温度对VM110SS套管钢在酸性环境中腐蚀行为的影响

模拟川东某气田气井封隔器失效后套管面临的腐蚀环境,利用自制高温高压釜进行VM110SS套管钢在总压18MPa、CO2分压0.54MPa、H2S分压0.41MPa、温度30~150℃条件下的腐蚀实验,得出了该气井工况下温度对VM110SS套管钢腐蚀速率的影响。采用扫描电镜和电子能谱分析方法对试样表面腐蚀产物形貌及成分进行分析。结果表明,VM110SS钢的平均腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的规律,气液相腐蚀速率最大值出现在90℃。在90℃气相中腐蚀速率为0.838mm/a、液相中腐蚀速率为1.130mm/a,发生极严重腐蚀。所有实验温度条件下,试样均发生均匀腐蚀,且腐蚀产物以硫铁化合物为主。本实验为酸性气田在不同井深及温度条件下套管的腐蚀状况评估提供了参考。     

高酸性条件下元素硫对碳钢腐蚀的影响

天然气中硫含量超过一定温度、压力条件下的溶解度会导致气井中发生硫沉积,当元素硫大量沉积时,会堵塞流体通道.导致关井停产以及采输系统的严重腐蚀。为此,采用电化学极化测试、电化学阻抗测试和失重腐蚀及应力腐蚀测试的组合体系,全面系统地开展了元素硫存在条件下碳钢的腐蚀性能试验,进而模拟了元素硫在现场可能出现的沉积方式,弄清了元素硫沉积量、沉积方式对碳钢腐蚀性能的影响及腐蚀垢物的组成。结果表明:①元素硫与试样的接触程度和堆积形式对碳钢的腐蚀行为有重要影响;②元素硫的存在促进了碳钢的阴极反应;③硫的加入会改变腐蚀产物膜的结构,降低膜的电阻,增大腐蚀速率。最后结合电化学及失重腐蚀测试结果,明确了碳钢在含氯化物湿硫化氢环境中的腐蚀机理,为元素硫沉积工况下的材质选择、缓蚀剂应用、腐蚀监测及控制提供了技术支撑。     

井下油管腐蚀失效分析

油气井增产、投产常采用酸化技术,在酸化过程中,油井管腐蚀失效是油管失效的主要形式之一。通过化学成分分析、金相分析、残余应力测试、腐蚀区域微观分析和油管耐蚀性能评价对酸化过程中呈现规律状螺旋腐蚀失效油管进行的分析表明,失效油管的化学成分、抗拉强度、延伸率、屈服强度、硬度均符合技术协议要求;金相组织由回火索氏体组成,但存在带状偏析,且内部存在拉应力。螺旋状内部拉应力存在形成其特有腐蚀形貌,腐蚀产物主要由CaCO_3、Fe_2O_3组成。现场工况下使用转向酸,在105℃时会发生严重腐蚀,腐蚀速率可达到126.45g/m~2·h。     

凝析油环境下缓蚀剂的防腐性能及乳化倾向性研究

以海外阿姆河某气田为例,介绍了在产凝析油气田中缓蚀剂通常面临的主要问题,包括汇管积液部位防腐效果不佳,气田水乳化问题。通过室内实验对凝析油环境下缓蚀剂的性能进行了相应的评价研究。从缓蚀剂的物理化学性质的角度简要分析了出现这些问题的原因,并提出了今后缓蚀剂的研发及优化方向。     

高酸性气田集输系统用缓蚀剂筛选评价试验

在室内采用标准的方法和程序对国内外19种牌号的缓蚀剂进行了适应性评价试验,筛选出了适用于四川高酸性气田集输系统的缓蚀剂,并在现场试验装置上进行了验证。在室内采用LPR电化学法和转轮试验法对缓蚀剂的膜持久性进行了评价。综合评价结果表明：国内两种针对高酸性气田开发的缓蚀剂（代号C和H）,室内评价缓蚀率≥90％,现场使用可将腐蚀速率控制在0．076mm／a以内,同时这两种缓蚀剂具有适应性强、膜持续时间长、缓蚀作用持久的优点。