环境因素对X80管线钢在NS4溶液中腐蚀性的影响

通过动电位极化方法研究了温度、溶解氧、pH值等环境因素对X80管线钢在NS4溶液中腐蚀性的影响,并将三者对X80钢腐蚀速率的影响程度进行了灰关联分析.动电位极化曲线试验结果表明:随着NS4溶液中溶解氧含量的减少,X80钢的腐蚀电流密度(icorr)降低,耐腐蚀性增加;随着溶液温度升高和溶液pH值降低,X80钢的腐蚀电流密度增加,耐腐蚀性下降;灰关联分析结果表明:根据关联度的大小,环境因素对X80钢腐蚀速率影响大小的顺序为溶解氧、溶液pH值、温度.     

注空气驱油过程中N80钢的腐蚀规律研究

目的 探明空气驱工艺条件下套管钢的腐蚀规律,为空气驱工况条件下套管钢的腐蚀防护提供数据支撑.方法 采用高温高压失重挂片法评价N80碳钢的腐蚀速度,利用扫描电镜、能谱分析等手段考察金属表面腐蚀产物膜的形态与组成,研究氧分压、温度以及腐蚀时间对注空气驱油过程中N80钢的腐蚀影响.结果 随着氧分压的增加,N80钢的腐蚀速率总...     

南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

3种13Cr110钢高温高压CO2腐蚀行为对比研究

为了对比评价3种13Cr钢耐CO2腐蚀性能,在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对3种钢的CO2腐蚀行为进行了试验研究。结果表明,3种钢的CO2腐蚀速率以B13Cr110S、B13Cr110、HP13Cr110的顺序增大,B13Cr110S钢的腐蚀速率随温度升高变化不大,而B13Cr110和HP13Cr110钢则随温度升高而增加;B13Cr110S钢的C02腐蚀产物膜薄而致密,在较高温度下B13Cr110和HP13Cr110钢形成的腐蚀膜易干裂,但3种钢在该试验介质中均发生了均匀腐蚀;3种钢的腐蚀膜组成各不相同,但均含有Fe和Cr元素的氢氧化物及其失水后的氧化物。     

高温高含二氧化碳条件下五种含Cr钢适用性评价

目的 预测某高温高含二氧化碳油井中管柱的腐蚀情况,为该油井推荐安全经济的材质。方法 采用高温高压反应釜模拟现场工况进行腐蚀试验,通过失重法、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)对五种含Cr钢的适用性进行评价。结果 在40~160 ℃温度范围内,五种钢材随温度的升高,其均匀腐蚀速率先升高后降低,且均在80 ℃时达到最大值。3Cr钢的腐蚀速率最高,在整个温度范围内,均远高于0.076 mm/a。在温度为120 ℃时,9Cr钢开始出现局部腐蚀。在温度为160 ℃时,13Cr钢有一定的局部腐蚀倾向。S13Cr、22Cr钢在整个温度范围内的腐蚀速率都较低,试验后试样表面平整连续,耐蚀性能好。结论 建议在采出井井筒中上部40~80 ℃较低温度井段选用9Cr钢,中部80~120 ℃中高温井段选用13Cr钢,底部120~160 ℃高温井段选用S13Cr钢。     

南海某油田CO2回注井防腐选材实验

目的开展腐蚀选材实验,确定经济合理的井下油套管材质。方法分别模拟回注气层(114℃、CO2分压为24.89 MPa、凝析水Cl^–质量浓度为1000 mg/L)、回注水层(117℃、CO2分压为28.39 MPa、凝析水Cl-质量浓度为20000mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13Cr、超级13Cr和22Cr双相不锈钢材质。结果3Cr出现严重的均匀腐蚀及点蚀,最大均匀腐蚀速率出现在回注水层工况,达1.0973 mm/a;最大点蚀速率出现在回注水层工况,达0.4241 mm/a。13Cr均匀腐蚀速率较低,最高腐蚀速率为回注气层工况,达0.0274 mm/a;在回注水层工况条件下,点蚀速率较高,为0.3833 mm/a。S13Cr均匀腐蚀速率较低,回注气层工况腐蚀速率最高,达0.0113 mm/a,无点蚀。22Cr均匀腐蚀速率较低,为0.0011mm/a,无点蚀。整体规律为回注水层条件下的腐蚀速率大于回注气层,主要腐蚀产物为FeCO3,对13Cr以上管材,主要腐蚀形式为点蚀。结论对CO2回注深井,应尽量选取气层回注。在CO2分压为24.89MPa、地层温度为117℃、地层水Cl^–质量浓度为20000mg/L条件下,推荐选用超级13Cr为回注井管材。     

X80钢在库尔勒和高pH值土壤模拟溶液中的腐蚀行为

通过浸泡质量损失法、动电位极化和交流阻抗等方法研究了X80管线钢在库尔勒和高pH值（0.5mol/L Na2CO3＋1 mol/L NaHCO3）土壤模拟溶液中的腐蚀行为,并对宏观腐蚀形貌进行了观察,采用X-射线衍射仪测试了腐蚀产物膜的组成。结果表明,X80管线钢在高pH值土壤模拟溶液中腐蚀很轻微,而在库尔勒土壤模拟溶液中则发生了严重的腐蚀,其腐蚀速率约是高pH值土壤模拟溶液中的3倍。这主要是因为X80管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中表现出活性溶解状态,形成的腐蚀产物膜疏松、易脱落,保护性很差;在高pH值土壤模拟溶液中则很容易钝化,形成的碳酸亚铁腐蚀产物膜具有一定的阻隔效应,产生了明显的保护作用,腐蚀速率因此很低。     

X70钢在包头土壤环境中的腐蚀规律研究

通过在内蒙古包头土壤中室内埋设试样的方法,考察了土壤温度、含水量以及埋设时间对X70钢腐蚀情况的影响,利用失重法和电化学极化曲线方法测定了腐蚀速率.通过SEM和EDS对腐蚀形貌和腐蚀产物进行了观察与分析.实验结果表明,腐蚀速率在埋设60天内一直没有达到稳定,并随温度的升高而增加,在45℃、10%含水量土壤中埋设15天时达最大值;腐蚀程度随时间的延长而加剧;当埋设时间和温度相同时,X70钢在10%含水量土壤中腐蚀严重,在20%含水量的包头土壤中腐蚀轻微;X70钢的腐蚀机理主要是均匀腐蚀和点蚀,腐蚀产物主要为Fe的氧化物.     

模拟在役井注减氧空气对1Cr-L80井筒管材防腐研究

目的在充分调研陆上及渤海周边相似油气田注气开发井筒腐蚀情况的基础上,明确注减氧空气开发井对井筒全寿命周期管材腐蚀速率大小。方法系统性开展注气井不同含氧量条件下的动态腐蚀实验研究,并对生产井动态腐蚀进行评价,深入分析减氧空气对油井管腐蚀行为,分类分层次分析归纳注减氧空气工况管柱腐蚀特性、腐蚀速率影响因素以及管柱腐蚀风险。结果得出在注气井井口、井中、井底工况,不同氧气浓度下,1Cr-L80管材在注气井井口、井中、井底的腐蚀关系曲线。在含氧量为5%(质量分数)的注气井井口、井中、井底,1Cr-L80的腐蚀速度分别为0.345、0.2147、0.1158mm/a;在含氧量为21%的注气井井口、井中、井底,1Cr-L80的腐蚀速率分别为0.7399、1.2854、2.4506 mm/a。结论1Cr-L80材质腐蚀速率均保持在较高水平,老井直接注入空气会存在高腐蚀风险。     

3Cr管材在含氧气驱生产井中腐蚀行为与防护研究

目的针对注含氧气体开发井筒管材腐蚀问题,系统性开展生产井动态腐蚀实验研究,明确注含氧气体开发井筒全寿命周期管材腐蚀速率的大小,为全寿命周期防腐材质选择及防腐措施提供数据支撑和参考。方法采用模拟渤海某油田生产井井口(27℃、2.0 MPa)、井中(98℃、13 MPa)、井底(135℃、18 MPa)工况,进行不同含氧量条件下的动态腐蚀实验,O2含量占总气体的3%(摩尔分数),采用模拟油田伴生气组分(CO2含量占伴生气组分的4.13%、总气体组分的4.01%),实验周期为14d,实验材质3Cr管材,对照组采用13Cr材质,仅在井底工况进行试验分析。结果由于生产井中O2(3%)和CO2(4.01%)共存,O2对CO2腐蚀起到显著催化作用,同时地层水电导率远高于注入井中的去离子水,因而随含氧量的升高,管材腐蚀速率急剧升高。3Cr和13Cr材质的腐蚀速率均远高于极严重腐蚀等级,单独使用材质防腐不适用于目标油田生产井工况。结论针对氧气、二氧化碳协同腐蚀的工况特征,应采用3Cr材质加咪唑啉类缓蚀剂进行防腐,同时加强氧气浓度检测,或者考虑采用ISO 15156-3推荐的双相不锈钢22Cr、超级双相不锈钢25Cr或28Cr。     

CO2和微量H2S共存环境中套管防腐优选研究

目的研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征。方法采用高温高压腐蚀仪,以渤海某油田实际采出水样为腐蚀介质进行模拟实验,利用扫描电镜,能谱仪(EDAX)分析不同管材在不同腐蚀条件下腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌和组分特征,对比分析不同钢材在对应腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立长期腐蚀速率预测模型。结果单独CO2(分压为0.1 MPa)腐蚀环境中,N80材质在50℃条件下发现有局部腐蚀,其他材质表现为均匀腐蚀。CO2(分压为0.1 MPa)和微量H2S(分压为0.0006 MPa)共存条件下,碳钢和低Cr钢腐蚀差异小,为均匀腐蚀。微量H2S的加入改善了腐蚀环境,13Cr钢表面腐蚀程度较小,几乎不腐蚀。单独CO2与CO2/H2S共存的腐蚀速率相比,腐蚀速率降低60%以上。随着测试时间的增加,几种材质的腐蚀速率按照幂函数形式递减,N80、1Cr、3Cr材质的长期腐蚀速率分别为0.023、0.19、0.13 mm/a。结论微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,3Cr-N80套管、线重69.983 kg/m以上能够满足腐蚀后套管强度要求。     

Q345钢在不同pH值人工海水中的电偶腐蚀行为研究

目的 研究不同pH值的人工海水环境中电偶腐蚀对金属的影响。方法 利用自行设计的可拆卸电极,采用浸泡法和电化学方法,结合宏观和微观腐蚀形貌,对Q345钢在不同pH人工海水中的电偶腐蚀行为进行分析。结果 在浸泡初期,不同pH值海水环境中电连接电极间的电位差相差较小,不易发生电偶腐蚀;浸泡至14 d,电极间的电位差相差较大,这表明不同电连接电极之间发生明显的电偶腐蚀。与自腐蚀相比,pH为7.50和8.40的电偶腐蚀的腐蚀电位较大,腐蚀电流密度较小,腐蚀产物膜电阻Rp较大,说明在pH值为7.50和8.40时,电连接电极间的腐蚀以自腐蚀为主。在pH值为7.80和8.70时,电连接电极间发生明显的电偶腐蚀。自腐蚀电极表面的腐蚀产物较少,锈层结构疏松。电偶腐蚀中,在pH为7.50和8.40的电极表面的腐蚀产物较少,锈层结构致密;pH为7.80和8.70的电极表面的腐蚀产物较多,锈层结构比较疏松。结论 通过研究2种腐蚀行为的差异,分析pH值的不同对电偶腐蚀的影响,为海洋环境金属材料的腐蚀防护提供数据支持。     

元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响

目的研究元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响,为评价825合金在高温高压含CO2/H2S和元素硫环境中的适应性提供依据。方法将825合金分别置于含元素硫和不含元素硫的模拟气田环境中,进行高温高压含硫实验。采用失重法、高温高压电化学法、扫描电镜和能谱测试方法对825合金的均匀腐蚀、局部腐蚀、电化学腐蚀、微观形貌和化学组成进行表征,揭示元素硫对825合金在高温高压含H2S和CO2环境中腐蚀行为的影响规律。结果在不含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率仅为0.0217 mm/a,无局部腐蚀现象产生,也没有检测到明显的点蚀噪声信号;在含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率高达0.469 mm/a,具有明显的局部腐蚀特征,且点蚀噪声信号显著,与光学照片观察结果一致。结论825合金在高温高压含元素硫和氯离子环境中容易发生局部腐蚀,这主要是由于元素硫在水溶液中发生水解反应,在局部区域生成了H2S和H2SO4,在高温和氯离子的耦合作用下,显著地加剧了825合金的腐蚀,腐蚀产物以氧化物和硫化物为主。     

硫酸盐还原菌对X60钢CO2腐蚀行为的影响

采用API-RP38培养基,从油田含油污水中分离出硫酸盐还原菌（SRB）,研究了该菌种的生长特性。用腐蚀失重实验和电化学手段系统地研究了CO2饱和的油田污水中SRB对X60钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明,SRB最佳生长温度为30℃,最佳生长pH值为7.5;30℃时SRB的存在减缓了CO2腐蚀,此温度下SRB细胞、胞外聚合物和腐蚀产物能够形成致密膜层,腐蚀产物主要是FeS和FeCO3;随温度升高,SRB的存在会加速CO2腐蚀,且SRB与CO2之间产生协同作用,促进基体材料的腐蚀破坏。     

考虑环空压力的生产套管CO2腐蚀速率预测

目的 预测考虑环空压力条件下不同产量、温度变化碳钢套管的腐蚀速率.方法 利用优化的经典半经验模型对碳钢套管的腐蚀速率进行预测.明确海洋环境碳钢套管CO2腐蚀的机理,找出海水中生产套管发生腐蚀的主要影响因素及腐蚀机理,通过CO2溶解度模型优化腐蚀速率预测模型,考虑温度、环空压力、产量等变化对腐蚀的影响规律,预测生产套管的腐蚀速率.结果 计算了产量变化后环空的压力分布,产量越大,环空压力相对越大,但产量增大到一定值后,环空压力的增加不再明显.产量会影响环空的温度分布,而温度的变化又关系着热膨胀压力,影响套管的腐蚀速率.通过高温高压室内腐蚀实验验证了腐蚀预测模型的可靠性,对比实验结果 ,模型的预测误差在10％以内,满足现场腐蚀预测需要.结论 产量、温度、CO2溶解度、环空压力等因素均对腐蚀有较大影响,考虑环空压力变化条件下生产套管总体的腐蚀速率远超NACE标准中度腐蚀的0.125 mm/a,需要采取一定的缓蚀措施.     

925镍基合金和110SS钢在高温高酸性环境中的电偶腐蚀行为

目的 探究镍基合金925和抗硫油管管材110SS在不同面积比下耦接后的电偶腐蚀行为和电偶腐蚀效应,模拟国内某油气田高温高酸性腐蚀环境。方法 采用浸泡腐蚀试验和电化学测试技术,评价电偶腐蚀的阴阳极过程对腐蚀进程的影响,并利用扫描电子显微镜(SEM)、X射线能谱仪(EDS)与X射线衍射仪(XRD)对腐蚀试样的表面形貌及腐蚀产物成分进行分析。结果 110SS的自腐蚀电位远远低于925,阴阳极分别以1:1、1:5、1:10、1:30四种面积比耦接后,均发生电偶腐蚀。耦接后110SS的腐蚀速率分别为:0.7564、0.7032、0.6457、0.6289 mm/a,均为极严重腐蚀。结论 电偶腐蚀速率和电偶腐蚀效应均随着阴阳极面积比的增大而增加。镍基合金与碳钢油管耦接主要对材料在腐蚀环境下的腐蚀进程有影响,而对腐蚀产物和腐蚀机理的影响不大。