H_(2)S/CO_(2)酸性条件下储气库管道腐蚀特性实验研究

储气库井流物中常常含有CO_(2)、H_(2)S等酸性气体,致使储气库管道的腐蚀穿孔,成为影响储气库安全的重大隐患之一,甚至可能会引起气体泄漏和火灾爆炸等恶性事故。据此,本研究以实验为主要手段,开展储气库管道在H_(2)S/CO_(2)酸性条件下的腐蚀模拟与腐蚀规律分析。研究表明:(1)在CO_(2)/H_(2)S/Cl-环境中,当CO_(2)和H_(2)S的浓度比在10:1至200:1的范围内时,管线钢腐蚀特征表现为氢鼓泡,并往往伴有氢致开裂;(2)CO_(2)/H_(2)S饱和溶液造成的腐蚀形态与H_(2)S饱和溶液存在差异。CO_(2)/H_(2)S饱和溶液中腐蚀速度较快,铁素体首先发生腐蚀,珠光体中的渗碳体得到了保留;而饱和H_(2)S溶液中,材料首先在晶界处发生腐蚀,使材料出现晶粒脱落,从而影响材料强度;(3)为了有效控制腐蚀现象,采取的重要措施包括以下几项:加强对现场腐蚀的实时监测,特别是针对液体积聚区和管道弯头等敏感区域,以及高效缓蚀剂的应用。

WC9-7油田13Cr管材抗CO_(2)腐蚀性能动态模拟实验与评价

WC9-7油田地处中国南海,由于其极为特殊的地质地理环境导致部分注气井在注入CO_(2)过程中对所用13Cr管材持续产生腐蚀作用,存在重大安全隐患与环境风险。因此,提早做好管材抗CO_(2)腐蚀性能评价很有必要。为此,本文根据WC9-7油田注气生产实际,开展了13Cr材质挂片高温高压动态模拟腐蚀实验,从而有效测定出注气对13Cr管材的均匀腐蚀速率,并据此速率实现了13Cr管材的抗CO_(2)腐蚀性能评价。

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。

烟道气回收CO_(2)与蒸汽伴注对井下工具腐蚀防护研究

注入烟道气回收CO_(2)可以有效提高采收率,并且有降低碳排放的环保意义,但有严重的腐蚀风险,针对渤海某油井采用的烟道气回收CO_(2)与蒸汽伴注方案,开展井下工具20Cr13、42CrMo、25CrMnMo、ZG35四种材质的腐蚀实验,进而开展缓蚀剂实验与材质升级实验,提出了针对烟道气回收CO_(2)与蒸汽伴注工况的防腐手段。

深井套管在CO_(2)环境中腐蚀规律研究

CO_(2)溶于水有极强的腐蚀性,在油田中导致套管发生腐蚀,降低井筒完整性。蓬莱油田是典型的高CO_(2)腐蚀性油田,井底温度与压力要高于其他油田。现利用CO_(2)动态腐蚀实验仪器模拟套管的腐蚀环境,采用控制单一因素改变的方式分别研究CO_(2)腐蚀与温度、CO_(2)分压、时间、电位差和砂之间的关系。结果表明:碳钢在某个温度区间内升高温度后在二氧化碳水溶液中的腐蚀速度加快;随CO_(2)分压的升高,腐蚀速率急剧增大,然后趋于稳定;与电偶腐蚀相比,油井含砂对腐蚀影响更大,1Cr材料对出砂敏感。增加CO_(2)分压后腐蚀电流密度呈先上升再下降趋势;随着温度的升高,油套管钢的腐蚀电位一直减小,腐蚀电流密度先增大后减小。

页岩气田集输管线CO_(2)腐蚀因素及缓蚀剂评价分析

CO_(2)作为页岩气伴生气,是某含CO_(2)页岩气开发过程中导致管材腐蚀的重要因素之一。为了控制该页岩气田集输管线的CO_(2)腐蚀问题,明确页岩气田集输管线CO_(2)的腐蚀规律,保证该气田安全平稳地运行生产,首先通过动态腐蚀挂片实验分析了温度、CO_(2)分压、气体流速和Cl^(-)浓度对CO_(2)腐蚀的影响,并通过腐蚀失重法评价了四种缓蚀剂的缓蚀效果,结果表明,影响该页岩气田发生CO_(2)腐蚀的主要因素为CO_(2)分压、流速以及Cl^(-)浓度,加注150 mg/L的羟乙基两性咪唑啉缓蚀剂,对控制页岩气田集输管线腐蚀有最佳的效果。

CO_(2)驱油集输系统管线腐蚀特性及选材技术研究

CO_(2)驱油是国际上应用较为广泛的三次采油技术之一,也是提高低渗透油藏采收率的重要技术手段。在低渗透油层中注入液态CO_(2)驱替原油时,会导致集输系统出现严重的腐蚀。通过对某CO_(2)驱集输系统管材进行失效分析,并结合腐蚀模拟实验结果,研究了CO_(2)驱集输系统的腐蚀特性,明确了集输系统钢材腐蚀失效的主控因素。进一步通过选材分析发现,Cr9Mo材质与Cr13不锈钢在CO_(2)驱集输系统环境下均表现出了良好的耐蚀性能,此研究可为CO_(2)驱集输系统的腐蚀控制提供借鉴。

焊接接头局部腐蚀行为表征的综合实验设计

依托现有的教师科研项目,设计了研究焊接接头多尺度腐蚀行为的综合性实验。该实验针对焊接接头这一非均匀结构的局部腐蚀问题,以微电极阵列为纽带,联用三种电化学测试方法,从三个不同尺度获取电化学信息,并进而对局部腐蚀过程进行准确解析。经典电化学测试结果表明,X80钢焊接接头的各组成部分若孤立存在,在CO_(2)饱和的3%NaCl溶液环境中的腐蚀电流密度为WM<BM<FGHAZ<CGHAZ<ICHAZ,焊缝区应是最耐蚀的部位;而各部分耦合后,微电极阵列和微区电化学测试结果均表明,焊缝区始终作为主阳极加速腐蚀,母材区和热影响区则作为主阴极减缓腐蚀。在该文实验条件下,焊缝区是X80钢模拟焊接接头的薄弱环节。

渤海某油田油套管防腐选材及服役寿命预测

为加强保障海上油气井安全生产,有效应对井下油套管腐蚀问题,以渤海C油田某生产井为例,基于Q/HS 14015—2018标准,建立沿井深的选材图版,提出初步待选材质;然后,结合室内腐蚀实验和微观表征手段进一步研究其腐蚀机理,并基于API TR 5C3标准校核所选管材的剩余强度以及预测其服役寿命。研究结果表明:环境介质中主要腐蚀物质为O_(2)、Cl^(-);无论是液相环境还是气相环境,管柱点蚀速率远大于管柱均匀腐蚀速率,液相环境中不同材质的点蚀速率由大到小为碳钢>3Cr>9Cr>13Cr;由于油田要求油管至少安全服役5 a,套管至少安全服役25 a,C油田油管可以选用3Cr,可以保障油管9 a安全服役,95/8″套管采用9Cr材质时,可以安全服役25 a,而7″套管至少采用13Cr,才能满足25 a的安全服役要求。研究结果可为后续区块开发设计提供管柱防腐选材参考。

混合气体环境中集气管线材料优选研究

油田集气管线输送介质成分复杂,尤其是当CO_(2)/H_(2)S/H_(2)O存在时,导致管线发生严重内腐蚀。在现场无损检测过程中,即使是不锈钢仍然存在微裂痕。因此本文通过腐蚀形貌、力学实验,研究了Q235A钢、Q345A钢、45#钢和3Cr13钢的腐蚀特性。结果表明,Q235A钢的腐蚀产物颗粒呈多边形,具有良好的交联特性,优于Q345A和45#钢;同时,3Cr13钢的腐蚀产物颗粒之间没有明显的边界,其中腐蚀产物中的Fe_(3)C和纳米尺度表面微裂纹的观察表明,3Cr13钢的腐蚀以晶间腐蚀为主。与其他三种金属相比,3Cr13钢的强度下降比例更大,尤其是屈服强度,下降比例达到73.02%。

莺歌海盆地XX气田高含CO_(2)油套管防腐及管材优选

莺歌海盆地XX气田CO_(2)含量超高,高达9.44MPa,油套管管材面临严重的腐蚀环境。根据中海油防腐选材图版无法进行合理选材,如管材级别太低,可能会造成油套管腐蚀穿孔,给油气田生产带来安全隐患;如管材级别过高,会增加工程成本造成经济上的浪费。针对此难题,本文主要通过高温高压反应釜模拟现场工况,选取3Cr、13Cr、超级13Cr三种套管管材在不同CO_(2)分压、流速、温度和实验周期等4种工况下,综合分析3种材质在气相、液相腐蚀环境中的腐蚀微观宏观情况,给出一套适用于该气田高含CO_(2)腐蚀环境的管材优选方案。