含CO_2油气田腐蚀特点分析及防腐对策

某含CO_2油气田腐蚀矛盾逐渐突出,通过对接转站全面检测,发现易腐蚀主要集中在进站的直角弯头、加热炉盘管、三级节流阀及阀后U型弯头、轮换计量阀组、分离器的进气和排污弯头等位置。对CO_2含量、流速、温度、pH值、氯离子等腐蚀因素的跟踪对比表明,CO_2含量是该油气田主要腐蚀影响因素,流速是影响同一区块腐蚀的主要因素,温度是影响同一口井腐蚀的主要因素,pH值是影响不同区块腐蚀的主要因素,氯离子是加速腐蚀的因素。为此采取了相应的缓蚀剂防腐和耐蚀材质防腐措施,腐蚀速率可控制在0.13 mm/a之内,为防腐实践积累了宝贵经验。     

高含水油田J55油套管超临界CO_2腐蚀研究

通过高温高压CO2腐蚀模拟实验研究了温度和压力对J55油套管钢在某油井模拟采出液中的腐蚀行为的影响,以失重法计算了平均腐蚀速率,并观察了腐蚀类型。结果表明,在温度50℃,压力6 MPa时,腐蚀速率随压强和温度升高而增加,腐蚀速率最大值出现在10 MPa,50℃处,当温度在65℃时,已经有了保护膜,保护膜随温度升高均匀性和致密性变好,压力在10 MPa时,保护膜已经破坏,并随压强升高保护膜破坏程度加强,超临界状态,腐蚀速率一直增大。     

三高气田套管应力腐蚀与防腐设计研究

针对三高气田套管腐蚀难题,分析了套管腐蚀失效因素,设计了应力腐蚀试验方法。用TP110TS和TP95S套管试样,模拟现场井下条件进行不同拉应力、无应力和压应力状态下套管腐蚀试验,并根据试验结果对套管应力腐蚀速率的主要影响因素、腐蚀后力学性能、应力腐蚀敏感性和应力腐蚀门槛值及安全性进行研究。研究结果表明,三高气田套管腐蚀不可避免,拉应力对应力腐蚀具有敏感性;随着拉应力、H2S和CO2含量的增大,套管腐蚀速率加快、力学性能退化,导致其服役安全寿命缩短。据此提出了采用组合套管、降低套管拉应力水平和适当提高套管设计安全系数等相应的技术措施,以提高三高气田套管抗腐蚀能力。     

井下管柱CO_2腐蚀机理与防腐选材分析

本文以渤海油田为例,通过分析CO_2对井下管柱腐蚀机理,对其防腐选材进行了探究,以期能够提高油套管的抗腐蚀性。     

CO_2腐蚀环境下油套管选材标准及思路

在CO2腐蚀环境下油套管的选择,尚无明确的油套管材料选择标准。目前通常按实验测得的钢材腐蚀速率大于限制量就不选择此材料。这个方法是不合理的。文章对目前采用较多的两个标准的腐蚀速率限制量进行了解读和分析,得出了油套管材料选择的四个步骤,为油气田CO2腐蚀环境下油套管的合理选择提供了参考。     

M油田注水井油套管防腐选材研究

M油田注入水含有0.2ppm的溶解氧,Cl-含量为155,000mg/L为研究优选M油田注水井适用该环境的油套管钢,在油田水处理单元的入口、出口处分别对13Cr和25Cr进行200天和100天的挂片测试,发现13Cr发生严重局部腐蚀且平均腐蚀速率高;25Cr平均腐蚀率较低,可满足使用要求,综合考虑经济性、耐蚀性,推荐2...     

M油田A油层油井油套管防腐选材研究

M油田A油层CO2分压达0.1～0.2MPa,地层温度约80℃,Cl-质量浓度为140000 mg/L,为研究优选M油田A油层油井含CO2环境的油套管钢,设计加工现场腐蚀挂片测量装置,在现场对6种低合金钢和不锈钢进行90天的挂片测试,发现低合金钢和低Cr钢发生严重局部腐蚀且平均腐蚀速率高;不锈钢13Cr和超级13Cr钢平均腐蚀率较低,可满足使用要求,综合考虑经济性、耐蚀性,推荐13Cr作为开发A油层的油套管钢。     

含CO_2气田的防腐对策

徐深气田腐蚀影响因素很多,其中以CO2、Cl-、流速、温度影响为主。徐深气田的腐蚀是多种因素共同作用的结果,需采用多种防腐措施相配合的形式,降低气田腐蚀速率。在现场应用316L不锈钢管道27口井,2205双向不锈钢盘管加热炉15台,现场实际应用效果较好,未发生穿孔腐蚀事件,经超声测厚无明显腐蚀现象。地面腐蚀主要集中于弯头、三通部位,可以采用内涂层防腐形式提高防腐性能,具有耐化学腐蚀性强、附着力强、抗冲蚀性好等特点。试验应用了油溶性缓蚀剂,目前已推广应用48口井,根据气井腐蚀程度不同,加注周期为7~14天一次,加注量为20~100 kg,有效降低了腐蚀速率。     

气田腐蚀与防腐技术

气田之产物除了天然气、凝析油外，常伴随有水、Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、盐分、酸、沉积物等腐蚀性物质，这些腐蚀性物质对气田开采大量采用的钢制设备具有很强的腐蚀性。一旦发生腐蚀破损，不仅造成经济损失，而且危及人身安全。因此正确实措防腐蚀技术是保证气田安全生产的重要举措。本文着重探讨酸性天然气－气田水腐蚀的现象和类型；气田钢制设备腐蚀破坏的特点及典型破坏事例；影响腐蚀的因素及其防腐蚀措施。     

黄桥气田CO2腐蚀及选材评价研究

CO2腐蚀长期困绕黄桥CO2气田的开发.文章根据黄桥CO2气田腐蚀现状和特征,分析其腐蚀异常的原因,并选用4种管材开展含水CO2的高温高压模拟试验.结果发现,现有的油套管材料P-110和N-80在高温高压CO2条件下对管壁产生严重腐蚀;9Cr管材耐CO2腐蚀性差,有轻微的点蚀;13Cr管材基本不发生腐蚀,可以满足CO2气井正常生产的要求.上述研究成果对正在开采的气井和新钻井的井下选材具有指导意义.     

松南气田CO_2驱油试验研究

松南气田天然气CO2组分含量约为20%,不能直接排放到大气层。通过物理试验和数值模拟的方法确定好合理的参数,将分离出来的CO2注入到低渗、特低渗油藏,与地层原油形成混相,可以提高松南气田上覆腰英台油田的采收率。研究结果显示,通过物理试验和数值模拟可以很好的确定混相所需要的压力,组分等混相参数,同时可以通过模拟进行注入量和注入方式的优选。研究结果显示:CO2混相驱油,可以综合利用天然气中的CO2组分,形成CO2的零排放,同时提高低渗透油藏的采收率10%,效果显著,为解决类似问题提供了科学借鉴。     

超临界CO_2萃取沙棘油的研究

简要概括了超临界流体的性质及应用 ,并利用超临界CO2 萃取装置从沙棘籽中萃取沙棘油 ,考察了原料粒度、含水量、CO2 流量以及萃取压力、温度对萃取率的影响 ,获得了最佳工艺条件 :原料粒度 6 0～ 10 0目 ,含水量w(H2 O) <5 % ,萃取压力 2 0～ 2 5MPa ,萃取温度 35～ 5 0℃ ,CO2 流量 2 5～ 35kg/h。萃取的沙棘油产品经检测 ,其质量好于行业标准的要求。     

CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施

腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。     

渤海油田常用套管CO_2腐蚀室内研究

近年来,随着含CO_2油气层的开发日益增多,含CO_2的油水对井下管柱的腐蚀问题也越来越突出。结合中国海上BZ34-9油田在"海上油田总体开发方案编制"阶段套管材质优选,开展了油水对管柱腐蚀规律研究,针对影响腐蚀的主要因素,对N80、3Cr、13Cr钢片进行了室内模拟实验,结果表明腐蚀速率随着含水、温度、CO_2分压、流速的增加而加快。     

中国海上油套管CO_2分段腐蚀预测模型研究

油套管CO2腐蚀是目前我国海上油气田开发中的难点,常用的腐蚀预测模型多存在适用范围的局限性。机理研究表明,碳钢和低合金钢的腐蚀机理存在温度转变点,腐蚀机理的转变是导致预测模型适用范围受限、超出范围后精度较低的主要原因。针对这一问题,基于目前海上油套管设计使用的半经验腐蚀预测模型,建立了分段腐蚀预测模型。在大量腐蚀试验数据的基础上,建立了碳钢、1Cr、3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀速率预测模型。误差分析结果表明,分段腐蚀预测模型能有效提高腐蚀速率预测的精度,可为海上油气田CO2腐蚀条件下的油套管选材与防腐策略制定提供技术支持。实例分析展示了分段预测模型的实用性和有效性。     

CO_2驱油防腐配套工艺技术

腰英台油田是典型的特低渗油藏,采收率低。为提高采收率,开展了CO_2非混相驱提高采收率先导试验。由于油田含水高等特征,在CO_2驱油过程中注采井面临严重的腐蚀。为了降低腐蚀的影响,通过理论分析、室内实验与现场实践,优化了机械封隔式注气管柱,现场实施表明该管柱工艺经济可靠,且防腐和密封性能良好,适用于腰英台油田CO_2驱油试验区;优选的高效缓蚀剂在油藏条件下缓蚀率96.86%,能有效防止CO_2腐蚀,现场实施17井次,最高腐蚀速率仅为0.020 2 mm/a。形成的适用于腰英台油田CO_2驱油的防腐配套工艺技术,现场试验及监测数据表明,应用效果良好。     

油套管CO2腐蚀防护措施研究

对油套管CO2腐蚀防护措施的研究进行了系统介绍。介绍了流体力学方法、电化学保护、管材的表面处理、管材的选择和添加缓蚀剂5种CO2腐蚀防护措施。其中着重介绍了管材的选择和开发、添加缓蚀剂押制CO2腐蚀。对CO2腐蚀防护措施应用及研究展望也作了简要阐述。     

徐深气田集气管线钢CO_2腐蚀行为

模拟徐深气田升深2集气站不同工艺管段的腐蚀环境,对16Mn、20#钢耐蚀性进行研究。结果表明:沿着集气管线流程,腐蚀速率降低;CO2的存在明显增加了介质的腐蚀性;在该种条件下,20#钢相比16Mn钢具有明显的耐蚀性能,且20#钢表现为均匀腐蚀形貌,而16Mn钢则发生了严重的点蚀现象。     

油井套管腐蚀机理与防腐工艺研究

油井套管在油井中的作用十分重要,长时间的使用会使得油井套管受到腐蚀。对油井套管的腐蚀机理深入的探究,加强防腐工艺的研究,发现形成一套完整的阴极保护措施与施工方法是十分有必要的。这其中包括油井阳极的埋设、科学的施工、参数的设定、套管与管线防腐、化学防腐等工艺技术,对工艺技术等新技术进行革新,以期让油井延长使用寿命,减少受到腐蚀所带来的影响,努力对技术进行提升。     

文昌油田套管钢电偶腐蚀与缓蚀剂研究

文昌油田套管设计中采用了13Cr-L-80和N-80两种钢材。实验研究了两种钢材在完井液(盐含量高达30％的溶液)中的电偶腐蚀并筛选了缓蚀剂。在pH=6．5的隐形酸类完井液中，13Cr-L-80的开路腐蚀电位明显较N-80为正，二者相差数百毫伏；在65℃下不同钢材耦接时，13Cr-L-80钢的腐蚀速率(0．182mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．381，0．396mm／a)为小，N-80钢的腐蚀速率(0．929mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．573，0．592mm／a)为大，表明发生了电偶腐蚀。从9种商品中筛选出的缓蚀剂JC-6，在加量15g／L时使13Cr—L一80和N．80耦接时60℃腐蚀速率分别降至0．012和0．165mm／a，降低率93．4％和82．2％；JC-6与PA复配物使耦接钢材腐蚀速率进一步降低，质量比为90：10的复配物(代号JCP-6)在加量15g／L时使70℃腐蚀速率分别降至0．013和0．069mm／a，降低率88．5％和96．5％。极化曲线表明JCP-6对于两种钢材均为阴极型缓蚀剂。JCP-6与完井液、海水配伍，温度升高(10～80℃)使配伍性变好(溶液浊度减小)，pH改变(1．7～7．5)对浊度影响小。JCP-6为成膜型缓蚀剂，简略讨论了缓蚀机理。图5表3参5。