高温多元热流体注采缓蚀剂的性能

多元热流体注采技术在渤海油田应用期间,油管腐蚀问题严重,针对该工艺研发出COSL-1缓蚀剂,现场应用腐蚀抑制情况良好。利用失重法和电化学极化对COSL-1缓蚀剂在二氧化碳和氧气共存条件下进行了研究,结果表明该缓蚀剂在90℃2MPa CO2和0.02MPa O2模拟注采溶液中的缓蚀率达到95%以上。动电位测试表明缓蚀剂主要通过改变阳极过程起缓蚀作用,在N80钢表面的吸附满足Langmuir吸附等温式。     

注多元热流体环境下流速对N80钢腐蚀行为的影响研究

目的 研究不同流速条件下N80钢在注多元热流体环境中的腐蚀特征,探究流速变化对N80钢腐蚀行为的影响规律及机理。方法 利用自制高温高压多相流冲刷腐蚀环路装置模拟不同流速(0、0.5、1.0、2.0 m/s)的注多元热流体环境,采用失重法计算不同流速下N80钢的平均腐蚀速率,并同时进行原位电化学测试。采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)对不同流速条件下N80钢腐蚀后的腐蚀产物物相组成和表面微观形貌进行分析。结果 N80钢在注多元热流体环境中的平均腐蚀速率随着流速增加而增大。流速增加影响O2的扩散传质过程、近表面离子分布和壁面剪切力的大小,使腐蚀产物膜特征发生变化。0 m/s时,腐蚀产物主要由FeCO3和少量Fe2O3组成,为单层膜结构,腐蚀形态为均匀腐蚀。0.5~2.0 m/s范围内,腐蚀产物种类增加,主要由FeCO3、Fe2O3和少量FeO(OH)组成,呈双层膜结构,同时N80钢表面腐蚀产物膜出现鼓泡,且随流速增加鼓泡数量增加,去除腐蚀产物膜后发现鼓泡下方存在局部腐蚀。原位电化学测试结果表明:随着流速增加,塔菲尔极化曲线的阳极斜率增大,阴极斜率减小。电化学阻抗谱测试结果表明,N80钢表面外层腐蚀产物膜电阻Rf1、电荷转移电阻Rct和扩散电阻W随流速增加而减小。结论 流速增大加快了O2的扩散传质过程,使得腐蚀电化学控制步骤由阴极氧扩散过程转变为阳极溶解过程,且试样表面保护性FeCO3膜厚度减小,导致产物膜保护性降低。另外,Fe²⁺更容易被氧化形成Fe³⁺,局部FeCO3被氧化成为Fe2O3,破坏了内层膜的完整性,导致局部腐蚀发生。     

N80 钢抗固液两相冲刷腐蚀行为的研究

目的 研究 N80 钢在含有石英砂的不同浓度 NaCl 溶液中的冲刷腐蚀行为。 方法 采用扫描电子显微镜( SEM) 、能谱分析( EDS) 等手段分析腐蚀产物的结构及相组成,通过失重法计算腐蚀速率。 结果 腐蚀产物主要为 FeO 及 Fe₃O₄。 结论 随 NaCl 浓度的增加,N80 钢的腐蚀速率加快,当 NaCl 质量分数超过 7% 时,出现明显的点蚀。     

油气田腐蚀环境中N80钢和3Cr钢的腐蚀行为

采用失重法、X射线衍射法、扫描电镜观察及能谱分析等方法比较研究了N80钢和3Cr钢在模拟胜利油田某油井腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明:在试验条件下,N80钢和3Cr钢的腐蚀速率随腐蚀时间的延长均呈现先急剧降低后缓慢降低的趋势,N80钢的腐蚀速率明显高于3Cr钢的;腐蚀360h后,N80钢表面形成的腐蚀产物膜呈双层结构,XRD测试结果表明两层产物膜均由FeCO_3构成,后期沉淀形成的外层膜较为疏松,原位形成的内层膜致密完整,计算得到双层产物膜的平均密度为1.54g/cm~3;3Cr钢表面形成的腐蚀产物膜为致密完整的单层膜结构,由FeCO_3和Cr(OH)_3构成,产物膜平均密度为2.571g/cm~3。3Cr钢表面形成的腐蚀产物膜的保护性远远优于N80钢表面形成的腐蚀产物膜的。     

N80钢在江苏油田水中的应力腐蚀行为研究

采用慢应变速率实验法及SEM研究了N80钢在江苏油田水中的应力腐蚀行为。结果表明,N80钢在试验介质中存在应力腐蚀现象,其力学性能较空气中有明显下降,且受到应变速率和温度的共同作用和影响。     

油套管N80钢的乙酸腐蚀行为

模拟油气田环境,采用高温高压釜对油套管N80钢进行失重腐蚀试验.结果表明:N80钢的腐蚀速率随着乙酸浓度的增加呈升高趋势,但在乙酸浓度为3000μl/L时反而比在1000μl/L时低,并且其在含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率远高于在未含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率.利用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射技术(XRD)研究了在不同乙酸浓度条件下油管钢N80腐蚀的特征并讨论了其腐蚀机理.     

N80钢CO2腐蚀产物膜研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下，用XRD、EDS和SEM研究了N80钢腐蚀产物膜的形成与发展情况。结果表明，在本试验条件下N80钢CO2腐蚀产物膜对基体具有一定的保护作用，可以降低腐蚀速率。腐蚀产物膜分3层，讨论了3层膜的结构特征与形成机理。初步研究了腐蚀产物膜的破坏特征。腐蚀产物膜的晶体类型是（Fe,Ca)CO3复盐。     

N80钢CO2腐蚀电极过程交流阻抗分析

利用交流阻抗技术研究了N80钢在不同介质条件下CO2腐蚀交流阻抗图谱的特征，结果表明，N80油套管钢CO2腐蚀EIS曲线具有三个时间常数，其中低频感抗弧与试样表面活化溶解有关，低频容抗弧与试样表面腐蚀产物膜生成有关。随着试样表面腐蚀产物膜覆盖度增大，EIS曲线低频区感抗弧逐渐缩小，容抗弧逐渐扩大。进一步讨论了试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程的有关。     

N80钢在苏北采油厂注水中的腐蚀行为研究

通过水样理化分析、动电位极化等手段研究了N80钢在苏北采油厂注水中的腐蚀行为。结果表明:注入水中离子对N80钢腐蚀的影响是复杂的,钙、镁、碳酸氢根离子对N80钢的腐蚀具有一定的抑制作用,氯离子则对N80钢的腐蚀有促进作用;注水总矿化度对腐蚀也有影响,随着矿化度升高,N80钢腐蚀情况变得严重。     

N80钢动态和静态CO2腐蚀行为对比研究

通过模拟油气田井下腐蚀环境进行CO2腐蚀试验， 研究N80油井管钢在动态和静态条件下的腐蚀行为.结果表明：在所模拟的油田腐蚀环境中，N80钢在静态条件下的平均腐蚀速率略高于动态条件下的平均腐蚀速率，而其局部腐蚀在动态条件下则比静态时严重得多，检测到的最大腐蚀速率达到了35 mm/a，这和试样表面腐蚀产物膜的破损有关.O、C、Cl-在坑内富集，表明Cl-仍是引起试样局部腐蚀加剧的主要原因之一.     

温度对N80钢在饱和CO2模拟地层水下腐蚀行为的影响及机理

目的 研究N80钢在饱和CO2模拟油田地层水中于不同温度下的腐蚀行为及腐蚀特征,探究N80钢在饱和CO2模拟油田地层水中的腐蚀规律及机理。方法 利用高温高压釜对N80钢在不同温度(60、90、120 ℃)的饱和CO2模拟油田地层水中浸泡96 h的失重腐蚀进行测试,并用电化学分析仪对其进行相同条件下的宏观电化学测试。采用XRD、SEM、EDS对N80钢腐蚀后的腐蚀产物物相结构、表面形貌、元素组成及腐蚀产物去除后基体表面的腐蚀形貌进行分析。结果 N80钢在饱和CO2模拟油田地层水中所形成的腐蚀产物主要由FeCO3和溶液介质中的结晶盐CaCO3组成。温度影响腐蚀产物膜的形貌特征、晶粒尺寸及其致密度变化,导致基体发生不同程度的腐蚀。60 ℃时,表面生成的腐蚀产物膜均匀覆盖于基体表面,产物膜膜层平整、致密,去除腐蚀产物后,表面有少量点蚀坑;温度升至90 ℃时,基体表面覆盖的腐蚀产物凹凸不平,晶粒粗大,排列较乱,规则性差于60 ℃下的腐蚀产物,腐蚀产物去除后,发现基体表面有大片蚀坑群,发生连片腐蚀;120 ℃时,腐蚀产物晶粒减少,覆盖不均,具有明显蚀孔和裂纹,部分腐蚀产物脱落,去除腐蚀产物后的基体表面出现大面积蚀坑,发生严重腐蚀。N80钢的腐蚀速率由60 ℃时的0.021 0 g/(m².h)增至90 ℃时的0.036 0 g/(m².h),至120 ℃时的0.044 4 g/(m².h)。N80钢的自腐蚀电流密度由60 ℃时的1.362 3× 10^?6 A/cm²增至90 ℃时的1.427 3×10^?6 A/cm²,至120 ℃时的1.785 1×10^?6 A/cm²,但其自腐蚀电位则随温度的增加而减小。结论 随腐蚀温度增加,N80钢表面所生成的腐蚀产物膜变得较疏松,且膜层含较多微孔与裂纹,腐蚀速率持续增加,N80钢腐蚀加重。     

温度对N80钢在CO2饱和的NaCl溶液中的腐蚀电化学行为的影响

利用动电位极化和电化学阻抗技术研究了温度对N80钢在CO2饱和的NaCl溶液中腐蚀过程的影响。结果表明,温度的升高促进了腐蚀反应的阳极过程和阴极过程,使得N80钢腐蚀速率增大,而且温度对阴极过程的促进作用大于阳极过程,导致了Ecorr的正向移动。温度的升高并没有改变腐蚀机理;在温度较低的环境中,电化学阻抗谱呈现3个时间...     

N80钢在尿素辅助稠油蒸汽吞吐环境中的腐蚀行为研究

目的 为解决油田现场尿素辅助稠油蒸汽吞吐环境中使用的N80钢油套管管柱的尿素腐蚀问题。方法 采用动态高压釜模拟尿素辅助蒸汽吞吐采出井的井筒工况环境，借助扫描电子显微镜（SEM）、能谱分析仪（EDS）、X射线衍射仪（XRD）、X射线光电子谱仪（XPS）表征技术，研究了N80钢在不同浓度尿素溶液中的腐蚀特性。结果 结果表明，高温蒸汽环境中尿素溶液对N80钢的腐蚀是活化腐蚀、均匀腐蚀，表面腐蚀产物主要组份为FeCO3，且随着尿素溶液浓度的增大，腐蚀产物膜厚度增加，膜厚增长速率减小，对N80钢的腐蚀愈严重。对尿素辅助稠油蒸汽吞吐采出井井筒而言，在有原油存在下30%浓度尿素溶液中，由于原油起到了缓蚀剂作用，不会形成严重腐蚀，且随着原油量的增加，对N80钢的平均腐蚀速率降低。对于尿素辅助蒸汽吞吐提高采收率技术而言，在满足井筒腐蚀控制要求的前提下，现场试验方案的尿素溶液浓度可以高达30%。结论 N80钢能够满足尿素辅助稠油蒸汽吞吐采出井井筒腐蚀控制要求，可以安全使用。     

N80套管在热采条件下的腐蚀电化学研究

目的 针对热采过程中生产阶段和焖井阶段的典型温度工况条件,研究80 ℃与140 ℃温度下N80套管钢在不同CO2分压下的腐蚀电化学行为。方法 利用高温高压电化学设备,采用三电极体系进行动电位极化曲线和电化学阻抗谱（EIS）的测试,并采用ZSIMPWIN软件对电化学阻抗谱测试结果进行拟合分析。利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,并使用扫描电子显微镜（SEM）进行腐蚀产物微观形貌观察。结果 在80 ℃与140 ℃条件下,N80钢在CO2分压0.5~4.0 MPa条件下的腐蚀均为阴极控制,随CO2分压的增大,腐蚀电位Ecorr正移,腐蚀电流密度Jcorr增大。80 ℃下N80钢的电化学阻抗谱呈现3个时间常数,为高频容抗弧、中低频感抗弧和低频容抗弧;温度升至140 ℃后,N80钢电化学阻抗谱中感抗弧消失,呈现2个时间常数,为高频容抗弧与低频容抗弧。结论 通过阻抗谱拟合结果对比及对浸泡实验试样腐蚀产物的微观形貌观察发现,温度升高后,腐蚀产物膜电阻Rc与电荷传递电阻Rt增大,孔隙率降低,对基体的保护性增强。     

热采转火驱生产井油管的腐蚀失效分析

采用光学显微镜,扫描电镜和能谱仪等观察分析了某热采转火驱生产井油管断口的宏观及微观形态,断裂油管的显微组织、化学成分以及腐蚀产物膜等,并结合火驱阶段现场工况条件分析了油管断裂失效原因。结果表明:油管断裂失效机理为拉伸过载失效;局部温度过高导致材料发生二次高温回火,是导致油管承载能力下降的主要原因;火驱阶段井底CO_2分压较高,导致油管内外壁产生CO_2腐蚀,CO_2腐蚀引起的壁厚减薄亦是导致油管承载能力下降的原因。     

CO_2分压对N80油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验。采用失重法、SEM和XRD等手段研究了CO2分压对N80油管钢在100℃下CO2腐蚀行为的影响。结果表明,N80钢的腐蚀速率随CO2分压升高而上升。不同CO2分压下腐蚀类型与腐蚀产物膜宏观形貌的变化相对应,在低CO2分压下腐蚀产物膜完整覆盖。随着CO2分压的进一步升高,腐蚀产物膜由局部覆盖转而重新完整覆盖。相应地,N80钢在低CO2分压下发生全面腐蚀,然后随CO2分压的进一步升高,腐蚀类型由局部腐蚀向全面腐蚀过渡。