松辽盆地北部深层气井CO2腐蚀预测方法

松辽盆地北部深层气井井深、温度高、压力高。天然气中含有CO2,地层水矿化度高,井液中含有一定量的Cl^-,井下管柱腐蚀为CO2和水引起的电化学腐蚀。随着温度的升高,腐蚀速率先增大后减小,80℃时腐蚀速率达到最大值;降低溶液pH值、增加溶液中的Cl^-浓度、提高CO2分压以及介质的流速,均加剧了油管腐蚀;通过灰色关联量化计算影响CO2腐蚀因素关联度,温度、CO2分压、Cl^-浓度、pH值和流速是影响CO2腐蚀的主要因素;根据DWM腐蚀预测模型的函数关系,利用现场腐蚀监测和实验数据计算相应的系数,建立了适合松辽盆地北部深层气井的CO2腐蚀速率预测模型。     

酸性气井井下管柱腐蚀预测模型及应用评价

在酸性气井中,腐蚀使管柱的强度大大下降,给气井的开发生产带来巨大的安全隐患.采用支持向量机方法对国内某油田的2口生产气井进行气井管柱腐蚀预测,结果表明,对于H2S腐蚀下的井,预测误差为3.1％;对于少量H2S环境下CO2腐蚀的井,预测误差为1.5％,预测值都能够满足工程需要.腐蚀介质H2S和CO2共存情况下的腐蚀要远比单一介质腐蚀严重得多.对气井中存在H2S和CO2两种腐蚀介质的情况,应重点监护,做好防腐措施并及时更换气井管柱.     

重庆气矿气井腐蚀现状及防腐对策

由于天然气中含有H2 S、CO2 、水等腐蚀性介质 ,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。针对重庆气矿气井腐蚀现状 ,在分析影响井下油管腐蚀因素的基础上 ,提出在现有条件下 ,气井防腐除选用抗硫耐腐蚀材料外 ,最经济有效的措施是加注适宜的缓蚀剂 ;并就重庆气矿气井缓蚀剂保护技术、气井防腐管理和后续防腐工作提出了建议 ,形成有针对性的气井防腐对策 ,用以指导日常气井防腐工作 ,确保气田高效、稳定生产。     

高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2及醋酸共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

油套管在CO2和H2S共存时的腐蚀机理研究

采用模拟高温高压CO2,H2S共存时的腐蚀试验及腐蚀产物膜的分析方法,研究了井下高温高压CO2、H2S共存时NT80SS油管腐蚀膜的特征及其对电化学腐蚀的影响。结果表明：在H2S、CO2和Cl^-共存条件下,气相区高温静态腐蚀表现为垢下腐蚀;在液相区则以均匀腐蚀为主,腐蚀的发生是H2S和CO2共同作用的结果,其机理可能是CO2在液相中与钢先发生作用生成FeCO3,H2S在液相中与FeCO3反应生成了更为稳定的FexSy,在液相中,FexSy吸附层对离子的迁移起到了部分的阻拦作用。由于在气区的垢下腐蚀为局部腐蚀．腐蚀速度大于液相区的腐蚀。     

微量H_2S对油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了微量H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响,并对腐蚀产物膜特征及腐蚀机制进行了研究。结果表明:单一CO2腐蚀速率最高,达2.4 mm/a;当H2S与CO2分压比为1/400时,腐蚀速率迅速减小,随着H2S与CO2分压比增大,腐蚀速率先增大后减小,但均小于单一CO2腐蚀速率;H2S与CO2分压比为1/400是腐蚀控制的临界点,当H2S与CO2分压比大于1/400时,腐蚀过程逐渐转变为H2S控制。     

天然气压力容器腐蚀原因分析及防范措施

1．天然气压力容器腐蚀的原因 天然气压力容器腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀由内部介质所导致，是目前的研究难点和重点。内腐蚀有三个显著特点：①气、水、烃固共存的多相流腐蚀介质；②高温或高压环境；③H2S、CO2、O2、Cl^-和水分是主要的腐蚀物质，其中H2S、CO2、O2是腐蚀剂，水是载体，Cl^-是催化剂。在三种腐蚀剂中H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀，H2S腐蚀类型除电化学腐蚀外，其最具危害的还是固体力学化学腐蚀，即硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂等，H2S可以导致五种开裂损伤：硫化物应力腐蚀开裂（SSC）；氢鼓泡（HB）；氢致开裂（HIC）；应力导向氢致开裂（SOHIC）.     

油管钢在H2S溶液中的腐蚀研究

随着含硫油气井的大量增加,在钻井及采油过程中油管套管及其它钻井设备都容易发生严重腐蚀,其主要腐蚀介质就是H2S和地层中含有的Cl-、CO2以及少量微生物等。在实验室内对N80油管钢的H2S腐蚀进行实验研究,着重掌握溶液酸度、H2S浓度以及Cl-含量对N80钢腐蚀速率的影响。     

井下油管的腐蚀防护

井下油管腐蚀受很多因素影响,其中最主要腐蚀形式是H2S腐蚀和CO2腐蚀,并且以H2S、CO2共存时的腐蚀最为普遍,过程也最为复杂。针对目前油气田井下油管腐蚀现状,对其腐蚀机理及防腐措施进行了探讨。     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

气举井的腐蚀原因分析及防治措施

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司文留油田气举井腐蚀严重,对腐蚀原因进行了详细分析,并结合实际采取了防治措施,效果明显,对其他气举井的防腐蚀工作有借鉴意义。     

陆梁油田水套加热炉的腐蚀与防护

陆梁油田作业区水套加热炉存在严重的盘管腐蚀,甚至出现了盘管穿孔现象,影响了油气的集输和油田的正常生产,分析了水套加热炉腐蚀的原因,原油中含酸有机物对盘管的腐蚀较小,水套加热炉盘管的腐蚀主要由油田采出液中的氯化物、硫化物和溶解氧引起。针对以上腐蚀情况提出了相应的解决方案和对策。     

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长庆气田开发过程中，硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质对井下管柱，地面采、集、输设备会产生不同程度的腐蚀，造成油、套管的断裂，井口装置失灵，集输管线爆破等事故。该气田腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和酸性气体的电化学失重腐蚀两类。初期开发的气井由于井底残存部分积液，其中溶有一定量的酸性气体，从而形成酸液对井下管柱的腐蚀破坏。随着气井开发周期的延长，酸液腐蚀过程中产生的Ｈ＋在井下高温高压的作用下将不断地渗入到管柱内，从而降低管柱的硬度和强度，在拉应力的作用下将会造成管柱的应力变形或断裂。为抑制腐蚀介质的腐蚀破坏，建立了气田防腐专项研究项目，从根本上探明长庆气田的腐蚀特点，并借鉴国内其它油气田有关防腐工作的研究结果，开发出适合长庆气田的防腐措施，确保气田长期、高效地开发生产。     

牙哈凝析气田腐蚀状况及对策

牙哈凝析气田具有流体复杂、地层压力高等特点，从2002年开始，气田逐渐开始出现管线及法兰的刺漏现象，井下采气管柱、采气树阀门、集气管线等腐蚀严重，腐蚀范围涵盖了从井下到地面的各个环节。针对牙哈凝析气田日趋严重的腐蚀问题，对气田井下管柱、采气树阀门、集气管线、地面容器、水冷器以及暖气输水管线等腐蚀情况进行了调研，分析了牙哈凝析气田的腐蚀机理，对该气田采用的防腐方法进行了详细分析、对比，为今后类似油气田防腐措施的实施提供了参考依据。     

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。     

黄桥气田CO2腐蚀现状及完井选材评价研究

CO₂腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型，自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO₂气流以后，随后完成了4口试采井，已探明黄桥CO₂气田为国内最大的CO₂气田。1985年投入开发以来，相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况，正是由于腐蚀的影响，导致气田生产成本上升、生产时效降低，极大地影响了气田的开发效益。同时，CO₂腐蚀严重威胁着黄桥CO₂气田的安全生产，解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO₂气田腐蚀现状和特征，分析了腐蚀异常的原因，并选用4种管材开展CO₂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、高压和CO₂环境下对管壁产生严重腐蚀；9Cr管材耐CO₂腐蚀性差，有轻微点蚀；13Cr管材基本不发生腐蚀，可以满足CO₂气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。     

套管腐蚀的预防及治理工艺技术

油水井套管腐蚀破损是油田开发中较普遍的问题,长庆油田套管腐蚀破损情况十分严重,因此,自1989年以来,即着手研究攻克这一技术难题。经过6年的实践与探索,目前已形成了四套共七种套管腐蚀破损的预防及治理工艺技术,较好地解决了复杂情况下的套管腐蚀问题。本文就四套七种预防治理工艺方法做了较详细介绍。     

大庆天然气加工装置的腐蚀机理与联合防护

对大庆天然气加工装置的腐蚀成因进行了现场调研与理论分析。依据大量的实验及现场测试数据,提出对装置中水、气两相,分别进行镁牺牲阳极-富锌涂料及投加高效缓蚀剂的最佳联合防护措施。研究结果表明,采用联合防护方法对防止装置的天然气增压浅冷用冷却器等设备的腐蚀,效果显着。     

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自长庆靖边气田大规模开发以来，气井井筒的腐蚀和防腐工艺一直是采气工艺中的重要问题。通过对几种腐蚀预测模型的分析，结合长庆气田腐蚀现状，将引进的腐蚀预测软件技术与同一气井不同段、多口井特定段失重挂片和措施井起出油管柱进行腐蚀分析对比，验证预测的可行性和不足处。在实践基础上探讨了在缓蚀剂加注方式和制度方面研究的一些结论和存在的问题。最后提出了靖边气田井筒防腐的几个针对性研究方向。