陶瓷复膜抗腐蚀技术在井下工具防腐中的应用

国内外钻井工程中腐蚀研究主要集中在CO₂、H₂S和CO₂/H₂S的腐蚀与防护方面，防腐蚀措施主要包括选材、控制钻井液、防腐层、电化学保护等。这些防腐措施都有一定的缺陷。将井下工具如封隔器、套管等表面进行陶瓷复膜处理后，工件形成了致密的陶瓷类膜（几微米到十几微米厚)，模拟腐蚀环境严重的罗家寨气田条件进行抗腐蚀对比试验。实验表明，陶瓷复膜处理后，N80钢和35CrMo钢在延长实验周期的情况下腐蚀变化很小，说明抗腐蚀性很稳定。N80钢气相腐蚀速率从1.23 mm/a降到0.010 1 mm/a，抗腐蚀性提高了120多倍；液相腐蚀速率从0.42 mm/a降到0.004 4 mm/a，抗腐蚀性提高了近100倍。35CrMo钢的气相腐蚀速率从0.98 mm/a降到0.008 3 mm/a；液相腐蚀速率从0.78 mm/a降到0.007 2 mm/a。陶瓷复膜极大地提高了工件的抗腐蚀性。     

油气水共存的非均相介质中N80钢二氧化碳／硫化氢腐蚀行为研究

采用失重法及电化学方法研究了油气水形成的非均相介质中N80钢在二氧化碳／硫化氢环境下的腐蚀行为及N80钢在上述介质中的应力腐蚀裂纹;结果表明,在硫化氢、二氧化碳气体与油水组成的非均相系统中,随着PCO2／PH2S的增加,N80钢的腐蚀速率增大;硫化氢的存在使得N80钢腐蚀的阳极过程受到抑制,腐蚀速度减缓;但脆性断裂及应力腐蚀加剧。     

徐深气田油管腐蚀与温度之间的关系研究

使用动态失重法研究了徐深气田产出水中温度对N80油管钢腐蚀速率的影响。结果表明:N80钢的腐蚀速率随温度的升高呈现先增加后减少的趋势,在80℃时,腐蚀速率达到最大值;温度超过80℃后,腐蚀速率逐渐降低。对徐深气田S2-17油管的实际腐蚀情况进行分析,发现井口100 m以下至1 400 m腐蚀比较严重,对应温度50~85℃与动态失重实验得到的结论基本一致。     

普光气田集输站场排污管线腐蚀与对策

普光气田是国内首次大规模开发的高酸性气田,H_2S体积分数平均为15%,CO_2体积分数平均为8.6%,且气井普遍产出地层水。溶解了H_2S和CO_2气体的产出水进入集输站场排污管道,再加上其中富含氯离子和微生物等腐蚀介质,使得该部位抗硫碳钢A333管材腐蚀条件恶劣。室内电化学和模拟工况试验评价分析表明,A333钢在该环境下耐蚀性较差。针对排污管线存在的腐蚀风险开展了防腐蚀试验,结果表明,A333钢须与缓蚀剂配合使用才能满足高酸性气体环境下的腐蚀控制要求。同时开展了替代管材(耐蚀合金、涂层和柔性复合管)的研究和筛选,为同类高酸性油气田集输站场排污管线的选材和防腐蚀方案制定提供借鉴和参考。     

固溶时效处理对TB5钛合金组织和电化学腐蚀行为的影响

针对海洋石油钻探和管线用TB5钛合金的耐电化学腐蚀性能优化,研究了常规固溶和时效热处理对其电化学腐蚀行为的影响。试验结果显示,随着固溶温度的提高,TB5钛合金的晶粒尺寸逐渐变大,950 ℃固溶处理比800 ℃固溶处理后的尺寸增大了125 μm,固溶温度越低晶粒尺寸越小其耐腐蚀性能越好;时效后合金的耐腐蚀性能显著提升,随着时效温度的升高,次生α相的含量呈现先上升后下降的趋势,合金耐腐蚀性能与次生α相含量成正比。研究表明,耐电化学腐蚀性能最优的热处理工艺是800 ℃固溶+500 ℃时效,腐蚀速率为1.44×10-3 mm/a。     

典型离子对碳钢CO_2腐蚀的影响

为了考察油气田生产液中典型离子对CO_2环境下管道腐蚀行为的影响,采用腐蚀模拟实验,结合极化测试、交流阻抗谱测试等电化学方法及p H值分析方法,研究了Cl~-、SO_4~(2-)、Ca~(2+)、HCO_3~-和CO_2共存环境下碳钢(N80钢)的腐蚀行为。研究结果表明:(1) Cl~-、SO_4~(2-)对N80钢的腐蚀作用基本相同,Ca~(2+)、HCO_3~-均能在一定程度上抑制N80钢的腐蚀,HCO_3~-对腐蚀的抑制作 用明显优于Ca~(2+);(2)加入Cl~-和Ca~(2+)后溶液p H值的变化可以忽略,加入SO_4~(2-)和HCO_3~-后溶液p H值升高;(3) Ca~(2+)参与到腐蚀产物膜的生成,导致腐蚀产物膜孔隙率降低,因而在该介质环境下材料腐蚀速率低,感抗弧缩小;(4) HCO_3~-的存在升高了溶液p H值,降低了溶液的腐蚀性,同时也增大了CO_3~(2-)的离子浓度,促进了Fe CO_3的沉积,使腐蚀产物膜更加致密和完整,导致HCO_3~-溶液中测得的感抗弧消失,材料的腐蚀速率显著降低。结论认为,该研究成果可以为石油化工行业的防腐工作提供理论及技术支持。     

三种80级油套管的电化学腐蚀规律研究

工程实践已证明,高含量 H2S 对气井作业管材的腐蚀性破坏作用属于不可抗拒性风险因素.为科学合理的开展高含硫气井的安全风险评价工作,须模拟现场井下作业条件,运用实验技术研究在高含硫气井作业条件下油套管材料腐蚀效果变化规律.研究中以模拟罗家 8 井气田水为实验介质,选用 L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材为实验对象,在实验室内运用动态失重法测试三种管材的平均腐蚀速率.通过实验总结得到在模拟川东高含硫气井作业条件下 80 级钢油套管材料的电化学腐蚀规律.分析实验结果认为,在模拟罗家 8 井气田水介质中,当pH2S与 pCO2 参数变化不大时,温度的变化是影响 80 级油套管材料腐蚀速率主要因素;L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中气相腐蚀速率的变化规律相似,60℃为管材腐蚀速率的转折点,当温度处于 60℃～100℃范围,三种 80 级管材的气相腐蚀速率随着温度的升高而增大;L80、NT80SS和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中液相腐蚀速率的变化规律差别较明显.     

N80钢在地层水中的应力腐蚀行为研究

分别在空气和地层水两种环境中进行了不同应变速率下N80钢的慢应变拉伸(SSRT)实验,并进行了断口电镜扫描分析.研究发现,N80钢在空气中断口为均匀的韧窝,呈韧性断裂;而在地层水中,出现了晶间断裂,显示出应力腐蚀断裂(SCC)的敏感性,力学性能明显降低,并受到应变速率与温度的共同影响.试片腐蚀率实验结果表明,在应力作用下的N80钢腐蚀速率比无应力状态下高12%,而添加适当的缓蚀剂可以减缓N80钢的应力腐蚀,缓蚀率为38%~43.2%,同时力学性能有所改善.     

铸造高性能合金的显微组织及耐腐蚀行为

对铸造高性能合金Lewmet55进行了化学成分设计，确定了该合金中镍、铬、钼、铜和硅的含量。采用金相显微镜和X射线衍射相结合的方法，分析了该合金的显微组织，并采用多种腐蚀试验方法研究其耐腐蚀行为。着重研究了不同热处理制度对铸造高性能合金的均匀腐蚀、晶问腐蚀、点蚀和电化学腐蚀性能的影响。试验结果表明，Lewment55合金经1250℃×1．5h水冷固溶处理后，在高温浓硫酸介质中具有良好的耐蚀性，以及较好的抗晶间腐蚀、点蚀和电化学腐蚀性能。     

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.     

不锈钢密封面在醋酸中的缝隙腐蚀及对策

介绍了PVA装置不锈钢密封面在醋酸中的缝隙腐蚀试验,并对受腐蚀的密封面修复工艺进行了研究,对严重腐蚀的部件可采用“清洗-喷焊Ni25填充蚀坑-平整加工-电刷镀Co-Mo合金”修复工艺；而对腐蚀不严重密封面修复可采取“电刷镀Co-Mo合金镀层加406特种涂层或直接涂刷406特种涂层”正艺。     

N80油套管在油田采出液中的腐蚀与磨损协同作用研究

以长庆油田分公司樊家川油田采出液为介质,在自制的腐蚀磨损试验机中对比研究了N80油套管钢在其中的动静态腐蚀、腐蚀磨损以及缓蚀剂对腐蚀磨损(自行研发的NYS-9缓蚀剂)的协同作用。结果表明,在动态试验中,腐蚀产物膜在流体剪应力的作用下,使得N80油套管钢的局部腐蚀比静态试验严重得多;腐蚀磨损试验初期腐蚀磨损速率较大,随后逐渐减缓;NYS-9缓蚀剂对N80油套管钢具有很好的保护作用,加入缓蚀剂的质量分数为100×10-6时,缓蚀率可达到82%以上。     

N80钢在油田采出液中腐蚀行为的静态和动态模拟研究

模拟研究了井下环境N80钢在油田采出液(主要是CO2水溶液)中的静态和动态腐蚀行为。用光学显微镜、SEM、XRD对N80钢表面腐蚀产物膜的表面形貌、横截面形貌、结构及成分进行了分析。探讨了N80钢点蚀的形成和发展原因。讨论了井下采出液中各种离子对腐蚀行为的影响，结果表明，N80钢表面腐蚀产物膜的形貌及其结构对金属的进一步腐蚀有严重影响。腐蚀产物膜疏松、不完整或损坏、脱落时，会诱发局部点蚀而导致严重的穿孔破坏，点蚀坑会在腐蚀产物膜下产生，这也是N80钢在实际应用中被破坏的主要形式。试验中，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的多，这和试样表面腐蚀产物膜的破坏有关，动态条件下由于流体剪应力的作用，部分腐蚀产物膜破坏和剥落，造成了严重的局部腐蚀。     

新型噻二唑酰胺类缓蚀剂的合成及其对不锈钢的缓蚀性能

以5-甲基-2-巯基-1,3,4-噻二唑、乙二醇胺为原料,合成了三种新型噻二唑酰胺类缓蚀剂,采用失重法及电化学技术测试了目标产物在酸性介质中对不锈钢试片缓蚀性能的影响.实验结果表明:在酸性介质中对不锈钢的缓蚀效率都随浓度的增加而增加,当用量达到40×106 mol/L时,其缓蚀效果达到最佳,其中C3的缓蚀效果最大,达到...     

抑制二氧化碳腐蚀的缓蚀剂及其缓蚀机理研究

采用失重法、电化学极化曲线、X射线光电子能谱分析及扫描电镜,筛选出了能抑制二氧化碳腐蚀的缓蚀体系JS.研究了JS抑制二氧化碳腐蚀的电化学特征,分析了腐蚀前、后及加入缓蚀体系JS后N80钢的表面形貌及表面产物,探讨了JS的缓蚀机理.结果表明,由主剂JB和辅剂SM组成的复配缓蚀体系有良好的协同作用,产物膜有3层,能抑制二氧化碳对N80钢的腐蚀.     

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。     

L485M输气管道水压试验泄漏原因分析

针对某L485M钢级输气管道在水压试验中发生泄漏的现象,对泄漏部位进行了外观检验、理化性能及腐蚀产物分析。结果显示,该管线泄漏点位于管道6点钟位置,管线内壁腐蚀严重,主要表现为全面腐蚀及较深的腐蚀坑;泄漏的主要原因是由于土壤及水等进入管道,钢管内壁受腐蚀减薄,钢管承载能力下降,当试验压力大于钢管承载能力时,钢管开裂泄漏。对于新建管线,建议及时进行管道内部清理,避免对钢管内壁造成腐蚀,对于不能及时投入使用的新建管线,应在内部清理、干燥后进行封堵,避免泥土及水分等进入管线内部而导致腐蚀。     

铬铝合金化对CT80钢抗CO2腐蚀性能的影响

为了提高CT80连续管在CO2腐蚀环境中的耐蚀性能,通过在CT80钢的基础上改变Cr、Al合金元素的含量,并利用真空冶炼技术制备出了铬铝合金钢,采用电化学极化试验、浸泡腐蚀试验对试验钢进行了耐蚀性能评价。结果表明,Cr、Al两种合金元素经过合理的组合匹配,可以有效地提高CT80钢在高矿化度、饱和CO2腐蚀环境下的耐腐蚀性能,为该环境下的油气管材设计提供了理论依据。     

一种新型咪唑啉复配缓蚀剂对A3钢在饱和CO2盐水溶液中的缓蚀性能

以棕榈酸、二乙烯三胺、马来酸酐为原料合成了一种新型咪唑啉缓蚀剂2-十五烷基-1（马来酰胺）-乙基-咪唑啉，其与助剂硫脲复配得到复配缓蚀剂YQ。采用静态挂片失重法、电化学评价法考察了YQ的缓蚀性能。结果表明，YQ能有效抑制饱和CO2盐水对A3钢的腐蚀。采用X射线光电子能谱及扫描电镜分析了腐蚀前、后及加入复配缓蚀剂YQ后A3钢的表面形貌及表面产物，探讨了YQ的缓蚀机理。结果证明，复配缓蚀剂YQ在A3钢表面形成了3层腐蚀产物膜，有效地抑制了饱和CO2盐水对A3钢的腐蚀。