钻井完井高温高压H_2S/CO_2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中,伴生气中多含有一定量的H2S与CO2,对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失,极大地制约了CO2和H2S共存条件下的油气开发。因此,开展高温高压CO2/H2S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此,以实验手段模拟油气开发中高温高压H2S/CO2共存环境,用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明,在实验条件下,随着温度的升高,腐蚀速率呈先增加后下降的趋势,且温度越高,压力对腐蚀速率的影响越大;在腐蚀反应初期,腐蚀速率很高,但随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率明显下降;腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主,随时间延长转为稳定的FeCO3。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。

低Cr钢在H_2S/CO_2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究普通低Cr油套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,低Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;低Cr材料H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。

X60管线钢在湿气和溶液介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H_2S/CO_2共存环境,分别在流动湿气和溶液介质中进行API-X60腐蚀实验,探讨了高H_2S分压对腐蚀行为的影响.X60管线钢的腐蚀速率在湿气介质中随H_2S分压升高而增加,在溶液介质中则先升高后降低,腐蚀形态均由全面腐蚀趋于局部腐蚀,腐蚀产物以硫铁化合物(Fe_xS_y)为主.H_2S分压为2.0 MPa条件下,溶液介质中形成的腐蚀产物中富S相比例明显增加,HS^-和Cl^-穿过膜层缺陷引发点蚀,多孔且不连续的富S膜层进一步促进点蚀发展.

模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。

元素S对镍基合金G3在高温高压H_2S/CO_2气氛中腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及10 g/L时,镍基合金G3的平均腐蚀速率变化不大,钝化膜厚度约为11 nm,其结构呈双极性,外层以Cr、Ni的氢氧化物、氧化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;当元素S含量增大到100 g/L时,腐蚀速率急剧增大,钝化膜厚度也迅速增大到约90 nm,且结构转变为外层以Cr、Ni的硫化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;钝化膜结构的转变可能是导致镍基合金G3耐蚀性能降低的最主要原因。

温度对管线钢H_2S/CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动溶液介质中进行腐蚀实验,辅以SEM和XRD,探讨了温度对API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:随温度的升高X60钢的腐蚀速率先升高后降低,腐蚀形态由局部腐蚀趋于全面腐蚀,高温区有点蚀倾向。低温区形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体(FeS1-X)和FeS单硫化物为主,随温度升高腐蚀产物以层片状马基诺矿型晶体为主,并出现少量磁黄铁矿型(Fe1-XS)晶体;高温区则以磁黄铁矿型晶体为主。低温区腐蚀产物附着力差导致其覆盖率降低,膜层脱落处的阳极反应速率由于膜层覆盖处的阴极效应而加快,使点蚀迅速发展。

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率。在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.152 3mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用。同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力。

温度对T95钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

利用自制高温高压釜模拟了油井筒中H_2S/CO_2环境,在温度30~150℃、H_2S/CO_2气相和模拟地层水液相中对T95油管钢进行了腐蚀试验,研究了温度对该钢腐蚀速率的影响,并分析了腐蚀产物的形貌和物相组成。结果表明:当温度为30~120℃时,T95钢在气相和液相中的腐蚀速率均随温度的升高先增后降,且均在90℃时达到峰值,分别为0.882,1.096mm·a^(-1),当温度高于120℃时,液相中的腐蚀速率缓慢增大而气相中的缓慢减小;随着温度的升高,气相中的腐蚀产物逐渐由片状变成块状并堆积在一起,液相中的则由絮状沉积变成团簇状堆积;腐蚀产物由铁、硫、氧等元素组成,腐蚀速率与腐蚀产物膜中硫含量成反比、与氧含量成正比,硫铁化合物对腐蚀起到了阻碍作用。

模拟塔里木油田环境5Cr套管用钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究5Cr套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,由于Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,5Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;5Cr钢H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。

CO_2/H_2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2 、H2 S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素 ,提出了针对CO2 /H2

流速对L360管线钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

目的为选取合适的流速来输送油气,降低流速对管线钢腐蚀造成的危害。方法以L360管线钢为实验用钢,流速(0、3、5 m/s)为变量,利用高压釜研究L360钢在含Cl-的H_2S/CO_2酸性环境中的腐蚀行为,采用极化曲线及交流阻抗研究L360钢的腐蚀电化学行为,利用SEM、EDS分析腐蚀后试样的微观形貌、结构特征以及腐蚀产物成分。结果失重法测定L360钢的腐蚀速率时,在实验条件完全相同的情况下,流速为5 m/s时的腐蚀速率(0.4824 mm/a)大于0 m/s时的腐蚀速率(0.3696 mm/a)。电化学测试中,3种状态对应的实验条件完全相同,可以发现流速为3 m/s时钢被腐蚀的难易程度位于0 m/s和5 m/s之间。随着流速的增加,试样表面腐蚀产物膜的破裂程度加剧。腐蚀产物以Fe的硫化物为主,流速为0 m/s时,有少量Fe CO3和Fe C3生成,流速为3 m/s时形成了四方硫铁和硫复铁矿晶体。随着流速从0 m/s增加到5 m/s,试样的腐蚀电位负移,腐蚀电流密度增大,在5 m/s时的腐蚀电位最负,此时自腐蚀电流密度最大,容抗弧半径最小,最易被腐蚀。结论结合腐蚀失重实验和电化学实验,发现流速在0~5 m/s范围内,流速越小,对L360管线钢造成的腐蚀作用越小,在不影响油气正常输送的情况下,尽可能选取小的流速,以保证管线钢的安全使用,提高管线钢的使用寿命。

碳钢在H_2S/CO_2体系中的应力腐蚀开裂机理

应力腐蚀开裂是含H2S/CO2天然气输送管线腐蚀破坏的主要形式,探究其开裂机理有利于实施有效的防护,目前相关研究尚不够深入。采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表面分析技术对U形环X52钢试样在H2S/CO2介质中的应力腐蚀开裂(SCC)行为进行了研究,并分析探讨了其发生SCC的机理。结果表明:X52钢的脆性断裂是由于在腐蚀环境中吸收了H原子,H原子扩散并在高应力部位聚集而引起的,在H2S存在且腐蚀产物膜被破坏的情况下发生脆断的可能性会大幅提升。

镍基合金G3在高含H_2S/CO_2环境中的腐蚀影响因素研究

针对目前高含H2S和CO2油气田开发中的油套管严重腐蚀问题,通过动电位扫描、扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜等手段,研究了在高含H2S和CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G3腐蚀行为的影响。结果表明:Cl-不利于G3钝化膜的形成,且使腐蚀加剧;CO2的加入促进了G3的腐蚀,pH值的增加使G3的自腐蚀电位出现较大负移,并影响了腐蚀产物膜的稳定性。

高温高压H_2S/CO_2环境中镍基合金825的腐蚀行为

针对高含硫油气田开发过程中所面临的材料腐蚀问题,采用高温高压哈氏合金反应釜,对镍基合金825在高含量H2S/CO2环境中的腐蚀行为进行了研究,利用SEM、EDS、电化学等手段分析了腐蚀试样的微观形貌和结构特征,探讨了腐蚀机理。结果表明,在高温高压H2S/CO2环境中825合金腐蚀很轻微,其最大腐蚀速率仅为0.068mm/a,应力腐蚀试样表面没有出现裂纹,但有点蚀,点蚀在晶界处形核,表明镍基合金的晶面为其薄弱环节,容易遭到破坏。

管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。

高含H_2S环境中CO_2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度(抗拉强度(bσ)和屈服强度(sσ))和延伸率(δ)下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率(J)小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度(J)都呈现随时间(t)延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。

H_2S分压对油管钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

采用高温高压釜 ,辅以失重法和扫描电镜 ,对不同H2 S分压下 (1 4kPa,2 0kPa ,6 0kPa ,12 0kPa)油管钢N80、P110的CO2 /H2 S腐蚀进行了研究 .结果表明 ,在试验H2 S分压范围内 ,随着H2 S分压的升高 ,两种钢的腐蚀速率先增后降 ,且都在H2 S分压为 2 0kPa时取得最大值 .

一种H_2S/CO_2腐蚀缓蚀剂的缓蚀行为

通过挂片法、电化学极化曲线、扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)等分析方法,研究一种咪唑啉衍生物缓蚀剂CI-03在H2S/CO2饱和3%NaCl溶液的腐蚀体系中对碳钢的缓蚀作用及其吸附模型。结果表明,缓蚀剂CI-03是一种以阳极型为主的混合型缓蚀剂,对腐蚀体系中碳钢具有良好的缓蚀作用;其在碳钢表面的吸附遵循Langmuir吸附等温式。

H_2S/CO_2共存条件下油井管材及工具腐蚀试验研究

针对H2S/CO2共存条件下油井管材及工具材料腐蚀试验研究相对较少的情况,以常用的N80、P110、C90、P110SS管材、常用井下工具、常用井口制造材料35CrMo、40Cr、常用地面管汇制造材料20号钢、45号钢为研究对象进行试验研究,以了解上述材料的腐蚀性能,供选材、现场施工及腐蚀控制参考。试验所用腐蚀介质模拟塔里木油田克拉2气田气层水配制。试验结果表明,常规P110管材腐蚀速率高于N80,而P110SS的腐蚀速率远远低于P110,表明采用抗硫管材确实可以有效地预防管材的均匀腐蚀;随着温度的升高,腐蚀速率增加;随着H2S含量的增加,腐蚀速率先增大,后降低。

Ni-Fe-P镀层在H_2S/CO_2腐蚀环境中的腐蚀电化学研究

在油管常用钢N80钢表面制备了Ni-Fe-P化学镀层,采用SEM、EDS、XRD等分析手段,对所制备镀层的成分、微观形貌、结构等性能进行了分析研究;采用电化学方法评价了Ni-Fe-P镀层在H2S/CO2溶液中的耐蚀性。结果表明,N80钢表面经过化学镀Ni-Fe-P处理后,其耐蚀性得到很大的提高,镀层结构为非晶态;电化学测试结果表明该镀层在H2S/CO2溶液中具有极强的钝化倾向和很好的耐酸性,结果均证明Ni-Fe-P镀层具有良好的抗H2S/CO2腐蚀性能。