阿姆河右岸异常高压含CO2气田采气井口节流管段的腐蚀失效分析

阿姆河右岸B气田采输管道内CO 2分压0.6 MPa,采气井口节流管段的内壁腐蚀严重。对腐蚀管件进行电镜扫描、能谱分析、XRD组分分析、金相分析、硬度分析和动态分析。结果表明:腐蚀管件硬度满足材料性能要求,腐蚀产物主要成分为FeCO 3,含有Ba和Si等其他成分;管件失效的主要原因是天然气中的CO 2在适宜温度、含水的条件下导致碳钢管道内壁发生电化学腐蚀反应,节流效应导致流体形成强大的冲刷作用,缓蚀剂无法在节流管段内壁形成保护膜,腐蚀产物难以附着成膜;流体自井底携带的泥砂加剧了对节流管段的冲蚀作用,管道内壁的金属暴露在腐蚀环境中,腐蚀速率将大大增加。提出了采用耐腐蚀合金堆焊材料的治理建议。     

一种油田用咪唑啉缓蚀剂缓蚀效果评价

为了评价某区块油田在用的一种咪唑啉缓蚀剂的缓蚀性能,对J55钢在模拟工况环境中进行了腐蚀速率测试试验。通过失重法计算均匀腐蚀速率,采用EDS、XRD、SEM技术分析其腐蚀产物组分和微观形貌,用金相显微镜测量点蚀坑深度并计算点蚀速率。结果显示,该区块以CO2腐蚀为主,腐蚀产物含有FeCO3;在添加不同浓度咪唑啉衍生物类缓蚀剂时,试样表面均以均匀腐蚀为主,但表面有不同程度的点蚀坑。失重法计算结果表明,在模拟工况腐蚀条件下,该缓蚀剂对J55钢具有良好的缓蚀效果,缓蚀率随着缓蚀剂浓度增大而提高;当缓蚀剂浓度为120 mg/L时缓蚀率最高,J55钢的均匀腐蚀速率仅为0.028 1 mm/a,试样表面未见明显点蚀,该浓度下咪唑啉缓蚀剂具有最佳的缓蚀效果。     

抑制CO2腐蚀的缓蚀剂室内筛选

利用挂片失重试验方法研究了CO2腐蚀环境中的腐蚀介质、缓蚀剂质量浓度以及时间对缓蚀剂缓蚀率的影响规律.试验证明缓蚀剂A和C对抑制CO2引起的天然气管道内腐蚀有很好的效果,从而为上述缓蚀剂应用于现场提供了技术基础.     

牙哈YH301井油管腐蚀失效研究

通过理化性能检测评价和采用扫描电镜微观分析方法,对YH301天然气井油管公螺纹根部产生的腐蚀穿孔、公螺纹根部外表面产生的周向环状腐蚀沟槽和油管内外表面产生浅白色结垢层进行分析研究.结果表明,该油管的材质符合API相关标准;腐蚀穿孔首先是点状机械损伤,而后是由外向里引起的严重的局部腐蚀;周向环状腐蚀沟槽是接箍处缝隙腐蚀引起的;油管内的严重结垢是腐蚀穿孔后环空液进入油管内与气相中CO2作用所形成的;油管外表面的结垢是管内部分气相窜入管外与环空液作用所形成的;管体产生的腐蚀产物主要是FeCO2和Fe3O4.     

海底管道腐蚀速率预测及计算分析

为了监测海底管道腐蚀状态，预测管线腐蚀速率，评估管道强度变化情况，通过海底管道腐蚀产物的检测分析，指出海管内部发生气体腐蚀。结合超声导波检测、测厚抽查等方法，通过对腐蚀缺陷进行统计分析，得出海底管道剩余壁厚、腐蚀深度范围等数据，并采用OLGA 7.1软件建立海底管道腐蚀预测模型，计算分析出海底管道的腐蚀速率。结果表明:海管内部结垢后易发生垢下腐蚀，海底管道腐蚀深度为0~6.9 mm，腐蚀速率为0.015~0.022 mm/a，腐蚀速率在管道高程上升段变小、高程下降段变大。研究成果可为海底管道监测与维护提供依据。     

咪唑啉类缓蚀剂腐蚀抑制作用

CO2-H2S腐蚀一直是石油工业的一个棘手问题和研究热点。CO2-H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2-H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。而咪唑啉类缓蚀剂具有优良的缓蚀性能,随着缓蚀剂质量浓度增加,缓蚀率增加,当N-烷基苯并咪唑啉阳离子缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时,缓蚀率达到97.15%。近年,针对CO2-H2S腐蚀问题,采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸附膜,从而降低其电位达到缓蚀的目的。文中对新型咪唑啉类缓蚀剂(季铵盐、酰胺基、硫脲基、苯并和膦酰胺味唑啉类缓蚀剂)的缓蚀机理以及研究现状作了详尽的概述。     

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为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得的在气相或液相中H2S、CO2缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定H2S、CO2、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的;并将此方程计算结果与实际腐蚀情况相比较以验证其可信度。所有逐步回归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

长深含CO_2天然气气田地面集输系统防腐技术

为了解决长深气田营城组天然气高温、高压、高含CO2所带来的管道设备内腐蚀问题,通过室内实验、现场试验、技术引进和开发的方法,进行地面集输系统管道设备材质和缓蚀剂优选评价,在线腐蚀监测技术应用,管道腐蚀预测软件和腐蚀信息管理数据库研究,优选评价出满足现场工况的材质、缓蚀剂、在线腐蚀监测和腐蚀预测等防腐工艺技术,形成了长深气田地面集输系统CO2防腐对策。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

油气管道CO2腐蚀影响因素及防腐实验

根据CO2腐蚀程度的不同、温度的差异以及腐蚀形态的不同,一般将CO2腐蚀分为全面腐蚀、局部腐蚀,因此也就出现了不同的腐蚀机理。采出液中所含CO2对管道腐蚀巨大,容易造成事故和损失。在分析采出液中CO2腐蚀管道的过程和腐蚀机理的基础上,明确了CO2腐蚀管道的各项影响因素,主要包括环境因素、材料因素、力学因素三个方面。对于CO2的防腐采用以咪哇琳类化合物为主剂缓蚀剂,其中B—L—2缓蚀效果最佳,缓蚀率达85％以上。     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO₂注采井吞吐周期,指导现场安全生产。     

某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因分析

为了探究某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因,通过宏观形貌观察、尺寸测量、化学成分分析、金相检验、力学性能测试及腐蚀形貌观察和腐蚀产物分析等方法,并结合该管段的生产标准和现场服役工况进行了分析。结果显示:该20G集输干线材质无异常,符合相关标准要求;失效管段的腐蚀产物化学成分为C、O和Fe,还有少量的Cl和S。分析表明:该管线的输送介质流速过低,致使管道底部长期积水,使得介质中的CO₂、H₂S和少量溶解氧对管线底部产生腐蚀,其中采出水中高浓度的Cl-促进了点蚀的形核和发展,最终导致穿孔。针对此类低压、低流速、高腐蚀性含水原油管道,建议排查管道的输送路径,防止带入空气,如改进工艺流程和采用除氧后的水清管等,并且适当提高流速,减少管线积液。     

基于流场计算的天然气集输管线CO2腐蚀预测模型

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况,在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上,应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场,分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响,进而结合颗粒冲蚀模型,对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进,并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率,与现场工况的壁厚检测结果吻合良好,从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。     

海上W油田 32ＣｒＭｏ钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度,二氧化碳分压,流速和含水率等因素对 32CrMo 钢腐蚀速率的影响｡结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用;130℃时,上层产物膜规则致密,对基体的防腐保护作用进一步增强｡32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势,随二氧化碳分压的升高呈对数关系增加,随流速的增大呈线性增加,随腐蚀介质含水率的升高而急剧增加｡基于实验结果,建立了多因素综合腐蚀速率工程预测模型,为工程上32CrMo钢腐蚀速率评价提供参考｡     

冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例

我国部分油气田集输管线中CO₂与水含量较高,同时由于提高输运流速,集输管道CO₂腐蚀日趋严重,掌握流场诱导下CO₂腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此,以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象,首先基于Norsok腐蚀模型预测CO₂分压对其内腐蚀速率的影响,再应用计算流体动力学方法（CFD）对管道内流场进行分析,并结合现场的内腐蚀测厚数据,得出冲蚀作用下CO₂分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律：集输天然气管线内,湍流作用在内流道剧烈变化区域（弯头、T形管处）,湍动能升至最大75 m²/s²,对CO₂局部腐蚀具有明显的促进作用;流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO₂均匀腐蚀产生较强促进作用;管道内壁在CO₂分压重腐蚀区间内（0.02~0.20 MPa）,CO₂的腐蚀程度随CO₂分压的增大呈线性加剧,随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a,并趋于平缓,而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a,稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据,使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。     

川南二叠系煤层气井防腐防垢工艺

川南筠连煤层气属深层煤层气,含煤10余层,近几年出现大范围井下管柱腐蚀结垢,造成检泵停产,严重影响开发进程。通过对12组垢样的XRD分析发现,垢样是罕见的含CaCO₃、FeCO₃及SiO₂的多种无机矿物混合体,常规Ca/Mg盐的缓蚀阻垢剂并不适用,需探索新的防腐防垢工艺。以激光粒度检测法、失重法、静态阻垢法、绝迹稀释法对6种缓蚀阻垢剂(EDTMPS、HEDP、ATMP、EDTMPA,PESA、PASP)和2种杀菌剂(1227、戊二醛)进行分散、缓蚀、阻垢及杀菌效果评价。结果显示,戊二醛杀菌效果较好,30 mg/L时可完全杀菌,对颗粒粒径无显著影响,EDTMPS与PESA缓蚀阻垢效果较好,复配比为1∶1,90 mg/L时阻垢率、缓蚀率分别达84.56%、92.34%,可有效降低颗粒粒径。最终确定防腐防垢配方为:45 mg/L有机磷类阻垢剂EDTMPS+45 mg/L聚合物类阻垢剂PESA+30 mg/L戊二醛杀菌剂,用连续泵注设备由环空注入井下,3~6 d时采出水Ca2+质量浓度由200 mg/L升至380 mg/L,Fe2+质量浓度由14 mg/L降至8 mg/L,细菌数接近0个/mL。长期跟踪发现,因腐蚀、结垢造成的检泵周期分别由665 d、681 d延长至749 d、880 d。以EDTMPS、PESA与戊二醛为主的缓蚀阻垢配方可有效缓解本区井下管柱的腐蚀结垢。     

气井生产过程中碳钢管柱CO2腐蚀规律

掌握气井稳态生产过程中CO₂对碳钢管柱沿井深方向的腐蚀规律才能更好地确定油气田开发和实施方案,预防和降低管柱腐蚀失效事故。根据质量守恒、动量守恒、能量守恒以及非理想气体状态方程建立了地面稳态生产条件下管柱内热流耦合计算模型,并与实测结果进行了对比研究。以Norsok模型为基础,根据实际生产用管材等建立了相应的修正表达式,并进行了实例验证。研究了CO₂摩尔分数、井筒总体传热系数,管柱内半径和日产量对管柱腐蚀速率的影响。研究表明,建立的热流耦合模型和腐蚀预测模型计算精度满足工程需要;地面日产量越大,井深方向管柱内天然气密度、速度、温度越高,而压力越低;增加CO₂摩尔分数和地面日产气量、降低井筒总体传热系数和管柱内径均可引起管柱最大腐蚀速率出现的位置向井口方向移动,并且日产气量和井筒总体传热系数的影响更为明显;沿井深方向上,管柱腐蚀速率变化分为4个阶段,且不同影响参数变化时,腐蚀速率的影响规律不尽相同。     

气体杂质对CO_2管道输送系统安全的影响

目前CO2管道输送呈现出快速发展趋势,相关问题也日益备受关注。目前国际上还没有关于CO2管道输送混合气体组分的统一标准,而我国在CO2输送管道的建设方面还处于空白,关于CO2中各种杂质对其输送过程的影响特别是对安全的影响也尚不清楚。为此,在对国外CO2长输管道运行现状进行调研的基础上,对管道实际输送CO2混合气体中的杂质类型、杂质含量以及不同的CO2混合气体组成要求进行了总结,分析了含有不同杂质(H2、H2S和SO2等)的CO2混合气体物性参数(密度、黏度和蒸气压)和相态特性的变化规律,重点从管线腐蚀、CO2水合物形成及CO2溶解于水等方面研究了不同杂质对CO2管道系统设计运行的影响,尤其是游离水对CO2输送管道安全运行的影响,并参照国外CO2管道输送系统的标准规范提出了管道输送的CO2混合气体的纯度和含水量要求。     

喹啉与硫脲在含饱和CO_2气井采出水中的协同效应

加注缓蚀剂抑制CO_2腐蚀是天然气开发过程中的常见工艺,利用缓蚀协同效应可以有效降低缓蚀剂的用量,减少对环境的污染,提高经济效益。为此,采用静态失重法、电化学极化曲线、阻抗谱(EIS)、扫描电子显微镜(SEM)及电子能谱等实验分析方法,研究了在含饱和CO_2模拟气井采出水腐蚀体系中,喹啉季铵盐(QN)与硫脲(TU)对N80碳钢的缓蚀协同效应。结果表明:①喹啉季铵盐和硫脲均能有效抑制N80碳钢的腐蚀;②喹啉季铵盐是一种以抑制阴极型为主的缓蚀剂;③硫脲对N80碳钢的阴极和阳极均具有较强的抑制作用,是一种混合型缓蚀剂;④当喹啉季铵盐与硫脲复配使用时,在较低的使用浓度下,喹啉季铵盐缓蚀剂与硫脲具有较好的缓蚀协同效应,当3 mg/L喹啉季铵盐缓蚀剂与7 mg/L硫脲复配使用时,缓蚀效果最佳,缓蚀率可达到93.59%;⑤喹啉季铵盐与硫脲相互作用在N80碳钢表面能形成稳定的吸附膜,较大程度地抑制N80碳钢的腐蚀过程。进而还对喹啉季铵盐与硫脲之间的协同作用机理进行了探讨。     

沿井筒方向变化的CO_2分压对油管服役时间的影响规律研究

开展沿井筒方向变化的CO_2分压下油管服役时间规律研究,有助于最大限度地延长油管使用年限。为此,将CO_2分压引入Q/HS14015标准腐蚀速率模型中,结合坐封、生产和开发过程中油管服役工况,建立了以油气产量和腐蚀环境为参数的井筒CO_2分压耦合计算模型。应用该模型的计算结果表明:①沿井深方向CO_2分压呈多项式分布,同一井深处,产量越大,CO_2分压越小;②与实测井筒CO_2分压相比,井底段CO_2分压计算值吻合度高,井口段CO_2分压受温度、井筒压力和CO_2摩尔含量降低影响,计算值误差较大;③相同CO_2分压下,腐蚀速率随温度的增加先增大后减小;④CO_2分压与服役时间内油管强度呈反比;⑤一定井深下,相对于温度,CO_2分压对腐蚀后油管强度影响更明显。结论认为:以井筒CO_2分压为基础,结合腐蚀速率和油管坐封、生产和开发过程中所受外挤、内压、拉力服役工况预测油管服役时间的方法,能够进一步优化CO_2腐蚀环境下的油管选材,节约油气井建井成本,在生产中的应用效果也证明了该方法的可行性。