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。

CO_2/H_2S共存腐蚀与缓蚀技术研究进展

文章综述了目前国内外开展CO2/H2S共存条件下的腐蚀机理、腐蚀影响因素以及控制CO2/H2S共存腐蚀的缓蚀剂等研究的最新成果。提出有必要对CO2/H2S共存环境中的金属腐蚀行为及规律、二者对钢材腐蚀的协同作用和交互影响、金属表面腐蚀产物膜对金属基体的保护性能、腐蚀影响因素的主要方面以及控制腐蚀的缓蚀技术、特别是缓蚀剂的合成及缓蚀机理等进行先导性的研究。

含S+CO_2油田介质中S对P110钢腐蚀膜的影响

为了研究S对P110钢在含S+CO_2环境下腐蚀产物膜的影响,模拟含S+CO_2石油采出液成分,采用浸泡试验对油套管P110钢的腐蚀行为进行研究.通过预测腐蚀速率,利用扫描电子显微镜观察不同腐蚀时间内的腐蚀产物膜形貌,分析了腐蚀产物膜层的演变过程.研究结果表明:随腐蚀时间的延长,膜层颗粒逐渐细化并形成胶状粘合后发生皲裂.CO_2对P110钢产生均匀腐蚀,且形成的FeCO_3腐蚀膜层减缓腐蚀;S对FeCO_3腐蚀膜层产生破坏,加速腐蚀,且形成点蚀,与CO_2和温度因素相比较,S浓度对P110钢加速腐蚀的作用更大.

流动条件下20钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀行为及预测模型研究

目前H2S/CO2共存体系中的腐蚀速率预测模型均未考虑流动的影响。采用某含硫湿天然气管道20钢和模拟地层水,考察H2S分压、CO2分压、温度和流速对20钢的腐蚀影响,设计了三水平四因素的9组正交试验。结果表明:各因素对20钢的腐蚀均有不同程度的影响,其影响度排序为:H2S分压(极差0. 057)>温度(极差0.040)>流速(极差0.018)> CO2分压(极差0.011);随着温度的升高、流速的增大、CO2分压的增大、H2S分压的增大,腐蚀速率值均呈上升趋势。根据扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物的表征结果,可知CO2/H2S分压比在33~300范围内,腐蚀产物主要由FeS和FeS1-x组成,试验反应由H2S主导控制,与影响度排序结果一致,腐蚀形态以均匀腐蚀为主,存在少量局部腐蚀坑。基于H2S/CO2共存体系下以H2S为主导的腐蚀预测模型,并考虑流速的影响,以6组腐蚀速率试验值,建立了流动条件下20钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀速率预测模型,试验值和拟合值吻合度高;剩余3组试验值进行验证,最大误差不超过4.40%。

油气开发中CO_2/H_2S对管线腐蚀规律研究

油气生产系统中一直存在着设备及管线的腐蚀,金属的腐蚀失效有可能造成严重的安全事故,影响到油气生产的安全高效进行。由于国内外对CO_2/H_2S的共同作用下的研究相对较少。对CO_2和H_2S对金属的腐蚀机理进行了介绍,并重点对共存状态下竞争协同作用作了分析。根据腐蚀的影响因素来提出适宜的腐蚀防护措施,更加高效地减缓腐蚀。

高含H2S／CO2环境中套管钢腐蚀行为与腐蚀产物膜关系

研究了在高含H2S／CO2环境中腐蚀产物膜在套管钢腐蚀过程中作用。通过模拟某气田井下腐蚀环境，采用失重腐蚀方法研究了NT80ss和L80钢钢在1．5MPa、30～120℃环境中腐蚀规律，并采用电化学交流阻抗（EIS）技术和扫描电镜（SEM）分析了腐蚀产物膜和腐蚀行为的关系。结果表明：60℃为NT80ss和L80钢腐蚀的临界温度，低于60℃时，随温度增加，腐蚀速率降低，高于60℃时，腐蚀速率随温度增加而增大；与其它温度相比，在60℃环境中NT80ss和L80钢腐蚀产物膜的阻抗能力最强、膜的致密性最好，相应腐蚀速率最低。

NT80SS钢在高含H2S／CO2环境中的腐蚀行为

模拟罗家寨气田高含H_2S/CO_2腐蚀环境,研究NT80SS套管钢的腐蚀规律及环境因素(总压、温度、腐蚀时间、Cl^-、流速)对其腐蚀的影响;并采用动电位扫描、电化学交流阻抗谱(EIS)和扫描电镜(ESM)等手段分析了腐蚀产物膜的电化学特性和形貌。结果表明,在所研究的温度范围内,NT80SS钢在60℃腐蚀速率最低;当总压≥9MPa时,在120℃下的腐蚀速率比90℃的小,而总压<9MPa时,情况则相反;腐蚀速率随时间的延长而降低;Cl^-能促进钢的腐蚀;介质流速增加,钢的腐蚀速率增大.电化学实验结果指出,在30℃～120℃的温度范围内,60℃时钢腐蚀产物膜的阻抗能力强、阳极极化率高,腐蚀产物膜的致密性最好,因而NT80SS钢在60℃时腐蚀速率最低。

H2S/CO2共存环境中施加应力与介质流动对碳钢腐蚀行为的影响

采用带有磁力驱动轴的高温高压腐蚀测试釜,通过失重法研究了施加应力与介质流动对20#钢和L245NS钢在H2S/CO2共存环境中腐蚀行为的影响。采用SEM和XRD表征手段分析了浸泡腐蚀后四点弯曲试样表面的微观形貌及腐蚀产物的组成。结果表明:在H2S/CO2共存环境中的各实验条件下,20#钢的平均腐蚀速率均高于L245NS钢的。当施加应力和液态介质流动时,两种材料的腐蚀速率均增大;应力对腐蚀速率的影响更显著。推测腐蚀机理为:H2S在腐蚀过程中起主导作用,生成了具有保护性的FeS腐蚀产物膜。应力会导致腐蚀产物膜存在大量微观通道,促进了腐蚀过程的进行;流体流动加速了金属溶解和腐蚀性物质的扩散,表现出最大的腐蚀速率。

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。

大牛地下古气藏酸性环境管材腐蚀机理研究

大牛地下古生界气藏腐蚀环境为CO_2与H_2S共存,腐蚀机理尚不明确。为指导大牛地下古生界气井腐蚀防护,进一步支撑大牛地气藏的有效开发,通过利用循环流动高温高压腐蚀测试装置与电子扫描显微镜开展了酸性环境对P110/N80管材腐蚀机理研究,并利用多组实验数据作出了大牛地管材腐蚀速率图版。分析表明,随着H_2S分压的降低,CO_2分压的升高,腐蚀速率会先升高再降低,温度的升高也出现同样的腐蚀规律,实验总压的升高会加速腐蚀产物膜的破坏与脱落,不断增大腐蚀速率。实验结果表明大牛地使用的P110钢材的性能要高于N80钢材。