耐CO2腐蚀油井管材的选用

CO₂在水湿环境下容易引起钢铁严重腐蚀,低碳钢的CO₂腐蚀速率可高达7 mm/a,在厌氧条件下可达20 mm/a.油田开发过程中,随着油井含水量日益增高,注CO₂驱采油技术的推广应用,以及高含CO₂油藏的开发,CO₂腐蚀问题越来越突出。CO₂腐蚀使油套管过早失效,服役寿命大大低于设计寿命,造成     

南梁油田油井腐蚀原因分析与防护措施

通过对油井采出水的水型水质、腐蚀产物与形貌、腐蚀速率仿真计算以及油井作业现场实际腐蚀情况的综合分析,认为南梁油田油井腐蚀的主要原因是H₂S和CO₂共同作用引起的局部腐蚀,同时含水率上升使得Cl^-、SRB菌等的数量大幅增加,矿化度高,偏磨严重,电化学反应强烈,加剧了油井腐蚀。以油套环空投加化学药剂为主的防腐工艺,井筒腐蚀得到有效控制,为同类油田的现场应用提供一定的参考。     

红河油田混输管道20钢的腐蚀行为及其影响因素

红河油田油水混输管道出现了腐蚀，通过自制高温高压动态腐蚀评价装置，分别研究了CO₂分压、管输流体含水率、Cl^-含量、硫酸盐还原菌(SRB)含量以及温度等因素对混输管道材料20钢腐蚀速率的影响，并基于试验数据利用灰色关联分析确定了主要影响因素。结果表明：20钢的腐蚀速率随着温度和管输流体含水率的升高而呈幂指数增加，随着CO₂分压和SRB含量的增加，先大幅度上升后以线性趋势缓慢增加，随着Cl^-含量的增加呈线性上升趋势；腐蚀因素影响程度由大到小排序为含水率>温度> Cl^-含量>CO₂分压>SRB含量，其中含水率和温度是影响20钢腐蚀最显著的两个因素。     

温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀的影响规律

采用高温高压腐蚀试验,研究了温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀行为的影响,并采用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射仪,分析了温度对管线腐蚀的影响机理。结果表明：在60～260℃范围内,管线的腐蚀速率随着温度的升高先增加后减小,峰值出现在150℃,不同温度下管线的腐蚀速率均超过0.076 mm/a的标准值;不同温度下形成的腐蚀产物膜差异较大,在60～110℃下腐蚀产物很少,在130℃及150℃下形成了Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),产物较多、较为疏松,在180℃下产物膜为Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),分为致密底层和疏松表层;在260℃下形成了较致密的薄层CaCO₃产物膜。     

油田20号钢弯头的失效原因

通过理化性能检测、组织分析、腐蚀形貌、产物膜分析、流体和冲刷腐蚀数值模拟等手段，并结合现场服役工况，系统分析了某油田20号钢弯头短期内3次腐蚀穿孔的原因。结果表明：CO₂吞吐过程导致弯头部位出现CO₂腐蚀，生成的腐蚀产物膜疏松多孔，同时介质中固体颗粒的存在导致弯头外弧侧出现冲刷腐蚀。在CO₂腐蚀和冲刷腐蚀的共同作用下，弯头外弧侧FeCO₃产物膜破坏，金属基体裸露，外弧侧壁厚迅速减薄最终发生穿孔。最后，给出了避免或减缓此类弯头失效的建议。     

油田管道内腐蚀机理及选材

随着高含H₂S、CO₂以及Cl^-油田的开发与开采,油田管道的内腐蚀问题十分严重,因此探究管道内腐蚀机理并能合理选择管道材料,解决腐蚀问题至关重要。本文探讨了H₂S、CO₂、Cl^-以及元素S腐蚀机理,总结了管道内腐蚀失效主要形式。同时从国外某油田的实例出发,对腐蚀环境苛刻的脱气站管道选材进行了说明和总结,对油田管道材料的选择具有一定的参考意义。     

渤海油田注水井油套管的腐蚀机理

渤海油田注水井下环境复杂，管柱多次发生穿孔，套管腐蚀严重。在渤海某油田实际注水井取水样，分析其水质和细菌类型，并以现场水样为腐蚀介质进行模拟试验，开展了注水井水样中的微生物腐蚀性评价，对比分析了加入杀菌剂或缓蚀剂前后N80钢、3Cr钢和13Cr钢等在对应环境中的腐蚀速率，并建立了长期腐蚀速率预测模型。结果表明：微生物腐蚀是造成渤海油田注水井管柱腐蚀的主要原因，注入水中的细菌以硫酸盐还原菌(SRB)和铁氧化细菌(IOB)为主，杀菌剂可有效降低油套管的腐蚀速率；N80钢和3Cr钢在微生物环境中的均匀腐蚀速率分别为0.58 mm·a^-1和0.27 mm·a^-1,加入杀菌剂后的均匀腐蚀速率分别为0.18 mm·a^-1和0.13 mm·a^-1,N80钢在不加杀菌剂的环境中无法满足生产要求；低浓度杀菌剂对注水井油套管的微生物腐蚀具有明显的抑制作用，选用3Cr材质并加入低浓度杀菌剂能够满足注水井的防腐蚀要求。     

P110S碳钢在高Cl-高酸性气体分压下的腐蚀行为

模拟了西北塔河油田极端苛刻的环境，通过高温高压反应釜模拟试验，失重法、显微组织观察，腐蚀产物物相分析等考察了在高Cl^-含酸性气体条件下，温度和CO₂分压对P110S碳钢腐蚀行为的影响。结果表明：P110S碳钢的腐蚀速率随着温度的升高先增大后减小再增大，随着CO₂分压的升高先增大后减小，腐蚀速率分别在210℃和CO₂分压8 MPa时达到最大。当温度为150℃或CO₂分压为8 MPa时，FeCO₃晶体开始从溶液中析出，在P110S碳钢表面形成了保护性的产物膜，有效抑制了基体的全面腐蚀，降低了腐蚀速率。此外，溶液中高浓度的Cl^-极易导致产物膜发生剥落与破裂，造成严重的点蚀。     

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。     

CO2对油田地下水环境中Q235钢和X70钢腐蚀行为的影响

为了探明辽河油田地下水环境中CO₂对Q235钢和X70管线钢的腐蚀规律,采用动电位极化技术及交流阻抗技术研究了不同CO₂浓度对该环境下两种钢腐蚀行为的影响,并利用光学显微镜对试样腐蚀界面进行表征。结果表明:随着CO₂浓度的增加,Q235和X70钢的交流阻抗图谱的半径均减小,腐蚀电流密度增大,腐蚀坑数量、深度和面积都增加,腐蚀敏感性增大。在低浓度CO₂环境下(CO₂含量为10%时),Q235钢的腐蚀敏感性比X70钢更高;而在高浓度CO₂环境下(CO₂含量为20%、40%、60%时),Q235钢的腐蚀速率反而较小,耐腐蚀性更好。     

L360钢在H2S/CO2环境中腐蚀的预测

运用BP人工神经网络技术建立了预测L360钢在H₂S/CO₂环境中腐蚀的模型,神经网络拓扑结构为5-4-1,网络模型训练成功以后,应用它预测L360钢在H₂S/CO₂中的腐蚀速度.结果表明,人工神经网络模型预测的结果与实验数据相当符合,误差在14%以内.由此可见,BP神经网络模型可以作为预测H₂S/CO₂环境致集输管线腐蚀速率的工具.     

陇东油田Y区块油井管柱腐蚀特性及防护技术

对陇东油田Y区块油井管柱腐蚀的现场情况开展详细调研,抽取现场样本井采出水进行水质分析。在采出水中对N80钢进行动/静态腐蚀试验,通过扫描电镜观察、能谱分析、电化学试验等分析了Y区块油井管柱腐蚀的主要特性。结果表明：N80钢不仅发生了均匀腐蚀,还发生了CO₂、H₂S等酸性气体腐蚀和SRB细菌腐蚀;在结垢趋势强的采出水中,形成的垢致密,附着于腐蚀界面起到防腐蚀作用,在结垢趋势相对弱的采出水中,腐蚀产物疏松,附着于界面而加速了局部腐蚀。通过对腐蚀特性研究,提出管柱材料处理和优选缓蚀剂HSJ-02(用量150 mg/L并配合适宜含量的杀菌剂)的综合防腐蚀措施,该防腐蚀措施使3 a内现场腐蚀开井维护作业量降低了56%。     

X80管线钢在高矿化度油田采出液中的腐蚀行为

利用高温高压釜动态模拟实验,采用失重法研究了含水率和CO₂分压对X80管线钢在油水混合物中腐蚀速率的影响;利用扫描电镜 (SEM)、能谱 (EDS) 和X射线衍射技术 (XRD) 等技术手段表征腐蚀产物表面形貌、清理腐蚀产物后试样的表观特征和腐蚀产物成分。结果表明：随着含水率的增加,X80钢的腐蚀速率单调增加;X80钢的腐蚀速率随CO₂分压的增加而增加,分压为1.5 MPa时,产物膜最致密;X80钢在油水混合物中的腐蚀产物主要由FeCO₃构成;CO₂分压一定时,总压的改变对X80钢的腐蚀程度影响较小。     

二氧化碳对X60钢微生物腐蚀行为影响

利用失重法和扫描电镜研究了CO₂与嗜热SRB共存条件下X60钢在海底污泥和污水中的腐蚀行为.结果表明:CO₂饱和条件下,随着温度的升高,污泥和污水中腐蚀速率均增加,且含SRB的污泥和污水中X60钢的腐蚀速率均大于不含SRB的腐蚀速率,SEM观察表明,X60钢遭受的破坏以点蚀为主;随着CO₂分压的增大,X60钢的腐蚀速率增大,且污泥中腐蚀速率大于污水中腐蚀速率.     

13Cr系列不锈钢在模拟井下介质中的CO2腐蚀研究

根据某油田不同井况条件,配制不同井下模拟溶液,用高温高压釜研究了4种不同成分的13Cr马氏体不锈钢在不同温度、Cl^-浓度和CO₂分压下的腐蚀行为,对腐蚀性能进行了评价,用SEM,EDS,XRD和XPS等方法对腐蚀产物的形貌与成分进行了观察分析。结果表明,随着温度的升高及Cl^-浓度和CO₂分压的增大,13Cr系列不锈钢的腐蚀速率均相应增大,腐蚀速率由高到低的排序为13Cr-0>13Cr-1>M13Cr>S13Cr;其腐蚀产物膜的形貌与结构也有明显差异。     

超临界CO2输送环境中O2、SO2和NO2杂质对X52钢腐蚀行为的影响

通过腐蚀模拟试验、表面分析技术水化学模拟计算等方法,对比了在含O₂、SO₂或NO₂杂质超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀行为差异,探讨了杂质及其交互作用对X52钢腐蚀的影响机理。结果表明：在含0.02%(体积分数)O₂的超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀速率仅为0.007 mm/a,而在含0.02%SO₂或0.02%NO₂环境中X52钢的腐蚀速率均高于0.300 mm/a;当O₂与SO₂或NO₂共存时,二者交互作用促进腐蚀性物质H₂SO₄或HNO₃形成,进而促进X52钢的腐蚀速率提升;在含不同杂质的超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀和成膜反应过程主要由杂质控制,X52钢腐蚀程度不...     

抗微生物腐蚀管材在SRB/CO2环境中膜特征及其腐蚀行为

目的 通过试验观察硫酸盐还原菌(SRB)/饱和CO₂对抗微生物腐蚀管材的腐蚀特征,探究SRB对CO₂腐蚀的影响。方法 通过细菌计数得到有、无饱和CO₂环境中浮游SRB的生长曲线。通过浸泡试验,获得SRB、饱和CO₂、SRB+饱和CO₂(3种不同环境)对腐蚀速率的影响。采用SEM、EDS及XRD对试样在3种不同环境中腐蚀后的表面形貌、腐蚀产物的成分及物相组成进行分析。通过腐蚀电化学测试,研究3种不同环境中对抗微生物腐蚀管材腐蚀的影响。结果 CO₂腐蚀和SRB腐蚀相互抑制,同时CO₂作为SRB生长的迟效碳源,为SRB的二次生长提供能量。整个腐蚀过程受CO₂腐蚀、细菌正常生长代谢形成生物膜、膜层易开裂和脱落等影响。浸泡15 d后,极化电阻呈现R₍p(SRB))>R(p_{SRB+饱和CO2})>R₍p(CO₂     

含杂质气态CO2输送管道腐蚀研究进展

气态CO₂输送管道是CO₂捕集与储存(CCS)过程中的重要一环,含杂质气态CO₂输送管道的腐蚀控制对于管道的安全运行尤为重要。本文综述了目前含杂质气态CO₂输送管道腐蚀的研究成果,总结了气态CO₂输送管道腐蚀的影响因素,阐述了杂质与环境条件对水与CO₂的互溶度、管道钢腐蚀行为、腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响,分析了气态CO₂输送管道临界含水量的确定,归纳了适用于气态CO₂输送管道的腐蚀预测模型。本文指出当前气态CO₂输送管道腐蚀研究亟待解决的科学问题包括:含杂质气态CO₂环境中水与CO₂互溶度的计算;杂质对气态CO₂环境中腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响;含杂质气态CO₂输送管道不发生腐蚀临界含水量的确定;含杂质气态CO₂输送管道内腐蚀预测模型的建立。     

镍基合金718在H2S/CO2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究了镍基合金718在模拟苛刻油田环境中的H₂S/CO₂腐蚀行为。结果表明,在模拟高温高压H₂S/CO₂腐蚀环境中,718合金腐蚀轻微,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。电化学测试结果表明,在模拟CO₂腐蚀环境中,718合金的阳极极化曲线存在明显的钝化区,而在模拟H₂S/CO₂腐蚀条件下的阳极极化曲线呈现多次活化-钝化转变现象,表明腐蚀产物膜的稳定性降低;EIS表明阻抗谱均有明显的容抗弧特征,不含H₂S时材料显示单一的容抗弧,加入H₂S时低频显示扩散阻抗控制,饱和CO₂溶液中718合金具有相对较大的极化电阻。     

流速对CO2/O2环境中L485钢腐蚀行为的影响

为研究CO₂/O₂共存环境中流速对L485钢腐蚀行为的影响,在高温高压动态反应釜中进行模拟腐蚀试验,测试L485钢的均匀腐蚀速率,通过扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等方法观测腐蚀产物的微观形貌和成分。结果表明：CO₂/O₂共存体系中,随着流速的增大L485钢的均匀腐蚀速率逐渐增大,且表面呈现由局部腐蚀向均匀腐蚀转变的特点;CO₂/O₂共存体系中L485钢的腐蚀产物为Fe₂O₃、FeOOH、Fe(OH)₃、Fe₃O₄、FeCO₃。