5Cr油套管钢在含Cl^(-)的CO_(2)环境中的腐蚀特性研究

目的掌握油气井生产中CO_(2)腐蚀对油套管的影响规律,研究兼顾耐蚀性和经济性的5Cr油套管材料在含Cl^(-)的CO_(2)环境中不同时间下的腐蚀演变规律。方法采用XRD、XPS、SEM和EDS等技术分析5Cr油套管钢在不同时间下腐蚀产物膜的演变情况,利用丝束电极(WBE)和阻抗测试(EIS)技术对其腐蚀电化学行为进行研究。结果5Cr油套管钢腐蚀后期的平均腐蚀速率约为初期的1/2,在腐蚀14 d后,腐蚀产物膜中的Cr富集大于30%,Cr、Fe质量比达到较高水平,约为基体的15倍。随着腐蚀的进行,电荷传递电阻和产物膜覆盖引起的电阻增大,电化学反应阻力增大。在腐蚀前期具有局部不均匀性,随着腐蚀的进行,电极腐蚀电位有负移现象,最终分布区间为−0.59~−0.61 V,电极表面阳极电流区域大幅减少。结论在腐蚀时间延长的条件下,5Cr油套管钢腐蚀产物膜的致密性增加,电荷传递电阻呈变大趋势。在产物膜下的5Cr油套管钢区域,电流发生由阴极向阳极极性转变的现象,产物膜存在的孔隙使5Cr油套管钢基体金属被腐蚀,从而导致阳极电流的出现。表面局部腐蚀电位阳极区的形成和扩展使其有产生点蚀的倾向,但腐蚀产物逐渐沉积在点蚀坑内壁,形成了Cr富集的保护性表面层,原发生点蚀区域由原阳极活性点位转变为阴极区,对其发展起到了抑制作用。

钢在高温CO_(2)环境中氧化渗碳腐蚀机理及其涂层防护研究进展

钢材由于具有高强度和耐热性等优异性能而广泛应用于各种零构件,在服役过程中通常面临较为严重的腐蚀问题。CO_(2)腐蚀是钢材应用领域中较为常见的一种腐蚀失效方式。通常,CO_(2)对钢的腐蚀行为表现为其溶于水后产生的碳酸腐蚀,但在高温环境中,CO_(2)可直接使钢表面氧化,同时伴随渗碳现象发生,钢的力学性能与耐腐蚀性能均会因此大幅下降。然而,目前关于钢在高温CO_(2)环境中的腐蚀行为研究缺乏相关系统总结。综述有关高温CO_(2)环境下钢的腐蚀机理,总结高温CO_(2)环境中温度、压力以及环境中存在的其他杂质气体对腐蚀方式及机理的影响规律,归纳已有的高温CO_(2)氧化与渗碳腐蚀模型的发展状况,概述目前关于抗高温CO_(2)腐蚀的钢材涂层类型及其防护效果。研究表明,由于含Cr钢在高温CO_(2)环境中形成的Cr2O3层相较于Fe氧化物层更加致密,Cr元素的存在通常有利于钢的耐腐蚀性能。而环境中,温度与压力的升高以及杂质气体的存在往往会加重钢的CO_(2)腐蚀,但这些因素的影响规律会随着钢的种类及服役环境的变化而变化。目前关于钢的CO_(2)腐蚀模型主要为单一的高温氧化模型或者渗碳模型,可预测氧化物层厚度或渗碳深度,但无法准确预测同时发生氧化和渗碳行为的钢的腐蚀寿命。综述相关研究现状不仅能指出现有研究的不足及未来研究的展开方向,还可为高温环境中钢材抗CO_(2)腐蚀防护措施的选择及其长周期安全服务寿命评价提供全面理论依据。

CO_(2)-O_(2)-H_(2)O环境下油套管腐蚀研究进展

在注空气驱采油过程中,采出液中通常存在酸性气体及腐蚀性离子,这些气体和离子的浓度变化,在温度和压力的作用下影响油套管的腐蚀行为,造成不同程度的腐蚀及损失。本文从腐蚀机制、影响因素和防腐措施方面展开CO_(2)-O_(2)-H_(2)O环境下油套管腐蚀行为的论述,简要介绍了不同因素下的腐蚀规律及主要影响因素,包括温度、气体分压和腐蚀介质。分析评价了两种常见的防腐手段,包括耐蚀材料的选择、表面镀层保护技术,为后续油套管的防腐提供理论依据。

CO_(2)地质封存与利用环境下水泥单矿C_(2)S的腐蚀速率

在CO_(2)地质封存和利用过程中,固井水泥容易与井下的酸性介质CO_(2)发生碳酸化反应,腐蚀固井水泥石造成水泥石力学性能大幅度衰退。针对水泥石单矿C_(2)S在CO_(2)地质封存和利用环境中腐蚀反应速率不清晰的问题,通过SEM、XRD以及TG的测试方法,定量分析C_(2)S腐蚀产物的变化规律。根据腐蚀产物CaCO_(3)的摩尔生成率和非稳态扩散渗透模型拟合得到腐蚀反应产物CaCO_(3)的生成系数α。SEM实验结果表明,腐蚀反应后C_(2)S水泥单矿颗粒的表面均有较大改变,生成了部分腐蚀产物CaCO_(3);XRD结果表明,单矿C_(2)S腐蚀产物CaCO_(3)的晶型主要有方解石和文石;TG测试结果表明,C_(2)S水泥单矿随着腐蚀龄期的增加,腐蚀产物的量均明显增加。拟合结果表明,C_(2)S腐蚀产物生成速率随着温度的升高而增大,90℃下CaCO_(3)腐蚀产物的生成速率系数α最大为54.90。

CO_(2)在模拟油田采出井环境中对P110钢腐蚀行为的影响

模拟油田CO_(2)采出井腐蚀环境,对油井套管钢P110钢进行了高温高压腐蚀实验,采用失重法测定了腐蚀速率,采用SEM、EDS和XRD观察分析了腐蚀产物的表面形貌及化学组成。结果表明:气相环境中,P110钢的腐蚀速率随温度和CO_(2)分压的升高而增大;液相环境中,P110钢的腐蚀速率在80℃时最大,可达3.7182 mm·a^(-1),温度高于90℃,腐蚀速率随温度升高而降低。CO_(2)分压小于1 MPa,P110钢的腐蚀速率随分压升高迅速增大,CO_(2)分压大于1 MPa腐蚀速率则缓慢增大。腐蚀产物的主要成分是FeCO_(3)及少量的铁锈,在高温时腐蚀产物膜对金属具有一定的保护作用。

CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀研究

油气田开采过程中井下环境复杂,影响因素较多,CO_(2)-O_(2)共存环境对油井管钢造成严重腐蚀且目前研究较少,所以分析CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀行为很有必要。本文通过对CO_(2)-O_(2)共存环境中油井管钢腐蚀机制的研究,结果如下:(1)CO_(2)腐蚀在早期成膜后速度下降到很低,CO_(2)-O_(2)共存环境下腐蚀速率一直保持较高。(2)单一CO_(2)环境腐蚀后钢表面生成致密FeCO_(3)膜,保护基体防止继续腐蚀,而在CO_(2)-O_(2)共存环境下,腐蚀产物主要为FeCO_(3)和Fe氧化物,其中Fe氧化物使得FeCO_(3)晶体间的附着力降低,膜层疏松多孔,从而促进腐蚀。(3)温度升高使氧的传质速度加快,腐蚀产物中保护性较差的Fe氧化物增多,导致腐蚀速率急剧增加。

温度对1Cr钢CO_(2)腐蚀行为的影响

为了提高石油管材的抗腐蚀性能并兼顾一定的经济性,低铬含量的钢受到油气田越来越多的关注。利用高温高压釜模拟CO_(2)腐蚀环境,研究温度对1Cr钢失重腐蚀行为和电化学腐蚀行为的影响,并采用扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)以及X射线衍射仪(XRD)分析了不同温度下1Cr钢表面腐蚀产物的形貌及组分特征。结果表明:在60~120℃范围内,随着温度的升高,1Cr钢的腐蚀速率先增加后降低,在80℃时腐蚀速率达到最大值。随着温度进一步升高,腐蚀产物膜变得更加致密均匀,提高了电荷转移电阻。同时高温下Cr元素在产物膜中的富集也提高了腐蚀产物膜电阻,最终导致100℃和120℃下1Cr钢腐蚀速率降低。

CO_(2)地质利用与封存环境下钢材腐蚀行为与腐蚀控制措施研究进展

CO_(2)地质利用与封存(CO_(2) geological utilization and storage,CGUS)是实现“碳中和”目标的重要技术手段,解决CGUS过程中的钢材腐蚀问题对于降低CGUS技术风险、实现CGUS技术规模化推广应用至关重要。综述了目前已经提出的CO_(2)腐蚀钢材反应机制,总结了CO_(2)腐蚀钢材的主要影响因素,阐明了CO_(2)分压、温度、矿化度及pH值、CO_(2)封存环境中含有杂质、流体流动等因素对钢材腐蚀行为的影响,归纳了适用于CO_(2)腐蚀钢材防护的主要措施。基于此,提出了CGUS环境下钢材遭受CO_(2)腐蚀问题的重点研究方向。主要包括:CO_(2)腐蚀钢材反应机制的进一步探究;各项环境因素耦合作用影响CO_(2)腐蚀规律和腐蚀程度的量化研究;高浓度CO_(2)条件下腐蚀防护技术的开发与应用。

基于机器学习的CO_(2)-咪唑啉体系腐蚀速率预测模型研究

针对以往缓蚀剂性能预测模型缺乏对CO_(2)腐蚀环境的考虑,以CO_(2)环境参数和咪唑啉类缓蚀剂相关参数作为输入特征,通过数据搜集、数据补全、特征筛选构建数据集,对比KNN、SVR、RF、GBDT算法的预测模型。结果表明考虑环境参数的缓蚀性能预测模型是可行的,四种模型的R2均大于0.9,其中GBDT模型预测效果最好,R2为0.957,MRE为20.9%;SVR模型预测效果最差,R2为0.922,MRE为83.3%。

CO_(2)腐蚀-应力耦合下固井水泥环密封完整性

CO_(2)地质封存过程中,与地层围岩中的水反应后腐蚀着固井水泥环,腐蚀损伤和套管内压(应力)耦合作用极大地影响着水泥环的密封完整性。基于CO_(2)腐蚀实验,获得不同腐蚀程度水泥石材料力学性能参数,采用混凝土损伤塑性(CDP)本构模型和Mohor-Coulomb准则描述腐蚀前后水泥环的应力-应变行为,利用ABAQUS软件建立考虑CO_(2)腐蚀与应力耦合作用的井筒组合体(套管-水泥环-地层围岩)有限元分析模型,分析和探讨了套管内压和腐蚀时间对水泥环完整性的影响。结果表明,较高套管内压下,井筒水泥环发生弹塑性变形,出现结构损伤,套管与水泥环界面易形成微间隙;受腐蚀和套管内压的耦合作用,水泥环更易于出现完整性失效问题,相比较于未腐蚀水泥环,腐蚀水泥环受压后径向应力、等效塑性应变、微间隙以及拉伸和压缩损伤均较大,与之相反,塑性半径是减小的;微间隙与拉伸和压缩损伤受腐蚀时间的影响不明显。

油水混输管道CO_(2)腐蚀特性研究进展

CO_(2)油水混输管道所处的酸性环境极易引起管道内腐蚀,成为限制二氧化碳捕集与驱油封存技术发展的关键问题之一。目前,油水体系CO_(2)腐蚀行为研究已经成为管道安全和低碳技术领域广泛关注的重点问题。本文着眼于油水体系中钢材的CO_(2)腐蚀行为,分析总结了油水共存环境中CO_(2)腐蚀的行为特点和研究方法,比较了实验研究常用装置的优缺点及其腐蚀速率的表征方法,系统阐述了油气水多相环境中流动条件、水相组成、乳状液含水率及稳定性、流动形态和腐蚀产物膜等环境和组成条件对CO_(2)腐蚀行为的作用规律及腐蚀速率定量表征模型的发展现状。总体来看,对油水体系中CO_(2)腐蚀行为影响因素的定性分析和定量表征正逐步深入,但油相组成及乳状液微观形态与腐蚀速率的关联性仍不明确,可在现有宏观装置中耦合在线粒度分析仪等微观仪器进行原位数据采集,探究原油组成、界面润湿特性、乳状液微观结构及反相点等油相因素对CO_(2)腐蚀速率及产物膜性质的影响机理,建立考虑油相和乳状液特性的普适性腐蚀速率机理模型并逐步应用于工程实践。

高温超临界CO_(2)工况下气源纯度对油套管腐蚀行为的影响

为明确CO_(2)驱油过程中,CO_(2)气源纯度对管材服役性能的影响,采用高温高压反应釜模拟了高温超临界CO_(2)工况,对N80及13Cr油套管开展了腐蚀模拟试验,结合扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对腐蚀产物膜进行了分析。结果表明:N80及13Cr试样在低纯度的CO_(2)中腐蚀更为严重,且13Cr存在严重点蚀风险。其主要原因为高压下,低纯度的CO_(2)会使溶液中溶氧量上升并引发N80及13Cr发生严重的氧腐蚀。因此,在采用CO_(2)驱油技术时,应严格控制气源纯度。

油套管用抗CO_(2)/O_(2)腐蚀的缓蚀剂应用研究进展

加注缓蚀剂作为一种简单、高效、低成本的油套管防腐技术,多年来一直是油田常用的油套管防腐方法。但油田现场工况环境复杂,不同缓蚀剂在不同环境条件下针对不同材质油套管的应用效果具有差异性。综述了油套管钢在服役环境中发生CO_(2)腐蚀和O_(2)腐蚀的机理、抗CO_(2)/O_(2)腐蚀的缓蚀剂种类与应用以及缓蚀剂作用机理。缓蚀剂发挥缓蚀作用是由物理吸附和化学吸附共同作用于活性位点,抑制活性位点腐蚀。传统缓蚀剂常不能完全适应生产腐蚀中出现的新情况,缓蚀剂研究趋向开发不同种类缓蚀剂复配,复配型缓蚀效果优于单一缓蚀剂。针对抗CO_(2)腐蚀、抗O_(2)腐蚀的缓蚀剂研究方向和发展趋势进行了展望。

油气藏型储气库CO_(2)腐蚀防护技术研究

国内外绝大多数地下储气库由枯竭油气藏改建而成,采气期采出天然气中通常含有液烃、水和CO_(2)。CO_(2)在湿气环境中具有腐蚀性,会对采气集输管线和设备造成一定程度的内腐蚀。为做好油气藏型储气库CO_(2)腐蚀防护,最大程度减缓CO_(2)腐蚀对采气系统造成的不利影响,延长储气库服役寿命,通过对储气库采气系统CO_(2)腐蚀规律和各种腐蚀因素进行研究分析,对比分析不同腐蚀防护技术和手段,明确了油气藏型储气库更适合通过加注缓蚀剂对CO_(2)腐蚀进行防护。以辽河雷61储气库第一个采气期为例,定期化验监测CO_(2)摩尔体积分数、计算CO_(2)分压,依据规范要求,及时调整缓蚀剂加注量。采气期结束对腐蚀挂片和电子监测探针数据进行分析评价,显示缓蚀剂动态加注取得了良好防护效果。该研究可为类似工艺情况提供借鉴。

1Cr钢在含CO_(2)井筒环境中的腐蚀行为与耐蚀性

通过动态腐蚀试验,对比研究了两种套管钢(1Cr和N80)在不同温度地层水中的腐蚀行为。采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和激光共聚焦显微镜(CLSM)对不同条件下套管钢的腐蚀特征进行了详细的表征。结果显示:在中温较低CO_(2)分压下(50℃,0.30 MPa),与1Cr钢比,N80钢的腐蚀速率大且点蚀程度严重;在较高温(100、114℃)较高CO_(2)分压(0.63、0.73 MPa)下,1Cr钢的腐蚀速率约为N80钢的3倍,呈现出严重的台地状腐蚀,N80钢则由于成膜优势,平均腐蚀速率较低,基体无明显点蚀特征。产物膜的组成及理化特性对套管钢的腐蚀行为产生了重要影响。1Cr钢在井筒浅部环境中具有优越性能;然而,在井筒深部不推荐使用该钢材,需要谨慎选择适当的材料。

连续油管在四川高含CO_(2)气田环境中的腐蚀规律研究

针对四川高含CO_(2)气田连续油管作业腐蚀严重的问题,利用高温高压反应釜模拟连续油管作业工况,通过失重法测得CT80和2205DSS油管钢在CO_(2)环境中的腐蚀速率,采用扫描电镜(SEM)、X射线衍射分析(XRD)等表面分析技术对连续油管腐蚀后的表面形貌、元素组成进行分析。结果表明:在CO_(2)为主导的腐蚀环境下,随着温度、压力的升高,气相环境中CT80腐蚀速率逐渐增大,2205DSS腐蚀速率变化不大且较CT80腐蚀速率低;液相环境中CT80腐蚀速率随温度、压力升高呈先增大后降低趋势,2205DSS腐蚀速率较低且变化不大。腐蚀产物微观分析发现CT80液相主要腐蚀产物为FeCO_(3)和Fe_(2)O_(3),产物膜疏松多孔,腐蚀较为严重;2205DSS液相主要腐蚀产物为Cr_(2)O_(3),产物膜较为致密,腐蚀轻微。2205DSS连续油管具有较好的耐腐蚀性能,适合在高含CO_(2)气田中使用。

L360M钢在饱和CO_(2)环境中的腐蚀行为及主控因素探究

为研究温度、Cl-浓度及流速对L360M管线钢在饱和CO_(2)环境中的腐蚀行为的影响,采用室内挂片失重试验设计正交实验方案,通过集热式磁力搅拌器进行动态模拟试验,并根据正交实验结果选取主控因素进行单因素实验并开展电化学实验。结果表明:各因素对L360M管线钢在饱和CO_(2)环境中的腐蚀速率的影响按大小排序如下:温度>Cl-浓度>流速。随着温度的升高,腐蚀速率先增大后减小。腐蚀产物膜对金属基体的保护作用与膜层的致密性、覆盖度、稳定性有关。

某油田90℃井下环境中N80Q钢的CO_(2)腐蚀行为

为了给某油田针对实际地下腐蚀环境的选材提供参考建议,使用高压釜模拟了油田地下腐蚀环境90℃、1.0 m/s下5Mn2、1CrRE和2Cr钢生产的N80Q钢管的CO_(2)腐蚀行为,使用扫描电子显微镜以及配套的能谱仪、X射线衍射仪对3种钢的腐蚀产物膜进行表征。结果表明:在90℃下这些钢种主要呈均匀腐蚀特征,平均腐蚀速率差异不大。腐蚀产物膜均呈双层结构,且较为致密,主要由FeCO_(3)和少量FeOOH构成。研究提出,Fe_(3)C在腐蚀产物膜中作为阳极可以生成FeCO_(3)和FeOOH,从而导致90℃下腐蚀速率显著下降。

管道CO_(2)腐蚀及减缓研究现状与展望

管道腐蚀对基建的各个方面都有巨大影响,从建筑、桥梁、公路到石油和天然气、化学处理、水和废水系统。对管道CO_(2)腐蚀(甜蚀)以及几种影响因素进行了概述,论述了管道CO_(2)腐蚀机理、化学过程和多场耦合,探讨了影响管道甜蚀的影响因素。针对管道腐蚀造成了环境破坏现象,介绍了一种缓解技术,但关于缓解局部腐蚀的综述还缺乏。结果表明:pH值、氧气浓度、铁含量、CO_(2)分压、温度效应、流体均对管道甜蚀产生较大影响。FBE(熔接环氧树脂)是目前防止局部腐蚀的有效方法。同时,用软件COMSOL耦合输油管道腐蚀进行了设想和展望,以促进管道甜蚀研究工作的发展。

注CO_(2)驱油井管腐蚀性能及其优选研究

不同油井管对CO_(2)腐蚀造成的影响各不相同,为了优选出耐CO_(2)腐蚀性能最好的材料,需要探究不同条件下常规油井管材料的腐蚀情况。为此,以克拉玛依油田九;区CO_(2)复合驱注采井为研究对象,模拟油井管的实际服役工况,对N80、3Cr、镀钨隔热管和P110油管材料进行腐蚀失重试验。采用三电极体系进行动电位极化曲线和电化学阻抗谱(EIS)的测试,利用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)观察腐蚀产物微观形貌。结果表明:随着温度的增加,4种材料的腐蚀速率先增加后减小;随着压力的增加,4种套管钢的腐蚀速率都增加;镀钨隔热管和3Cr的腐蚀速率明显小于N80和P110的。从腐蚀形貌看,4种套管钢都发生了不同程度的腐蚀。N80和P110表面发生了严重的腐蚀;镀钨隔热管和3Cr表面发生了轻微腐蚀。据此得到了4种油井管在CO_(2)驱环境下的腐蚀规律,提出了CO_(2)驱环境下油井管设计和选用建议,可优选出耐CO_(2)腐蚀性能最好的材料。