油气田腐蚀监测技术综述

对油气田广泛使用的腐蚀监测技术进行了总结,并提出以下几点建议:油气田应该多种监测方法并用,以保证监测数据准确;在油气田投入开发前,做好前期腐蚀评估和监测;开展设备腐蚀及剩余寿命预测等技术研究;建立腐蚀数据库,形成资源共享.     

油气田金属设备硫化氢腐蚀行为研究

随着含硫化氢腐蚀介质油气田相继被发现开发,硫化氢对油气田金属设备的腐蚀问题也日益严重。为了防止和控制硫化氢对油田金属设备的腐蚀,选取油田常用的20#钢、1Cr18Ni9Ti钢、316L钢和TA2钢,采用浸泡试验分析了4种常用钢在硫化氢环境下的均匀腐蚀行为,采用电化学试验分析了4种常用钢在硫化氢环境下的点蚀行为。综合分析两种试验结果发现:4种常用钢在饱和硫化氢溶液中的耐腐蚀能力由20#钢、1Cr18Ni9Ti钢、316L钢和TA2钢依次增强,其中1Cr18Ni9Ti钢在饱和硫化氢溶液中表现出明显的钝化趋势,采取相关的阳极极化措施可达到很好的防腐效果;316L钢和20#钢在饱和硫化氢溶液中的阴极极化率较大,采用阴极保护措施可以达到防腐的目的。      

电化学腐蚀的处理

钢材与接近中性的电解质接触,会持续发生电化学腐蚀。只要在金属表面不同的区域有电位差存在,就会有电流产生,阳极区域的金属就会被消耗掉。完全抑制这类腐蚀的一个有效方法就是控制电流,阻止金属溶解。为此,可采用涂层或表面处理技术,而阴极保护则可达到全面抑制腐蚀的目的。     

油气田开发中的CO2腐蚀与控制

1．二氧化碳腐蚀机理 干燥的CO2气体本身并没有腐蚀性,但是当 CO2溶解在水中时,会促进钢铁发生电化学腐蚀。 (1)二氧化碳全面腐蚀机理。铁在CO2水溶 液中腐蚀的基本过程为铁的阳极氧化过程,阴极反 应的实质是由于CO2溶解后形成的HCO3-电离出 H 的还原过程。 (2)二氧化碳局部腐蚀机理。CO2的腐蚀破     

氧化皮—碳钢电偶腐蚀研究

采用氧化皮、碳钢组成的电偶电池在油田水介质中进行了模拟试验，研究了各种介质地电偶电池中碳钢的腐蚀速度的影响。结果表明，氧化皮－碳钢电偶的存在可使碳钢的腐蚀速度达到十分惊人的程度。     

油气田CO2腐蚀研究进展

油气田设备的CO2腐蚀破坏经常表现为局部腐蚀,而腐蚀产物膜是腐蚀速率和腐蚀形态的决定因素.综述了油气田CO2腐蚀形式、腐蚀机理、腐蚀产物膜的形成过程、局部腐蚀的诱因及动力增长机理.由于现场的实际腐蚀是多种因素综合作用的结果,室内试验模拟条件的局限性使得目前的试验数据与实际的腐蚀结果还有较大的差距.采用更为先进的试验设备,结合数值模拟和理论分析,将是今后CO2腐蚀研究的趋势.     

腐蚀的电化学研究现状

基于电化学原理发展起来的电化学测试技术,如极化曲线分析法,交流阻抗分析法,电化学噪声分析法和Kelvin探针技术等,是研究腐蚀的重要手段,近些年有了很大的进展。掌握这些技术的原理及应用领域的进步,将有助于对腐蚀与防护技术的深入研究和开发。     

油气田缓蚀技术研究进展

摘要:文章介绍了油气田抑制CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀技术研究进展;缓蚀剂作用机理;CO_2/H_2S和CO_2/H_2S环境下缓蚀技术的应用现状。着重介绍了酰胺类、咪唑啉衍生物和季胺盐类等缓蚀剂的国内外研究现状,并展望了油气田抑制CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀技术发展趋势。     

油气田腐蚀防护技术综述

通过查阅大量油气田腐蚀防护相关文献,总结归纳了油气田经常使用的腐蚀防护技术,简要介绍了一些防腐新技术,并对油气田的腐蚀防护提出了些许建议,旨在提高油田腐蚀防护水平,加强腐蚀防护研究与应用,为安全生产提供一个强有力的支撑。     

气液两相缓蚀剂在油气田开发中的应用

本文介绍了CT2－15缓蚀剂在四川气田、大港油田的应用情况。结果表明：CT2－15缓蚀剂具有优良的气相和液相综合防腐效果,其气、液两相缓蚀率均大于90％,可将现场的腐蚀速率控制在0．125mm/a以下,对抑制油套管的局部腐蚀具有突出的效果。适用于以H2S为主的腐蚀环境及H2S和CO2牟混合腐蚀环境的腐蚀防护,同时对于以CO2为主的腐蚀环境和高温（＜160℃）油气井也具有一定的缓蚀作用,使用方便,技术经济合理。     

海上油气田火炬放空气回收利用技术研究进展

事故工况下,火炬放空系统保证了可燃气体的安全放空燃烧.在正常工况下,为满足油田生产工艺流程稳定运行要求,火炬放空气不可避免地产生,造成了资源的浪费和环境的破坏.受海上油气田空间狭小等因素影响,已有的陆地放空气回收技术不能满足应用要求.现有的放空气回收技术,主要围绕工艺处理产生的低压气展开,包括在气田应用的低压闪蒸气回收...     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

坪北油田油水系统腐蚀性研究

通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。     

油气田管道施工安全监督之问题与对策

油气田管道工程施工领域是油气田地面建设作业安全事故的频发区,其问题集中反映在“两不到位、两不落实”方面,即安全教育不到位,安全生产责任制不到位;安全操作规程不落实,安全防护设施不落实。加强油气田管道施工安全监督,应着重提高监督员的综合素质,做到监督工作规范化、标准化、制度化;不断创新安全监督的方法和思路,使安全监督科学化;严格考核,奖惩兑现,狠抓落实。     

油田污水对A3钢腐蚀速率的影响

采用静态挂片失重、电导率测量、pH值测量、氧含量测定等方法,模拟油田污水中的主要成分(Cl~-,Ca~(2 ),O_(2),HCO_3~-)对A3钢腐蚀速率的影响,并分析了腐蚀的原因。     

文昌油田套管钢电偶腐蚀与缓蚀剂研究

文昌油田套管设计中采用了13Cr-L-80和N-80两种钢材。实验研究了两种钢材在完井液(盐含量高达30％的溶液)中的电偶腐蚀并筛选了缓蚀剂。在pH=6．5的隐形酸类完井液中，13Cr-L-80的开路腐蚀电位明显较N-80为正，二者相差数百毫伏；在65℃下不同钢材耦接时，13Cr-L-80钢的腐蚀速率(0．182mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．381，0．396mm／a)为小，N-80钢的腐蚀速率(0．929mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．573，0．592mm／a)为大，表明发生了电偶腐蚀。从9种商品中筛选出的缓蚀剂JC-6，在加量15g／L时使13Cr—L一80和N．80耦接时60℃腐蚀速率分别降至0．012和0．165mm／a，降低率93．4％和82．2％；JC-6与PA复配物使耦接钢材腐蚀速率进一步降低，质量比为90：10的复配物(代号JCP-6)在加量15g／L时使70℃腐蚀速率分别降至0．013和0．069mm／a，降低率88．5％和96．5％。极化曲线表明JCP-6对于两种钢材均为阴极型缓蚀剂。JCP-6与完井液、海水配伍，温度升高(10～80℃)使配伍性变好(溶液浊度减小)，pH改变(1．7～7．5)对浊度影响小。JCP-6为成膜型缓蚀剂，简略讨论了缓蚀机理。图5表3参5。     

超酸性油气田水的腐蚀特性及缓蚀剂研究

针对我国特高硫油气田开发过程中可能遇到的回注水系统腐蚀问题,高含Ｈ２Ｓ盐水的腐蚀特性,以及应采取的相应防腐措施等进行了论述,推荐了一种缓蚀配方。     

海上油气田CO_2/H_2S腐蚀控制

根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况,结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理,提出了海上油气田开采的防腐蚀措施。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。