P110油管钢在添加元素硫的CO2模拟油田地层水溶液中的腐蚀行为研究

随着油气需求的不断增长，促进了高酸性气田的不断开发，由于元素硫、CO2，以及地层水等腐蚀因素的耦合作用，给油气田生产带来了很大的腐蚀风险。在本工作中，通过浸泡试验和电化学测量研究了P110油管钢在含有元素硫和二氧化碳的模拟油田地层水中的腐蚀行为。结果表明，P110钢的腐蚀速率随着温度增加而增大，温度升高促进了硫化铁的形成，并且引起了严重的点腐蚀。然而， 不同温度范围内温度变化对腐蚀的影响主要归因于不同的腐蚀控制物质，如低温下的二氧化碳和高温下的元素硫。基于该结果，讨论了元素硫和二氧化碳的耦合效应。     

环境介质对P110套管钢电化学性能的影响

模拟了新疆某油田井下地层水环境,采用恒电流法分别检测P110套管钢在不同温度、pH值、矿化度下的自腐蚀电位和极化曲线,考察了不同介质条件下P110套管的电化学性能.结果表明,相对温度而言,pH值和矿化度对P110钢电化学性能影响有限;随着温度的升高,P110钢的开路电位显著负移;温度能影响P110套管表面腐蚀产物膜特性,钝化膜的稳定性随温度上升而逐渐消失,从而导致在高温下P110钢表面不断溶解腐蚀.     

P110钢在不同温度含饱和H_2S/CO_2腐蚀溶液中的腐蚀行为

利用腐蚀失重试验,电化学试验和扫描电子显微镜等方法研究了不同温度下P110钢在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中的腐蚀行为。研究表明:随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率呈现出了先增大后减小的规律;在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中,由于温度升高促进了点蚀的发生,在较高温度时形成全面腐蚀,但温度的升高导致H_2S、CO_2气体的溶解度降低,抑制了点蚀的发生,形成厚而致密的腐蚀产物膜,使腐蚀速率随温度升高而降低。     

CO_2驱高温高盐油藏井筒用P110套管的腐蚀规律

研发了生产系统多相流二氧化碳腐蚀仿真模拟装置,通过模拟注入井、采出井和地面集输管道的多相流状态腐蚀环境,实现多种流态、不同CO_2分压与温度条件下的材料腐蚀评价和缓蚀剂性能评价。在此基础上,研究了矿化度、温度、CO_2分压和流速等多种腐蚀因素对CO_2驱生产井中P110套管的腐蚀影响规律,建立了高CO_2分压局部腐蚀预测模型,并绘制CO_2驱采出井管材局部腐蚀预测图板。结果表明:CO_2驱采出井中P110套管的关键防腐蚀部位为高CO_2分压采出井、井筒中下部、动液面附近管柱。现场应用结果表明,该预测图板的预测符合率达到了80%,能快速、准确预测井筒的腐蚀规律与腐蚀情况。     

凝析气田多相流环境下常用油套管钢的CO_2腐蚀规律

针对凝析气藏CO_2腐蚀工况,利用高温高压反应釜,进行了常用油套管钢N80、P110和3Cr在模拟凝析气田多相流环境中的动态腐蚀试验,研究了温度、CO_2分压及含水率等因素对N80、P110和3Cr腐蚀速率的影响规律。用扫描电镜对腐蚀试样进行了表面形貌观察,对腐蚀产物进行了X射线衍射分析。研究结果表明,在CO_2分压1.4MPa,含水率30%的情况下,N80和P110的腐蚀速率随温度增加而减小,3Cr的腐蚀速率随温度增加先增后减;在60℃条件下,N80、P110和3Cr的腐蚀速率均随含水率和CO_2分压的增加而增大;在模拟凝析气田多相流环境下,3Cr相对于N80和P110具有较好的耐蚀性。     

油套管用P110钢在元素硫环境中腐蚀规律的研究

通过模拟普光气田元素硫沉积环境,调节腐蚀体系的温度和酸性,利用腐蚀失重法探讨了油套管用P110钢硫沉积环境下的失重规律;用 SEM、EDS、XRD研究产物膜的形态及成分,用电化学方法检测产物膜的离子选择性对腐蚀速率的影响。实验结果表明,元素硫的歧化反应提高腐蚀介质的酸性,增加介质中比Cl^-极性更强的侵蚀性离子HS^-/S^2-,因而显著地提高P110钢的腐蚀速率,且随腐蚀温度及时间的增长P110钢腐蚀速率先增大后减小,腐蚀产物由基体侧向外硫含量升高。膜电位测量的结果表明,同一温度条件下,腐蚀速率的增加与产物膜阴离子选择性的增强具有密切关系。     

模拟CO2驱油环境下温度对J55油管钢腐蚀行为的影响

利用高压反应釜模拟CO2驱油环境对不同温度下J55油管钢的腐蚀行为及两种咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀性能进行了研究,计算了腐蚀速率及缓蚀率,分析了腐蚀产物膜的表面特征,分析了试验产出水的离子含量变化。结果表明,J55油管钢的腐蚀速率随温度升高而不断增大,咪唑啉类缓蚀剂对CO2腐蚀缓蚀率高,且改性咪唑啉的缓蚀效果明显更佳,缓蚀剂作用下ΣFe含量比空白试验条件下小得多,而HCO3-离子浓度比其在相同条件空白试验的稍低,缓蚀剂对CO2溶解有一定抑制作用。     

TP110TS和P110钢在CO_2注入井环空环境中应力腐蚀行为比较

利用U形弯试样浸泡实验和电化学测试技术研究了两种油套管钢在CO_2注入井环空环境中的应力腐蚀开裂行为。结果表明,TP110TS钢和P110钢在注入井环空环境(大量CO_2-微量H_2S)下存在一定的应力腐蚀敏感性,其应力腐蚀机制为阳极溶解和氢脆协同作用机制。在CO_2-H_2S环境下,咪唑啉类缓蚀剂的浓度对TP110TS和P110油套管钢的应力腐蚀产生不同的影响,添加足量的缓蚀剂对P110钢的应力腐蚀行为产生较好的抑制效果;但当添加量不足时,缓蚀剂会增加P110钢发生应力腐蚀的倾向性。而TP110TS钢的应力腐蚀敏感性随着缓蚀剂浓度的增加而减小,相对更适用于添加缓蚀剂的CO_2-H_2S环境。     

CPE机组上CB110-5Cr抗CO_2腐蚀油套管的研发

介绍了CB110-5Cr抗CO_2腐蚀油套管的化学成分及其设计思路。通过对样管的试制及其力学性能的测评,确定CB110-5Cr油套管的淬火、回火温度。通过对比CB110-5Cr和P110钢级样管的极化曲线和高温高压釜试验,评定CB110-5Cr耐腐蚀性能。试验结果表明:CB110-5Cr油套管的力学性能满足API Spec 5CT—2011中P110钢级的要求,且具有较高的冲击韧性;中低温时,随着CO_2分压的增加,CB110-5Cr油套管的抗腐蚀速率增加,其抗腐蚀性能明显优于P110钢级油套管;当温度升到90℃以上时,P110油套管的抗腐蚀性能优于CB110-5Cr油套管。     

TC4合金和P110油管钢摩擦磨损性能的比较

对TC4合金和P110油管钢在不同温度下的摩擦磨损性能进行对比研究,分析其摩擦系数、磨损率和磨痕形貌随温度的变化规律,探讨磨损机制.结果表明:P110油管钢的耐磨性明显优于TC4合金,TC4合金的耐磨性随温度的升高无显著变化,磨痕呈犁沟形貌,在较低温度时的磨损机制为剥层磨损、黏着磨损和疲劳磨损,在较高温度时为剥层磨损、黏着磨损和氧化磨损;P110油管钢耐磨性随温度的升高而降低,在较低温度时磨痕呈磨坑形貌,磨损机制为剥层磨损和磨粒磨损,在较高温度时磨痕形貌呈犁沟形貌,主要为剥层磨损、黏着磨损和氧化磨损.     

Φ73.02mm×5.51mm P110油管腐蚀原因分析

采用现场数据调研、宏观分析、金相分析、扫描电镜分析和XRD分析等方法,对某油田Φ73.02mm×5.51 mm P110油管腐蚀原因进行分析。分析认为:油管腐蚀的主要原因是该井高含量的CO_2、Cl^-、地层水、返排酸化压裂液共存造成的腐蚀,腐蚀程度与气液交界面的位置及井段温度有关。推荐使用耐CO_2腐蚀的油套管产品。     

阳离子对P110钢高温高压CO2腐蚀反应过程的影响

运用腐蚀失重、腐蚀表面成分分析和电化学测量技术，研究了在高温高压条件下阳离子对P110油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明：随着试验时间的延长，阳离子的存在使得电极反应速率降低较慢，它不仅通过在金属表面成膜影响腐蚀反应的阳极过程，而且同时改变了腐蚀反应的阴极过程；在反应初始阶段EIS具有2个时间常数，电极反应由活化控制，随着腐蚀的进行，腐蚀产物膜越来越厚，越来越致密，EIS的低频端出现Warburg阻抗与容抗的叠加，自腐蚀电位下的电极反应属于混合控制；溶液中是否含有Ca2+、Mg2+离子，在P110钢腐蚀成膜过程中EIS存在一定的差别，并且使阻抗谱拟合结果在相同的腐蚀时间内产生很大的变化.      

热采井常用油套管材料在酸性介质中的腐蚀行为

通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。     

P110SS钢在H2S和CO2环境中的腐蚀特征

利用高温高压哈氏合金反应釜对P110SS油套管钢在不同H2S和CO2环境下的腐蚀行为进行了实验。研究了H2S和CO2分压对P110SS油套管钢腐蚀规律的影响,利用SEM、EDS、XRD等方法分析了腐蚀试样的微观形貌与结构特征,发现P110SS在较低温度条件下,H2S浓度非常低时,腐蚀特征与单纯CO2腐蚀规律相似,腐蚀速率比较高。在相同的H2S分压条件下,随CO2浓度增加,腐蚀速率依次增加。通过应力腐蚀开裂试验表明,P110SS在高温205℃条件下应力腐蚀开裂敏感较小。     

高矿化度下地层水对P110钢电化学腐蚀特性研究

通过模拟高矿化度下地层水环境,用电化学测试法研究不同温度、矿化度下P110钢的电化学性能。结果表明:1、矿化度较低时,腐蚀速率随温度的升高而增加,腐蚀程度加剧;2、随着矿化度的增大,腐蚀速率随着温度的增加而减小,腐蚀被抑制;3、当矿化度达到实验条件下最大值时,温度对腐蚀的影响很小,腐蚀状况趋于平缓且腐蚀速率很小。     

不同H2S分压下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同H2S分压(O.0015 MPa,0.015 MPa,0.02MPa,0.06 MPa,0.12 MPa)下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,N80油管钢发生了极严重的CO2/H2S腐蚀;随着Hzs分压的升高,腐蚀速率先增加后降低,且在H2s分压为0.02 MPa时腐蚀速率取得最大值.     

不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为

目的不同管材的CO_2腐蚀行为存在差异,为优选经济型抗CO_2腐蚀材质油套管,探究不同腐蚀条件下常规管材的CO_2腐蚀特征。方法以实际油田的地层水样为腐蚀介质,在高温高压的条件下,对不同材质的油套管进行模拟实验。利用X射线衍射仪(XRD)分析腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌特征,研究CO_2分压、温度、测试时间对油套管腐蚀速率的影响规律。结果随着CO_2分压的增加,普通碳钢和低Cr钢的腐蚀速率显著变化,当CO_2分压为0.3 MPa时,普通碳钢腐蚀速率为2.2021 mm/a,而13Cr的腐蚀速率很低,仅为0.1052 mm/a,未表现出明显的规律;腐蚀速率随着温度的升高呈先增加后降低的变化规律,N80,1Cr钢的腐蚀速率远高于13Cr钢;在较短的测试周期内,N80,1Cr,3Cr油套管钢的腐蚀速率略有增加,随着测试周期持续增加,油套管钢的腐蚀速率明显下降;从腐蚀形貌来看,普通碳钢试样的腐蚀程度严重,以均匀腐蚀为主,1Cr,3Cr钢表面存在少量的局部浅斑,以局部腐蚀为主;13Cr材质钢的表面平整,有光泽且无点蚀,腐蚀程度轻微。结论普通碳钢的腐蚀速率对CO_2分压的影响比含Cr合金材质钢更敏感,温度和测试周期均对金属表面的腐蚀产物产生影响,随着温度和测试周期的持续增加,金属表面形成Fe CO3保护膜,含Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,抑制油套管的腐蚀速率,研究成果对CO_2腐蚀环境中的油套管选材具有理论指导意义。     

CO2含量对油管和管线钢在地层水中的腐蚀影响

通过J55油管钢、20^#管线钢在饱含N₂、CO₂地层水的浸泡实验，利用Tafel曲线、线性极化曲线、交流阻抗谱图分析了CO₂含量对两种管材的腐蚀规律，在饱含N₂、CO₂的地层水中，随着N₂含量增加J55油管钢、20^#管线钢的CO₂腐蚀速率呈减小的趋势，随着CO₂气体含量的增加J55油管钢、20^#管线钢的腐蚀呈现增加趋势。     

注气氧含量对P110钢腐蚀行为的影响

在模拟注气井筒高温高溶解氧含量腐蚀环境中对P110钢开展了腐蚀评价试验,并利用失重法测试腐蚀速率,结合腐蚀形态观察和腐蚀产物分析,研究了注气氧含量对P110钢在90℃时腐蚀行为的影响。结果表明:P110钢在不同注气氧含量条件下均呈现严重腐蚀结垢,腐蚀产物主要为铁的氧化物和CaCO_3,腐蚀形态主要为局部腐蚀;P110钢的腐蚀进程受阴极反应过程中溶解氧扩散速率控制,不同注气氧含量条件下氧的极限扩散电流密度不同使得P110钢的腐蚀速率存在一定程度波动,但其腐蚀速率均相对较高。     

G3钢和TP110SS钢在环空保护液中的电偶腐蚀

为预防G3油管钢和TP110SS套管钢之间的电偶腐蚀,并给生产提供指导性建议,采用电化学测试技术研究了环空保护液pH值、温度对G3钢-TP110SS钢电偶腐蚀的影响。结果表明:G3钢和TP110SS钢在环空保护液中将分别作为阴极和阳极发生电偶腐蚀。随着环空保护液pH值的增大,电偶电位的升高,电偶腐蚀速率减小;温度的升高导致电偶电位降低,电偶腐蚀速率增大。