输油管道的防二氧化碳腐蚀研究进展

输油管道腐蚀是石油开采行业面临的严重问题之一,其中二氧化碳腐蚀最为常见。输油管道的二氧化碳腐蚀机理复杂,在不同的腐蚀条件下,腐蚀速率不同。文章介绍了输油管道的二氧化碳腐蚀机理与类型,讨论了输油管道中流体pH值、二氧化碳压力、温度、流速及含水率对腐蚀速率的影响,最后提出通过添加防腐涂层、阴极保护、添加缓蚀剂等防腐措施。

二氧化碳腐蚀作用下固井水泥石的微观力学性能

二氧化碳地质封存(CCS)技术是降低CO_(2)的有效途径之一,提高水泥环固井的耐腐蚀性和结构完整性对确保二氧化碳封存安全尤为重要。本文采用XRD、TGA、SEM、微米压痕等表征方法,揭示了水泥石在腐蚀环境中的损伤机理和变化规律。结果表明:经历碳化作用后的水泥石展现出明显的分层结构,包括多孔的淋滤脱钙层、部分淋滤层、碳化致密层、氢氧化钙溶解层,以及未碳化的水泥石;受淋滤脱钙作用的影响,水泥石表面碳化腐蚀层的微观硬度下降至0.11 GPa,而中间碳化层由于碳酸钙的积累,其微米硬度提升至0.79 GPa,反映了碳化作用对水泥石结构的增强作用;内部腐蚀层则因氢氧化钙溶解,出现一定程度的力学性能降低,同时这些溶解出的钙离子参与了中间层碳酸钙的形成过程。

混输海管二氧化碳腐蚀与缓蚀剂性能环路试验研究

使用环路试验,研究了某一混输海管工况下流形、温度对二氧化碳腐蚀的影响,同时测量了现场应用的缓蚀剂的缓蚀效率。试验结果可解释混输海管的内检测数据,对于理解管道腐蚀现象,解决腐蚀问题具有指导意义。

温度对二氧化碳腐蚀产物膜形貌特征的影响

在高温高压静态釜中对 3种油、套管钢材N80、P110和J5 5进行了CO2 腐蚀模拟试验。用扫描电子显微镜 (SEM )对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面平均晶粒大小随着温度改变的规律。结果显示 ,3种材料所得到的腐蚀产物膜的纵向形貌为双层结构 ;其膜厚随着温度变化的最大值均在 12 0℃处 ,N 80和J5 5两种钢的最小值在 160℃处 ,而P110钢则在 180℃处。 3种材料成膜晶粒的尺度随着温度的变化都出现了一个峰值和一个低谷 ,峰值都在 12 0℃ ,低谷所对应的温度却不相同。N80和J5 5两种钢在 160℃ ,而P110则在 180℃处。虽然 3种材料腐蚀产物膜的峰值或低谷存在明显差异 。

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 。

活性外掺料提高油井水泥石抗二氧化碳腐蚀能力研究

为提高固井水泥环的抗CO_2腐蚀能力,开发了富硅铝质活性外掺料(HA)。通过比较不同碳化龄期水泥石的抗压强度、分析孔结构、测定渗透率、分析碳化层的成分和显微形貌等方法,对水泥石的抗碳化性能进行了研究。结果表明,加HA水泥石抗CO_2腐蚀能力明显优于净浆水泥石和掺硅灰水泥石:加HA水泥石在CO_2压力2 MPa、95℃腐蚀介质中养护28和90 d后,试样的抗压强度为35.4和33.7 MPa,较同龄期盐水养护试样分别降低了3.01%和13.14%(净浆水泥石分别降低了7.75%和31.15%),试样总孔隙率分别为19.87%和21.45%(净浆水泥石分别为28.81%和31.85%),且有害孔(直径>100 nm)所占比例小;在7 MPa驱替压力下,两个腐蚀龄期的加HA水泥石均未发生渗滤(净浆水泥石的渗透率分别为1.21×10^(-3)μm^2和1.68×10^(-3)μm^2);碳化90 d后的加HA水泥石外层试样中CaCO_3的衍射峰强度明显低于净浆水泥石,且碳化试样的产物呈连续致密,与净浆水泥石腐蚀后形成颗粒的结构明显不同。

碳钢二氧化碳腐蚀研究现状

二氧化碳腐蚀是油气中的二氧化碳(CO_2)溶解于水后生成碳酸后引起的腐蚀。综述了在二氧化碳环境中,碳钢金属表面有产物膜和无产物膜存在的情况下腐蚀机理。分析了温度、二氧化碳分压、流速、pH值及腐蚀产物膜对二氧化碳腐蚀的影响。认为碳钢的二氧化碳腐蚀机理因金属表面是否形成碳酸铁(FeCO_3)膜而不同,二氧化碳分压和流速影响着腐蚀的阴极过程,而温度主要是影响腐蚀产物膜的形成条件。在局部腐蚀领域内开展基础性和应用性研究,将有助于石油和天然气的腐蚀控制。

基于化学热力学的耐二氧化碳腐蚀水泥水化产物控制

油井水泥石的二氧化碳腐蚀问题严重威胁着井眼寿命。文章介绍了油井硅酸盐、铝酸盐、硫铝酸盐、铁铝酸盐和改性磷铝酸盐等五种水泥水化产物,利用化学热力学理论建立了含二氧化碳地层水—水化产物体系热力学模型,计算了水化产物与H^(+)和HCO_(3)^(-)反应的热力学平衡关系,优选出耐腐蚀性能较优的水化产物。结果表明,温度升高会促进羟基磷灰石腐蚀反应,抑制其它水化产物腐蚀反应。水化产物耐腐蚀性能优劣次序为羟基磷灰石、Tobermorite型水化硅酸钙、单硫型硫铝酸钙、Jennite型水化硅酸钙、水化铝酸钙和钙矾石相近、羟钙石。改性磷铝酸盐水泥的耐腐蚀性能最优,建议以其为基础开发耐腐蚀水泥浆体系,并优化产物组成,进一步改善水泥石耐腐蚀性能。研究结果对于解决油井水泥石二氧化碳腐蚀问题具有重要的指导意义。

二氧化碳腐蚀研究状况

介绍了国内外CO2腐蚀研究概况并列举部分实例，同时对其腐蚀机理进行探讨，最后详述了温度、CO2分压、流速及腐蚀产物等因素对CO2腐蚀的影响。

天然气集输管线二氧化碳腐蚀研究

天然气管道工程中二氧化碳腐蚀问题是天然气集输过程中亟待解决的重大难题。由于天然气是多组分气体,尤其是含酸性二氧化碳的天然气遇水生成腐蚀性极强的酸液,对集输管道内壁会产生严重的腐蚀。二氧化碳腐蚀不仅对集输管线和设备安全构成极大威胁,而且易导致管道破裂,造成严重的经济损失和人员伤亡。由于天然气集输管线材质基本选用L485、L360和L245三种管线钢,对某天然气管道拟采用L485、L360和L245三种钢材集输二氧化碳多相介质进行腐蚀研究。由于在该条件下腐蚀的本质是电化学反应过程,故应用电化学方法直接进行研究。通过研究,分析三种管线钢的耐腐蚀性能、程度,并对以后集输同样介质的管材的选用得出科学的依据。

油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素

综述了油气田开发中CO_2腐蚀的严重性、腐蚀机理及影响因素。CO_2腐蚀是一种典型的局部腐蚀,其腐蚀机理主要是腐蚀产物(FeCO3) 或结垢产物(CaCO3)在钢铁表面不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电耦。影响CO2腐蚀的因素较多,包括温度、CO2分压、流速 及流型、pH值、腐蚀产物膜、CL-,H2S和 O2含量等。在实际油气田开发生产中,各种因素都可能同时出现,并相互影响,使CO2腐蚀呈现错综复杂的局面,关于这方面的工作尚待进一步的研究,

新疆油田呼图壁储气库气井二氧化碳腐蚀因素初探

呼图壁气田储气库的气源以土库曼斯坦进关的天然气为主,预计储气库采出阶段二氧化碳分压(Pco2)为0.68MPa,气井可能存在CO2严重腐蚀。因此,主要研究呼图壁气田影响二氧化碳腐蚀的环境因素,通过Predict2.0钢铁腐蚀预测软件对碳钢、低合金钢油管材质进行均匀腐蚀速率的理论模拟(包括温度、CO2分压、Cl-浓度、含油率、流速等环境影响因素),由此预测管柱的腐蚀状况。为储气库气井采取恰当的防腐措施提供依据。

二氧化碳腐蚀缓蚀剂及其缓蚀机理的研究进展

首先分别论述了单组分缓蚀剂和复配型缓蚀剂的缓蚀机理,即不同类型的缓蚀剂在金属表面所具有的不同吸附过程。单组分缓蚀剂中特殊的分子基团在金属表面通过物理吸附、化学吸附或混合吸附过程起到缓蚀作用,复配型缓蚀剂在金属表面通过各组分间协同吸附或竞争吸附过程起到缓蚀作用,并指出了缓蚀机理的研究所存在的问题。然后,主要综述了近几年来国内外对用于二氧化碳腐蚀缓蚀剂的研究进展,包括咪唑啉衍生物、表面活性剂、季铵盐、有机胺和复配型缓蚀剂,结合缓蚀剂的分子结构和缓蚀效率等对其进行了阐述。介绍了几种用于二氧化碳腐蚀的新型缓蚀剂,如多活性位点有机化合物、硫醇、席夫碱和聚合物等。最后针对二氧化碳腐蚀环境的复杂性,对未来缓蚀剂及其缓蚀机理的研究方向进行了展望。

油气集输管道防二氧化碳腐蚀的方法选优

钢质集输管道防止内腐蚀的方法,从原理上主要分为碳钢加注缓蚀剂和使用耐蚀合金管材,而耐蚀合金管中包括使用不锈钢纯材和使用双金属复合管材。本文介绍了两种防腐技术的特点,对各自优缺点进行了比较。

二氧化碳腐蚀环境下套管选材新方法及应用

目的在油田生产过程中,腐蚀的危害性极大,所以套管材质选择至关重要。生产套管材质选择级别低,二氧化碳腐蚀可能导致套管腐蚀穿孔,严重则会影响正常生产,出现安全和环境问题等。如果套管材质选择级别过高,会造成经济上的浪费。为了使材质选择更加合理,所以进行研究。方法以De.Waard预测腐蚀模型计算的不同材质的长期腐蚀速率为基础,提出了一套新的套管选材新方法。通过该方法对渤海油田A井进行了设计,并通过室内实验对设计结果进行了验证。结果根据实验得到的管材选择结果与管材设计新方法设计的结果一致,验证了该方法的准确性。结论提出了一套适合于CO_2腐蚀环境下套管材质优选的方法:计算不同材质的腐蚀速率,进而转化为长期腐蚀速率,根据套管强度要求,计算出套管最大允许磨损量,最终确定套管选择材质。该套管选材新方法能够在保证井筒完整性和井控安全可控的前提下,有效降低套管材质选择的成本,有利于保证油田开发的经济性。

油气田生产中二氧化碳腐蚀机理与防腐技术探讨

在油气田开发中，二氧化碳腐蚀是一个不容忽视的严重问题。国内外的防腐工作者进行了多年的研究，取得了一定的成果。鉴于江苏草舍油田二氧化碳的混相驱先导项目也面临着防腐问题，就二氧化碳腐蚀的机理、影响因素及防护措施等几方面进行了探讨。关于二氧化碳的腐蚀机理，从阴阳两极的电化学反应出发，进行了阐述；影响因素主要讨论了温度、二氧化碳分压、pH值、流速、阳离子等几方面；最后提出几种可行的防护措施。

天然气管线二氧化碳腐蚀速率预测模型研究

为提高天然气管道运行安全性,建立了天然气管线二氧化碳腐蚀速率预测模型,分别确定了影响二氧化碳腐蚀速率的环境参数,其中包括温度、二氧化碳逸度、腐蚀产物膜、p H系数和壁面剪切力;以国内某天然气输气管道为例,应用该预测模型对管道二氧化碳腐蚀速率进行预测分析,并与实际工况进行对比及误差分析。研究结果表明,二氧化碳腐蚀速率预测模型预测结果与实际工况腐蚀速率相近,最大相对误差不超过8%。

碳钢的细菌和二氧化碳腐蚀研究新进展

西澳大学的科学家们在＂联邦科学和工业研究组织（CSIRO）＂大会上发表了此领域的新研究成果。该项研究认为,天然微生物群落以钢铁为基底厌氧生长,钢铁是电子的来源,二氧化碳是电子的接受体和碳的来源,过程中不存在有机碳和典型的电子接受体。在两个月的实验时间内,与无菌环境对比,

油气管道二氧化碳腐蚀研究

与二氧化碳发生反应所造成的腐蚀在各处都时有发生,而在油气集输过程中尤为普遍,会使得油田经济利益受损。主要探究管道运输过程中二氧化碳对管道的腐蚀。从水中二氧化碳的理化性质出发,对二氧化碳腐蚀的类型及影响二氧化碳腐蚀的因素进行了论述。pH值、CO2分压、介质中的水含量、介质中的各种元素等,对管线钢造成严重后果。提出了几个关于防腐的有效方法及腐蚀的检测方法。

高温下湿气环流的二氧化碳腐蚀

在高压的最高值和最低值，在90℃、0．45MPa二氧化碳（CO2）气压的环流条件下测试了10cm直径光面碳钢水平管的湿气腐蚀速率。腐蚀介质由软化水和除水80％的低粘度烃相组成。在0．05m／s的表观液体速度（Vsl）情况下，采用了15m／s和20m／s的表观气体速度（Vsg）环流吹扫100h。用电阻（ER）技术测定的腐蚀速率分三个阶段发展，表明指数衰减符合碳酸亚铁（FeCO3）生成水垢的过程。平均腐蚀速率的试样失重测定证实了用电阻（ER）测定的腐蚀速率较低。研究采用的流动和腐蚀状态发现无流动引发的局部腐蚀（FILC）。表面分析技术如电子扫描显微术（SEM）和X射线光电子光谱（XPS）表明，FeCO3薄膜形成的过程与流动相关，