间的延长,试样的自腐蚀电位下降,腐蚀电流密度上升,腐蚀产物膜阻抗及电荷转移阻抗均减小,腐蚀加速;在灭菌条件下,随着浸泡时间的延长,试样的自腐蚀电位增加,腐蚀电流密度减小,腐蚀产物膜阻抗及电荷转移阻抗增加,腐蚀减缓。     

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。     

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。     

塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐技术的研究与应用

塔河油田在近年的开发过程中,地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿孔,严重影响油田的正常生产。从油井采出来的原油中含有大量的H2S、CO2以及地层水和其它杂质,对采油设备及集输管网的腐蚀破坏性极大。对其腐蚀机理进行分析,找出防腐措施极为重要。本文通过对塔河油田已建地面管网的腐蚀监测及油、气、水的分析,找出了管线腐蚀的机理,并提出了相应的防护措施,提高了油田的开发效率。     

BZ25-1油田生产水处理系统SRB控制初探

为满足BZ25-1油田注水水源中硫酸盐还原菌(SRB)的指标要求,进行了现场SRB分布及生长规律统计和化学药剂筛选,并研究硫化氢浓度、硫离子浓度、总铁离子浓度、硫酸根离子浓度对杀菌剂作用效果的影响,设计了杀菌剂注入方案.建议对该区块的SRB控制进行生物竞争抑制技术试验.     

低Cr经济型抗腐蚀油套管的开发与腐蚀试验研究

介绍了CS80-3CrSS经济型抗腐蚀油套管的研发及应用情况;在模拟油田CO2腐蚀环境下,研究了不同腐蚀影响因素对N80Q钢和CS80-3CrSS钢的作用规律,利用扫描电镜研究了N80Q钢和CS80-3CrSS钢腐蚀产物膜的特征;CS80-3CrSS钢的管体和接箍均通过抗SSC试验。结果表明:CS80-3CrSS经济型抗腐蚀油套管产品各项性能指标良好,适用于中/轻度CO2腐蚀环境或CO2、H2S共存腐蚀环境下的油气田。     

延长油田某区块采出水腐蚀因素分析及对策

介绍了延长油田概况。选取了某区块采出水进行了腐蚀因素分析,该区块采出水的特点是：Cl-、HCO3-含量较高,溶解氧、SRB、TGB含量较少,不含CO2和H2S,pH值介于6.12~10.84之间,与其它油田比较,总矿化度较高。明确了该区块腐蚀的原因是Cl-、HCO3-含量较高,加之存在溶解氧、SRB、TGB,多种因素共同作用、相互影响、相互促进造成的结果。提出了要解决油田腐蚀问题不光要加强技术研究更重要的是要加强管理的建议,为延长油田今后生产系统的防腐工作提供了借鉴。     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

油田产出水的腐蚀及防护研究

本文在对长庆油田的靖北、吴旗、油房庄和大水坑区块采油装置发生腐蚀原因分析的基础上,开展了产出水的缓蚀和杀菌试验研究。结果表明,引起井下管柱及集输管线腐蚀的因素主要有产出水矿化度高、H2S和SRB含量高、部分水质溶解氧超标以及井下存在CO2伴生气和不均匀结垢;优选的CI-2缓蚀剂具有较好的缓蚀效果,加量为50mg/L时,可使产出水的腐蚀速度由0.125mm/a降至0.012mm/a,缓蚀率达90%以上;经杀菌剂筛选,BI-2和BI-3对SRB、TGB具有较好的杀菌效果,为了防止产生抗药性,采用BI-2和BI-3交替加药。     

油田注水管道腐蚀机理分析及防腐技术

油田注水能够使实际采收率显著提高,但注水水质会直接影响注水设备与管道使用时间.为此,深入研究并分析油田注水管道腐蚀机理与防腐技术具有一定的现实意义.