环境因素对BT80S-5Cr抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀套管均匀腐蚀速率的影响

通过模拟国内某油田腐蚀工况,采用高温高压釜模拟腐蚀试验,利用失重法研究试验周期、温度、CO_(2)及H2S分压环境因素对BT80S-5Cr油套管均匀腐蚀速率的影响。研究表明,随着试验周期的延长,试验钢均匀腐蚀速率逐渐降低,且降幅趋于平缓,试验周期360 h是BT80S-5Cr在该油气田模拟工况下衡量耐蚀性能的最佳试验周期;随着试验温度的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐增加,试验温度100℃的试验钢的均匀腐蚀速率是试验温度40℃时的均匀腐蚀速率的1.67倍;随着CO_(2)分压的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐增加,CO_(2)分压1.0 MPa的试验钢均匀腐蚀速率是不含CO_(2)时的均匀腐蚀速率的10倍;随着H2S分压的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐降低,微量H_(2)S气体的引入对试验钢电化学腐蚀行为有一定的抑制作用。

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。

注CO_(2)井管柱腐蚀速率预测

利用CO_(2)驱油提高低渗、高含水油田原油采收率已经发展成为双碳背景下应对气候变化的重要技术。但是注CO_(2)井管柱频繁发生腐蚀失效的问题,研究管柱在CO_(2)环境下的腐蚀机理,预测管柱腐蚀速率是腐蚀防护是保障安全生产的重要途经。为此本文开展了注CO_(2)井管柱腐蚀的电化学分析,考虑了压力、温度、pH值、含水率、离子浓度等因素在管柱腐蚀失效中关联关系,优化了CO_(2)腐蚀环境下P110油管的腐蚀速率预测模型,对实例井油管柱腐蚀速率完成预测,并对比油田现场实测值。结果表明:在注CO_(2)过程中,1500m以上井段腐蚀程度较小,腐蚀主要发生在1300~1700m井段,温度为70℃左右腐蚀做严重,腐蚀速率可达0.3mm/a。腐蚀速率受含水率、井筒温度影响较大,腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。

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。

枯竭型酸性气藏封存CO_(2)过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存工况下的腐蚀行为,优选出适用性好的钢材,采用高温高压釜模拟CO_(2)封存工况,在不同CO_(2)分压(5、8、11 MPa)条件下,对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试,从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究,并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明:在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO_(2)分压的升高而增大,N80钢腐蚀速率为0.0674~0.0979 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.0227~0.0277 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.0013~0.0029 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO3和少量的FeS,且随分压的升高,腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象;N80钢主要表现为均匀腐蚀,而L80-13Cr钢出现点蚀,穿孔年限为5 a左右;N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低,安全服役年限为27 a。研究成果为枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存井油管选材提供依据。

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。

CO_(2)驱油井环境下N80钢与3Cr13钢的电偶腐蚀行为

N80钢与3Cr13钢常作为油管和水力锚等的材料使用,在CO_(2)驱油井环境中不可避免偶接使用易产生电偶腐蚀。为此,通过开展CO_(2)环境下N80钢和3Cr13钢的腐蚀速率试验和电偶腐蚀试验,明确了CO_(2)含量、温度、压力和矿化度等因素作用下2种钢的电偶腐蚀规律。结果表明:CO_(2)驱油井中2种钢产生电偶腐蚀,3Cr13钢为阴极,且不受电偶腐蚀影响,N80钢为阳极,电偶腐蚀速率增大;且N80钢的电偶腐蚀速率随CO_(2)含量、温度、压力和矿化度的增大而增大;电偶腐蚀敏感因子随CO_(2)含量和压力增大而减小,当CO_(2)含量达到20.0%时电偶腐蚀敏感因子为负值,随温度升高先减小后增大,随矿化度增加而增大,电偶腐蚀速率最大可高于常规腐蚀69%。

含水原油输送钢管CO_(2)腐蚀速率预测机理模型研究进展

含水原油管道的CO_(2)腐蚀现象严重,揭示管道腐蚀机理、预测腐蚀速率对于腐蚀防护具有重要意义。在腐蚀机理的基础上建立的CO_(2)腐蚀速率预测机理模型,其物理意义明确、适用范围广。从化学平衡反应、腐蚀产物膜生成、腐蚀电化学反应、扩散传质运输4个腐蚀速率预测相关的方面综述了中外管线钢CO_(2)腐蚀机理模型的研究进展。建议明确溶液中碳酸盐对钢管内壁阳极溶解反应动力学和作用机理的影响;分析不同工况条件下钢表面生成的CO_(2)腐蚀产物膜化学组成、结构致密度、电化学性质、力学性质以及离子通过多孔膜的扩散系数;开发复杂酸性介质腐蚀环境下的实验,明确H2S/Cl-/CO_(2)协同腐蚀机理,建立多因素腐蚀预测数理模型;从多场耦合的角度研究不同流态变换下原油润湿性、油水比等影响因素对油水接触面腐蚀特性、介质物理化学参数的作用影响,为含水原油管道CO_(2)腐蚀的防治和预测提供理论与技术支撑。

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。

碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系下油田采出水中的腐蚀行为研究

CO_(2)、H_(2)S和高矿化度是油田采出水中3种常见的腐蚀因素,当3种腐蚀因素同时存在时,腐蚀行为远比CO_(2)、H_(2)S和高矿化度单独作用时复杂。利用反应釜模拟高矿化度采出水同时存在CO_(2)和H_(2)S的实际工况,研究了CO_(2)分压分别为0.15,0.75,1.5 MPa,H_(2)S分压为0.00015 MPa,温度为50,60,70℃条件下,20G、L245N和L360Q三种碳钢的腐蚀行为。结果表明,3种碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存的油田高矿化度采出水体系中均腐蚀严重,在液相中比在气相中腐蚀更为严重,最大腐蚀速率达到3.4 mm/a,随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率整体呈现波动性下降的趋势;随实验温度的提高其腐蚀速率呈总体增大趋势;在3种分压条件下,腐蚀速率随CO_(2)分压增加先增大后减小,在分压0.75 MPa时腐蚀速率最大;3种材质腐蚀速率大小顺序为L245N>L360Q>20G,则耐蚀顺序为20G>L360Q>L245N。

基于神经遗忘决策集成的油管CO_(2)腐蚀速率预测

为避免CO_(2)腐蚀油管进而破坏井筒完整性,有效预测CO_(2)腐蚀速率,在出现安全隐患之前采取预防和纠正措施。提出1种基于半经验模型预测结果和多维特征构建的数据集训练的神经网络——神经遗忘决策集成(NODE)预测方法,预测某实例井的油管CO_(2)腐蚀速率,并与实测数据和传统模型进行比较,开展敏感因素分析和特征重要性排序。研究结果表明:该方法训练的神经网络预测结果误差较小,可为高效、快速地进行油管CO_(2)腐蚀速率预测和因素分析提供新思路,对井筒完整性设计有一定参考意义。

IAFSA-GRNN在油田集输管道CO_(2)腐蚀速率预测中的应用

为提高油田集输管道CO_(2)腐蚀速率预测的准确性,针对原始广义回归神经网络(GRNN)预测精度低的问题,提出改进的群智能算法优化原始GRNN的预测模型;分别使用GRNN模型、人工鱼群算法(AFSA)优化的GRNN(AFSA-GRNN)模型和自适应改进的AFSA-GRNN(IAFSA-GRNN)模型预测X65管线钢的CO_(2)腐蚀速率。结果表明:采用AFSA和IAFSA优化光滑因子S后,能大大提高GRNN模型的预测精度,预测结果的平均相对误差由36.09%分别减小至7.20%和6.90%;与AFSA相比,IAFSA优化的GRNN不仅具有更高的预测精度,还具有更快的收敛速度。AFSA-GRNN在第164次迭代计算时收敛,而IAFSA-GRNN在第109次迭代计算时收敛,说明AFSA经自适应优化能提高优化过程的收敛速度和GRNN的预测精度。

碳钢在CO_(2)与Cl^(-)介质交互作用下腐蚀行为研究

主要研究了20号碳钢管线材料在包含CO_(2)和不同Cl^(-)浓度的溶液体系中的腐蚀行为。通过采用电化学、化学浸泡法以及一系列表征技术,从多角度分析了Cl^(-)与CO_(2)共同作用对管线材料腐蚀行为的影响。试验结果表明:在Cl^(-)溶液体系中,碳钢的腐蚀速率呈现出相对较低的数值,且随着Cl^(-)浓度的增加,其腐蚀速率呈现先增大后趋于平缓的趋势;当Cl^(-)与CO_(2)两种介质共同作用时,将导致碳钢腐蚀速率显著增加。从电化学试验角度来看,阻抗与极化测试结果均与浸泡测试得到的腐蚀速率的结果相一致,阻抗和极化测试结果表明Cl^(-)与CO_(2)两者共同作用可以使得碳钢容抗弧半径显著减小,并伴随着腐蚀电流密度的显著增加。

基于机器学习算法的CO_(2)腐蚀速率预测

针对传统CO_(2)腐蚀速率预测模型结构简单,泛化性弱,油田应用效果不佳的问题,本文基于机器学习的思想,采用数据挖掘的手段,研究Na^(+)、Cl^(-)、pH值、温度、材质等参数对井筒腐蚀的影响,利用相关系数矩阵确定各因素之间的独立性及对井筒腐蚀速率的影响程度,分别建立了线性回归、支持向量机(SVM)、极端梯度提升(XGboost)算法的CO_(2)腐蚀速率预测模型。以决定系数、平均绝对误差和均方根误差为评价指标,对比分析了不同腐蚀速率预测模型。结果表明,XGboost腐蚀速率预测模型效果最好,线性回归腐蚀速率模型预测效果优于SVM的4种核函数腐蚀速率预测模型。研究结果揭示了基于机器学习的腐蚀速率预测模型有很好的稳定性和泛化能力,预测效果较好,为油田量化CO_(2)腐蚀速率提供了新的方法,在现场中具有一定的推广应用价值。

沉砂-CO_(2)-SRB因素对L360N碳钢腐蚀行为的影响

页岩气水力压裂开发给地面集输管线带来严重的腐蚀安全风险,尚不明确多因素腐蚀介质对碳钢管线腐蚀的影响规律。通过高温高压浸泡试验及腐蚀形貌观察考察了沉砂、CO_(2)、SRB等多因素对L360N碳钢腐蚀行为的影响规律。研究结果表明:SRB生物膜与沉砂可以降低碳钢均匀腐蚀速率,但增加了碳钢的局部腐蚀速率,两者具有协同作用;CO_(2)溶解分子传递过程和金属界面微环境受沉砂影响较小。另外,沉砂对药剂的缓蚀杀菌作用影响不大,缓蚀剂和杀菌剂可以作为页岩气地面集输管线的防护措施广泛使用。

基于人工神经网络的油气管道CO_(2)腐蚀速率预测研究进展

油气管道往往存在着由于腐蚀带来的安全问题,其中最为严重的是CO_(2)腐蚀。CO_(2)腐蚀速率的预测属于复杂的非线性问题,利用人工神经网络可逼近任意非线性函数的功能对油气管道进行CO_(2)腐蚀速率预测,是目前最理想的预测方法。综述了常用的4种人工神经网络:BP神经网络、小波神经网络、径向基神经网络和广义回归神经网络,分别从它们的网络结构、函数类型、计算过程和预测结果等方面进行了介绍。对于各种智能算法对人工神经网络的优化,亦分析了优化的原理和本质。最终归纳和比较了各种人工神经网络的特点和缺点,并根据人工神经网络在其他领域的应用以及存在的问题提出了未来的发展方向,对油气管道CO_(2)腐蚀速率精确预测的研究起到参考及指导作用。

X56钢油气集输管道的CO_2腐蚀电化学研究

采用扫描电镜 (SEM)和电化学测试 ,研究了在油气输运环境条件下 (温度T =30～ 90℃、二氧化碳分压 pCO2 =0 .5～ 2MPa) ,X5 6钢管道在油气采出液中的腐蚀状况及电化学行为。结果认为 ,X5 6钢管道在此环境下腐蚀速率随温度升高及二氧化碳分压增加而加大 ;根据X5 6钢极化曲线及交流阻抗谱 (EIS) ,提出了X5 6钢在此环境下的反应机制 ,二氧化碳促进了阴极反应 ,加速了阳极溶解 ,且随二氧化碳分压和温度的升高而反应加剧。

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。

高含CO_(2)低含H2S条件下温度对P110碳钢腐蚀规律的影响

为了明确高含CO_(2)及少量H2S条件下,温度变化对石油管材P110钢腐蚀速率的影响,利用高温高压硫化氢反应釜开展了腐蚀模拟试验,利用失重法记录腐蚀速率。应用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和激光共聚焦显微镜等,研究并分析了P110钢表面的腐蚀形貌和产物。结果表明:在1 MPa CO_(2)分压、20 kPa H2S分压和流速1 m/s条件下,P110钢管材均匀腐蚀速率随温度升高先增大后减小,在100℃附近达到峰值。当温度超过80℃时,P110钢表面腐蚀形态由全面腐蚀转变为局部腐蚀。随着温度的升高,P110钢表面腐蚀产物由富铁结构转变为富硫结构,致密的陨硫铁矿和磁黄铁矿阻碍腐蚀反应的离子扩散。此外,在60~100℃,温度升高会同时促进阴极反应和阳极反应,导致P110钢自腐蚀电流密度增加,腐蚀速率提高,而当温度继续由100℃升高至120℃时,P110钢自腐蚀电流密度减小,腐蚀过程逐渐受到抑制。

天然气管道CO_(2)腐蚀机理及预测模型研究进展

天然气管道的CO_(2)腐蚀是一个普遍现象,但对于其腐蚀机理目前仍然缺乏深入的理解和认识,因而难以解释CO_(2)的腐蚀行为并建立有效的腐蚀速率预测模型。为此,从均相化学反应、电化学反应和传质过程3个方面,讨论了CO_(2)腐蚀机理,分析了影响CO_(2)腐蚀的关键因素,总结了相应的CO_(2)腐蚀速率预测模型的最新研究进展情况;在对CO_(2)腐蚀机理最新理解的基础上,比较了各种模型的机理性和拓展性,总结了现行研究的缺陷和不足,并基于现存的问题对今后的研究方向进行了展望。研究结果表明:(1)目前对于CO_(2)腐蚀机理的研究主要以理想溶液环境体系为主,未来需要对非理想溶液体系的CO_(2)腐蚀机理进行研究;(2)关于CO_(2)腐蚀反应机理的认识还不清楚,对于CO_(2)能否直接参与阳极反应以及H2CO3能否直接被还原还存在着争议,需要进一步研究;(3)目前的腐蚀速率预测模型都只考虑了电化学腐蚀因素,而没有考虑管道内复杂流动的影响,应建立更符合管道实际工况的预测模型。结论认为,该研究成果有助于建立准确的CO_(2)腐蚀速率预测模型。