高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2及醋酸共存环境,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,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

CO2腐蚀模型的研究现状及发展趋势

论述了油气开发过程中CO2腐蚀的严重性，主要从钢表面的电化学反应动力学，腐蚀产物膜层和液体边界层中的传质过程，碳酸铁膜层的形成机理，H2S痕量的影响，钢的种类的影响、原油和缓蚀剂的影响和局部腐蚀等方面对CO2腐蚀模型的研究现状和进展进行了分析，对主要发展趋势进行了展望。     

大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.     

油气管道CO2腐蚀速率的影响因素研究

针对油气管道CO2腐蚀速率的影响因素，通过Q235钢挂片全浸泡，在含CO2的油田模拟水中进行腐蚀试验，并与不合CO2的油田模拟水中的全浸泡腐蚀试验结果比较，得到CO2含量及时间对油气管道腐蚀速率的影响规律。     

CO2驱油气井的腐蚀预测与防护

干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的.CO2较易溶解于水,当CO2溶于水时,会使钢铁表面发生电化学腐蚀.CO2对设备及管道的腐蚀可形成均匀腐蚀,也可形成局部腐蚀.影响CO2腐蚀的因素很多,包括温度、CO2分压及合金元素等.温度对CO2腐蚀的影响主要表现为通过化学反应过程与腐蚀产物成膜机制来影响CO2的腐蚀速率,其影响程度与CO2分压、介质流速及钢材种类有关.改变钢材的组成是提高管材抗腐蚀能力最直接、最有效的途径,在100~150℃时,Cr的含量至少应达到13%.现场可采取的配套防腐工艺措施有:优化气井的井身结构;使用耐蚀合金钢管材;加注缓蚀剂;严防油气井产水等.     

油气田开发中CO_2腐蚀机理及防腐方法研究进展

为降低油气田开采过程中CO2的腐蚀危害,有必要对CO2的腐蚀机理、腐蚀类型、诱发机制、影响因素和防腐方法进行研究。通过腐蚀机理调研发现,CO2先生成碳酸,进而产生电化学反应,造成钢材腐蚀;CO2腐蚀类型分为均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑点腐蚀(坑蚀),其中以坑蚀最常见且危害最大;影响CO2腐蚀速率的因素包括:p H值、CO2分压、温度、流速、含水量等。目前油气田开发中防CO2腐蚀的措施很多,其中优选抗蚀金属管材是防腐蚀的基本方法;加注缓蚀剂的方法则具有防护效果好、方法简便、成本低、适用性强等特点,使用性高。通过对目前油气田开发过程中防腐方法的调研,提出了防腐方法的选择依据和缓蚀剂的研究建议。     

CO_2腐蚀与防护研究

CO2对井下、地面设备及管道会产生不同程度的腐蚀,造成经济损失和环境污染.介绍了CO2的腐蚀机理及腐蚀速率的影响因素,包括CO2分压、温度、pH值、腐蚀膜特性、流速、合金情况等,分析评价了CO2腐蚀的防护措施及其特点,包括阴极保护、使用耐蚀合金钢管材、使用涂镀层油管、注入缓蚀剂等,同时介绍了根据r值来确定CO2,腐蚀防护措施的方法.     

环境因素对CO2均匀腐蚀速率的影响及腐蚀速率预测模型的建立

CO2 均匀腐蚀速率预测模型的建立对于海洋石油工程设计及安全生产具有重要意义。针对中国近海油气田生产设备CO2 腐蚀的现场条件 ,系统研究了温度、流速、CO2 分压以及 pH值等环境因素对CO2 均匀腐蚀速率的影响规律 ,在此基础上结合流动条件下的传质过程及离子在腐蚀产物膜中的传质过程 ,建立了单相水介质条件下的CO2 均匀腐蚀速率预测模型 ,并利用实验数据修正了模型中的相关参数。结果表明 ,该预测模型很好地反映了实验规律 ,与实验得到的腐蚀速率及腐蚀规律相吻合     

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。     

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.     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢抗CO2腐蚀性能研究

用高温高压反应釜模拟油气输送管道典型腐蚀环境,研究X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢的抗CO2腐蚀性能.在温和腐蚀环境,X65钢与3Cr钢的平均腐蚀速率均较低,使用X65钢是安全的.随着温度和CO2分压提高,与X65钢相比3Cr钢表现出更优越的抗CO2腐蚀性能:在中等腐蚀环境3Cr钢平均腐蚀速率较X65钢大幅降低,在中等和苛刻腐蚀环境3Cr钢可有效抑制局部腐蚀的发生;在这样的腐蚀条件下,3Cr钢作为海底管道用钢较X65钢安全.3Cr钢较X65钢抗CO2腐蚀性能提高的主要原因是表面形成了富Cr的腐蚀产物膜,结构致密,对基体起到了有效的保护作用.     

CO2腐蚀预测模型

CO2腐蚀问题已成为油气田开采中全世界关注的热点,也是一个技术难题.CO2会引起油气管道内部坑蚀,以至于破坏整个油气系统.文章综述了大量国外CO2腐蚀预测的模型,结合油气田开采中的实际问题,对CO2腐蚀预测模型研究提出了建议.     

油气两相流管线内腐蚀速率预测模型的求解

与单相输送管道相比，油气混输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀会影响输送效率、设备安全和管道的可靠性。在大量文献调研的基础上，根据集输管道的内腐蚀工况，研究了油气两相流管道内腐蚀的腐蚀机理及影响腐蚀速率的因素，求解了油气两相流腐蚀速率预测模型。通过算侧分析表明，混输管道的内腐蚀与流型有关，在段塞流流型下所对应的油气两相流管道腐蚀最为严重。     

H2S及CO2对管道腐蚀机理与防护研究

针对高含H2S及CO2天然气输送管道日益严重的腐蚀问题,分别研究了H2S和CO2 的对管道的腐蚀情况及腐蚀机理,对各自作用下的影响因素做了一定的分析,进一步研究H2S及CO2对管道共同作用机理,有针对性地提出防护和管道延寿措施.     

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.     

油气井中的二氧化碳腐蚀

油气田开发过程中，腐蚀是自始至终存在的严重问题，引起腐蚀的因素很多，其中CO2腐蚀最为突出。文中综述了油气井中的CO2腐蚀，对影响腐蚀速率的一些主要因素作了较详细的介绍，同时也给出了腐蚀速率预测公式，最后，提出了CO2腐蚀的控制手段，对油气井中的腐蚀研究具有一定的参考价值。     

天然气井腐蚀预测研究

CO2腐蚀是石油、天然气工业最主要的危害之一,并已引起人们广泛关注。研究CO2的腐蚀机理,对CO2腐蚀速率进行预测,有着重要的社会意义和经济价值。国外CO2腐蚀预测模型已达十多种,目前最为常用的是Norsok和De Waard模型。通过分析含CO2天然气井的腐蚀影响因素,揭示了井下油管腐蚀速率与各腐蚀因素之间的内部规律。运用Norsok和De Waard模型对井下油管的CO2腐蚀速率进行预测,得到了高温、高压气井CO2腐蚀程度变化趋势,为含CO2天然气井腐蚀防护提供了理论参考。     

多元热流体中不同钢材的腐蚀行为研究

采用高温高压反应釜挂片失重法评价了五种不同钢材在多元热流体中的腐蚀情况,对腐蚀产物使用SEM进行腐蚀产物微观形貌和表面分析,实验结果表明:五种钢材耐蚀性能表现为434与304最好,三种碳钢N80、P110、TP100H腐蚀速率较大,N80耐蚀性能最差,120℃的腐蚀速率高于240℃;两种不锈钢氧化程度基本相同,120℃时主要是铁氧化物和碳酸亚铁,434不锈钢表面碳酸亚铁偏高;三种碳钢的腐蚀产物类似,表面存在大量铁的腐蚀产物,120℃表面为铁的氧化产物和碳酸亚铁共存,240℃碳酸亚铁开始减少,主要为氧化铁。     

超临界CO2输送管道的腐蚀研究进展

碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage,简称CCS）技术是极具潜力的一项减缓温室气体排放的前沿技术,已受到国际科技和产业界的密切关注,其中CO2运输管道的内腐蚀问题可能成为制约碳封存技术发展及应用的关键问题之一。强调了CCS技术对于碳减排的重要性,研究碳钢在超临界CO2运输环境中的腐蚀规律和机理以及CO2输送过程中的超临界CO2的性质显得十分重要。阐述了碳捕集与封存技术（CCS）中超临界CO2输输送管道的腐蚀与油气系统的CO2输腐蚀的本质区别,对输送过程中超临界CO2腐蚀的影响因素进行了分析,并且对腐蚀控制研究动态进行了回顾。