塔河油田H_(2)S-CO_(2)-O_(2)共存体系下伴生气管道选材和内涂层评价

研究伴生气管道常用3种管材在H_(2)S-CO_(2)-O_(2)3种气体共存体系下的腐蚀行为,可为塔河油田伴生气管道的腐蚀防控提供指导依据。基于塔河油田典型腐蚀工况,以20钢、L245NS钢和3Cr钢为研究对象,利用高温高压釜试验对3种钢材典型H_(2)S-CO_(2)-O_(2)共存工况下的腐蚀速率和腐蚀产物进行研究,得到20钢腐蚀速率最大,L245NS钢腐蚀速率次之,3Cr钢腐蚀速率最小,3种管材的腐蚀产物主要是Fe、FeS、FeCO_(3)和Fe_(2)O_(3)。对塔河油田4种典型内防腐涂层进行腐蚀前后增重法和附着力测试研究涂层的耐蚀行为,涂层2的抗腐蚀性能和附着力效果最好。考虑性价比,最后选用“L245NS+涂层2”作为塔河油田伴生气管线的防腐措施。

Q235钢在H_(2)S-CO_(2)环境下的电化学腐蚀行为

采用交流阻抗、动电位极化曲线技术对Q235钢进行电化学测试,并利用金相显微镜观察表面腐蚀形貌。研究了在H_(2)S-CO_(2)体系中,不同H_(2)S/CO_(2)比例对Q235钢电化学腐蚀行为的影响,并对其腐蚀机理进行探究。结果表明,在H_(2)S-CO_(2)体系中,CO_(2)对于H_(2)S的腐蚀有一定程度的抑制作用,H_(2)S则会加速CO_(2)对于Q235钢的腐蚀。当H_(2)S/CO_(2)为2∶1时,Q235钢的腐蚀速率最大。

双相不锈钢在油田H_2S-CO_2-Cl^-环境下耐蚀性研究

通过U型弯曲恒应变应力腐蚀试验、点蚀试验、缝隙腐蚀和模拟介质的全面腐蚀试验,系统地研究了压力容器用双相不锈钢材料在油气田高含H_2S-CO_2-Cl^-环境下的腐蚀特性,分析了在这种工况条件下奥氏体不锈钢作为压力容器用材的适用性和适用范围。

温度对S135钢和G105钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响

在气体分压分别为20,0.1 MPa的CO_(2)/H_(2)S共存模拟油田地层水中,利用高温高压釜在不同温度(室温、100℃、180℃)下对S135钢和G105钢进行腐蚀试验,研究了温度对2种钢腐蚀行为的影响。结果表明:100℃下S135钢和G105钢的腐蚀速率最大,分别为0.8463 mm·a^(-1)和0.8500 mm·a^(-1),180℃下的腐蚀速率最小,分别为0.2291 mm·a^(-1)和0.2309 mm·a^(-1);100℃下钢表面腐蚀产物主要为FeCO3和FeS,此温度下CO_(2)为腐蚀主控因素,室温和180℃下的腐蚀产物主要为FeS,H_(2)S为腐蚀主控因素。

温度和O_(2)含量在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)体系中对输气管道的腐蚀行为研究

目的 为给新疆油田输气管道的腐蚀防控提供依据,揭示L360NS钢在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)共存体系中不同O_(2)含量(物质的量分数0%~2%)和不同温度(60~180℃)工况下的腐蚀行为。方法 以新疆油田HN区块输气管道为研究背景,基于现场运行工况设计高温高压反应釜试验方案,选择L360NS钢为试样进行失重法、腐蚀产物表征、基体形貌表征、腐蚀缺陷深度测试等试验。结果 随O_(2)含量增大,L360NS钢的均匀腐蚀速率从0.299 1 mm/a逐渐增大到0.912 3 mm/a。试样表面出现腐蚀缺陷,且随O_(2)含量升高有逐渐扩大的趋势,腐蚀产物膜呈楔形、多方晶体状,大小不一。温度(60~180℃)升高,L360NS钢的均匀腐蚀速率从2.103 4 mm/a逐渐降低到0.457 0 mm/a,腐蚀缺陷逐渐减小,产物膜结构由稀松多孔逐渐转为致密。结论 由于O_(2)具有强氧化性及去极化效应,导致在产物中出现Fe的高价氧化物,结构疏松多孔。另一方面,H2S与O_(2)发生交互作用生成单质S,单质S的强氧化性与水解反应,两种作用相互影响,促进钢材腐蚀。在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)腐蚀环境中,温度升高,一定程度上促进腐蚀反应动力学,但是升温会促进Fe CO_(3)沉淀,导致腐蚀产物膜结构致密,阻碍腐蚀性介质与基体接触,抑制腐蚀。

高含CO_(2)-H_(2)S-Cl-环境中井深温度对管线钢腐蚀的影响

利用高温高压反应釜模拟高含CO_(2)-H_(2)S-Cl-的腐蚀环境,对X60管线钢进行恒定井深温度和阶变井深温度下的腐蚀模拟试验。通过失重法评价了X60管线钢的均匀腐蚀速率,并利用激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段,研究了井深温度对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:在高含CO_(2)-H_(2)S-Cl-环境中,恒定井深温度下,X60管线钢表面均发生了点蚀,腐蚀速率随着温度升高而下降;X60管线钢在阶变井深温度下的均匀腐蚀速率低于恒定井深温度下的,其局部腐蚀风险随温降的增大而增大。

H_2S-CO_2-Cl^-共存体系下的腐蚀状况

塔河油田具有CO_2,H_2S和高矿化度水共存特征,腐蚀性介质复杂。在油气水的采、储、输各生产环节中,金属管道容器的内腐蚀穿孔均有发生,并随着含水量上升,腐蚀日趋严重,已成为阻碍油气田持续发展的突出矛盾。文章针对塔河油田H_2S-CO_2-Cl^-共存体系环境,对腐蚀原因、防腐蚀措施进行了浅析。

20钢在油气田中CO_(2)与H_(2)S共存环境下的腐蚀行为及机理

利用高温高压动态反应釜模拟油气田CO_(2)和H_(2)S共存环境的实际工况,通过腐蚀试验分析了20钢在不同CO_(2)分压(0.01,0.05,0.21,0.50 MPa)和H_(2)S分压(0.0003,0.003,0.01,0.05 MPa)下的腐蚀行为以及CO_(2)和H_(2)S分压对均匀腐蚀和点蚀的影响程度。结果表明:在H_(2)S分压为0.003 MPa条件下,当CO_(2)分压为0.01,0.05 MPa时,20钢主要发生均匀腐蚀,随着CO_(2)分压的继续增大,点蚀越来越严重;在CO_(2)分压为0.05 MPa条件下,当H_(2)S分压为0.0003 MPa时,20钢表面腐蚀轻微,随着H_(2)S分压的增大,腐蚀加剧,但仍主要发生均匀腐蚀;H_(2)S和CO_(2)分压对20钢的均匀腐蚀速率和点蚀速率均具有十分显著的影响,H_(2)S分压对均匀腐蚀的影响程度较大,而CO_(2)分压对点蚀的影响程度较大。

Fe_3Al在H_2S-CO_2-Cl^-共存腐蚀介质中的腐蚀行为研究

通过腐蚀模拟现场工况,研究了Fe_3Al在H_2S-CO_2-Cl^-共存腐蚀介质中的腐蚀行为,研究发现:在试验压强4.0 MPa(P_H_2s=1.5 MPa,P_(co_2)=2.5 MPa),温度为60℃,试验周期为72 h的情况下,Fe_3Al的腐蚀速率为0.2106 mm/a,腐蚀形貌出现局部点蚀和裂纹,腐蚀产物为FeS;通过极化实验表明,腐蚀电流先减小后增大,前期由于腐蚀产物膜的作用,腐蚀减慢,后期由于局部发生腐蚀,腐蚀加剧,这与高压釜实验相吻合。

07/09Cr2AlMoRE钢在油田高含H_2S、CO_2和Cl^-环境下耐蚀性研究

系统地研究了07/09Cr2AlMoRE钢在油气田高含硫化氢、二氧化碳、氯离子等腐蚀性组分介质中的抗腐蚀特性,分析了在这种工况条件下07/09Cr2AlMoRE钢作为压力容器用材的可行性,认为在一定的介质条件下。

酸性气田中CO_(2)和H_(2)S的腐蚀预测模型研究进展

综述了关于CO_(2)腐蚀和CO_(2)/H_(2)S共存体系的腐蚀速率预测模型,阐述了各种模型的建模思路、考虑因素、局限性等方面。CO_(2)的预测模型经过不断改进,逐渐将流态、腐蚀产物膜、材质等复杂因素都纳入了计算模型,在半经验模型、经验模型和机理模型3种类型方面都有了比较成熟的理论成果。而对于H_(2)S/CO_(2)共存体系的预测模型,目前考虑的因素较少,建模方法以经验和半经验为主,一方面未与生产现场紧密结合,另一方面有待于将腐蚀机理更深入地应用于预测模型的研究。

X65碳钢的H_(2)S/CO_(2)腐蚀控制因素研究

目前,H_(2)S/CO_(2)腐蚀过程的控制因素判定依据主要参考Dunlop等的研究结果,但该判定结果经常与油田实际腐蚀情况不相符。为找到造成偏差的主要原因,更好地指导生产实践,采用动态高温高压釜,使用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等手段对X65碳钢在H_(2)S/CO_(2)共存体系中的腐蚀控制因素进行了研究。结果表明,不同温度下平均腐蚀速率随H_(2)S/CO_(2)分压比(p_(H_(2)S)/p_(CO_(2)))的变化呈现两种不同的规律,这与腐蚀产物的膜形态和组成密切相关;腐蚀控制因素与p_(H_(2)S)/p_(CO_(2))有关,而p_(H_(2)S)/p_(CO_(2))临界值大小与温度密切相关。对于H2S腐蚀控制,当温度低于40℃时,Dunlop等的研究结果仍然适用;当温度从40℃升高至60℃时,本研究的p_(H_(2)S)/p_(CO_(2))临界值由0.05升高到0.10。对于CO_(2)腐蚀控制,本研究的p_(H_(2)S)/p_(CO_(2))临界值在85℃以上时由原来的0.002逐渐升高到0.003。根据以上研究结果,修正了X65碳钢的H_(2)S/CO_(2)腐蚀过程的控制因素与p_(H_(2)S)/p_(CO_(2))及体系温度的关系图。

地面集输管道在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)体系下的腐蚀行为研究

目的研究集输管道常用钢材在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)体系下的腐蚀行为,为新疆油田集输管道的腐蚀防控提供指导依据。方法基于新疆油田重油热采现场工况,以L245NS钢为试材,316L钢为对照,采用高温高压釜试验,研究CO_(2)/H_(2)S/O_(2)体系下温度和H_(2)S含量对L245NS钢和316L不锈钢的腐蚀影响规律,并结合SEM/EDS+XPS+3D显微镜等手段对典型工况下的腐蚀产物进行测试分析。结果在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)共存体系中,L245NS钢的腐蚀速率随温度的升高,呈先增大、后减小的趋势;而随H_(2)S含量的升高,呈先减小、后增大的趋势。316L钢的腐蚀速率随温度的升高,呈先增大后减小的趋势;随H_(2)S含量的升高,呈一直增大的趋势。L245NS钢腐蚀产物呈针状、菱状、颗粒状多种形态,而316L钢腐蚀产物较少。在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)共存体系中,L245NS钢的腐蚀产物主要包含FeS、FeS_(2)、单质S、FeCO_(3)、Fe(OH)_(3)、FeOOH、Fe_(3)O_(4)、Fe_(2)O_(3)、Na_(2)SO_(4)等物质。结论L245NS钢在CO_(2)/H_(2)S/O_(2)体系(CO_(2) H_(2)S P/P<200)下的腐蚀行为主要由H_(2)S主导,生成的FeS分布在产物底层。O_(2)具有促进腐蚀进程的三方面作用:与H_(2)S发生交互作用生成了单质S;作为去极化剂参与阴极反应;作为强氧化剂氧化FeS、FeCO_(3),反应生成单质S、FeS_(2)、Fe_(2)O_(3)、Fe_(3)O_(4)、FeO(OH)等物质。

CO_(2)/H_(2)S共存条件下集输管道选材的新方法及应用

在CO_(2)/H_(2)S共存条件下集输管道中,管道发生腐蚀的可能性急剧增大,因此集输管道的选材至关重要。若选择管材级别较低,则会严重影响管道的正常生产;若管材级别较高,会引起经济成本的浪费。为了使集输管道在CO_(2)/H_(2)S共存条件下选材更加合理。在CO_(2)/H_(2)S共存腐蚀速率预测模型的基础上,提出了一种新的集输管道选材方法,新方法的步骤为:计算材质的均匀腐蚀速率,腐蚀速率应满足美国腐蚀工程师协会标准中腐蚀速率的控制值(小于0.076 mm/a),结合管道的设计寿命、剩余强度和经济性评价,确定在CO_(2)/H_(2)S共存体系下集输管道的材质。以某油田集输管道为示例,根据新方法选择的材质与实验得到的管材结果一致,验证了新方法的准确性。集输管道选材新方法在保证集输管道安全运行的前提下,能够有效降低管材质选择的成本,有利于保证集输管道的安全性和经济性。

一种混合型缓蚀剂在H_(2)S/CO_(2)共存体系中的缓蚀性能研究

将合成的环己胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉分别应用于H_(2)S/CO_(2)饱和模拟溶液中,采用静态失重法研究其在60℃、48 h条件下对N80钢的缓蚀性能。试验结果表明环己胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐能够有效抑制H_(2)S/CO_(2)饱和模拟溶液对N80钢的腐蚀,当其浓度为200 mg/L,缓蚀效率为88.9%。咪唑啉也能有效抑制H_(2)S/CO_(2)饱和模拟溶液对N80钢的腐蚀,当咪唑啉加入量为200 mg/L,缓蚀效率为83.6%。将环己胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以1.5∶1的比例复配成混合型缓蚀剂,在相同的浓度下缓蚀效率高达99.4%,证明环己胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉具有良好的协同效应,也说明该混合型缓蚀剂具有优异的缓蚀性能。

20R系列材料在油田三高环境的耐蚀性

系统研究了20R,20R-Z35和20R(HIC)等压力容器用钢在油气田高含H_2S-CO_2-Cl^-环境下的抗腐蚀特性,分析了在这种工况条件下20R系列材料作为压力容器用材的适用性,确定了20R系列各牌号材料的适用范围。20R(HIC)可以用于油气田三高环境下的压力容器设备,20R-Z35有一定的应力腐蚀敏感性,使用需谨慎,SA516-60和20R不宜使用。

自交联水性环氧树脂的合成及其对油井水泥耐CO_(2)-H2S腐蚀性能的强化作用

固井水泥环的主要作用是支撑和悬挂套管,封隔地层流体,防止层间窜流。在高酸性油气藏中,固井水泥环易受到CO_(2)和H_(2)S等酸性介质的腐蚀,出现封隔失效,导致油气井生产寿命缩短,甚至引发安全事故并造成巨大的经济损失。本文合成了一种自交联水性环氧树脂(SWER)防腐材料,用于增强油井水泥耐CO_(2)和H_(2)S腐蚀的能力。通过模拟地层环境,对水泥石的防腐蚀性能和作用机理进行评价与分析,结果表明:SWER能够延缓水泥石在酸性环境下的强度衰退。在不加固化剂的条件下,SWER能在水泥中固化,最终形成三维网状结构的聚合物膜,阻断水泥石水化产物与酸性介质的直接接触,有效地提高了水泥石耐CO_(2)和H_(2)S腐蚀的能力。

低硫油田环境中20号和L245NS管线钢的耐蚀性

通过动电位极化曲线和电化学阻抗谱,分析了20号和L245NS管线钢在模拟不含硫和H_(2)S/CO_(2)共存的低含硫油田环境中的腐蚀行为,采用扫描电镜和能谱仪分析了其表面腐蚀产物的微观形貌和成分。结果表明:20号和L245NS管线钢在低含硫油田环境中的腐蚀电位(E_(corr))变化较小,腐蚀电流密度(J_(corr))显著减小,相同条件下L245NS管线钢的J_(corr)比20号管线钢的略小;20号和L245NS管线钢在不含硫油田环境中的电化学阻抗谱均呈中高频区容抗弧和低频区感抗弧的时间常数特征,在低含硫油田环境中低频区感抗特征消失;L245NS管线钢在低含硫油田环境中的耐蚀性比20号管线钢的略好。

B_2/DO_3热处理对Fe_3Al基合金在湿H_2S-CO_2-Cl^-环境中耐蚀性的影响

针对不同结构对Fe_3Al合金在湿H_2S-CO_2-Cl^-天然气集输环境中耐蚀性的影响,对未处理、经B_2或DO_3热处理的Fe_3Al试样,遵循ASTM G111-97(2013)和NACE TM 0169/G31-12a标准,试验模拟罗家寨气田实际工况进行全浸均匀腐蚀试验,评估其腐蚀速率;采用XRD表征其物相;采用SEM表征其腐蚀前后表面的微观结构;采用EDS测量并统计分析不同结构位置化学成分的差异。结果表明,Fe-28Al-4Cr合金(原子分数,%)在所模拟罗家寨气田实际工况环境中,经168 h后合金表面形成内层以铝氧化物+铁氧化物为主、外层以铁氧化物+铁硫化物为主的双层腐蚀产物膜,内层膜致密而均匀,但受金属基体表面形貌影响会发生开裂。Fe-28Al-4Cr合金表面DO_3结构比B_2结构Fe含量约低1.75at%,而Al含量约高1.64at%。内层腐蚀产物膜主要构成元素Al含量的不同,使合金表面钝化膜生长行为产生差异,进而影响合金耐蚀性;具体表现为2~24 h内因钝化DO_3处理合金的腐蚀速率下降响应更迅速。在所模拟罗家寨气田实际工况环境中,168 h后Fe-28Al-4Cr合金腐蚀速率趋于稳定,为0.238~0.27 mm/y,均达到了实际工程应用的条件。

海上油气田用TN110Cr13M材质油套管的腐蚀电化学行为

通过高温高压釜模拟某海上油气田井下工况(129.5℃、硫化氢分压0.26 kPa、二氧化碳分压2.75 MPa),采用电化学试验和腐蚀环境暴露试验测试了TN110CR13M油套管钢在此环境中的腐蚀行为。结果表明:在模拟环境中,TN110CR13M油套管钢具有较好的耐蚀性,其平均腐蚀速率仅为0.0188 mm/a。且经过30 d暴露试验后,试样表面可生成耐蚀性好、结构完整的高含Cr腐蚀产物膜,提高了材料的耐蚀性。