大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.     

甲酸盐钻井液对N80钢的腐蚀研究

通过静态挂片实验和自制的高温、高压装置腐蚀实验，用失重法研究了甲酸盐钻井液中NaCl含量、温度、钻井液pn值、钻井液流速、CO2分压和H2S含量对N80钢的腐蚀影响。实验结果表明甲酸盐钻井液对N80钢的腐蚀速率起初随NaCl含量的增加而增大，当NaCl含量约为4％～6％时，N80钢的腐蚀速率达到最大。腐蚀随温度、流速、CO2分压和H2S含量的增加而变大，钻井液pH值越低，腐蚀越强。实验中筛选出咪唑啉衍生物和多元醇磷酸酯化合物复配的缓蚀剂在加量为1～2g/L时，缓蚀率达90％以上，就能较好地抑制钻井液对碳钢的腐蚀。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

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空气钻井因其钻速快，防漏制漏效果好，具有常规钻井液不可比拟的优越性，但由于含氧量高，当其遇到地层水时，钻具腐蚀情况较为严重。以伊朗TABANK气田14井为例，该井地层水为腐蚀介质，研究了温度、空气压力、含砂量、砂子粒度、转速和pH值对S135钻杆钢的腐蚀影响，为以后空气钻井防腐提供了参考依据。试验结果表明：腐蚀速率随温度、空气压力或转速的升高而增大，在低温或低压下，腐蚀为均匀腐蚀；高温或高压下，呈现非均匀腐蚀现象。随腐蚀介质中含砂量的增多，石英砂对S135钢的磨蚀作用增强，腐蚀速率逐渐增大，石英砂越细，则其磨蚀作用越强，腐蚀越明显；均匀混合的石英砂较单一级配的石英砂对钢片的腐蚀程度大。腐蚀速率随pH值的升高而降低，碱性条件有利于防腐。     

CO2分压对P110钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜设备，采用扫描电子显微镜、X射线能谱仪和X射线衍射技术，辅以失重法，研究了油套管钢P110在流动介质中CO2分压对腐蚀行为的影响。结果表明，静态时，P110钢的平均腐蚀速率随着CO2分压的增大呈现先增大后减小的趋势，且在4MPa时取得最大值；动态时，随着CO2分压增大，P110钢的平均腐蚀速率先是增大迅速，然后呈线性缓慢增大。     

模拟油田CO2/H2S环境P110钢的腐蚀行为研究

模拟含CO2／H2S高温高压井下多相流腐蚀环境，研究P110钢在模拟井下采油腐蚀环境务件下的腐蚀行为。结果表明，P110钢的平均腐蚀速率受到温度、CO2分压和H2S分压等参数的影响，其表面形成3层形貌及成分各异的腐蚀产物，宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀，但是在扫描电镜下观察，金属遭受的破坏是以局部腐蚀为主。     

13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

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。     

P110钢CO2腐蚀产物膜的电化学性能分析

利用动电位扫描极化法和交流阻抗技术（EIS）研究了P110钢在C02环境下的极化曲线和交流阻抗特征，为进一步研究CO2腐蚀机理提供理论模型。结果证明，温度是影响腐蚀的重要因素，其对腐蚀的影响主要体现在阴极行为上，90℃时阳极出现了“类钝化”行为，腐蚀机理可能发生变化；P110钢CO2腐蚀阳极反应的EIS谱表现为一种类型，在试验温度下谱图均呈现出两个时间常数，曲线表现为连续的双容抗弧且低频容抗弧逐渐扩大；P110钢CO2腐蚀阴极反应的EIS谱也表现为同一种类型，随着温度升高，容抗弧逐渐缩小，低频区逐渐表现出由扩散导致的Warburg阻抗特征。     

浅谈油管和套管的防腐问题

为了防止井下管柱的腐蚀,目前世界上成熟的经验是内涂层防腐技术。有人企图将内涂层、内镀层防腐改为外涂层、外镀层防腐,这是不妥的。从电化学腐蚀理论出发,通过模拟油井状态的原电池试验,说明外涂层油管的外涂层损伤后,损伤处集中腐蚀,缩短了油管的使用寿命;外镍磷镀油管镀层的镍和套管的铁,由于电位差会加速套管的腐蚀。认为油管和套管的防腐蚀问题,应互相兼顾、统一设防。     

SM2001缓稳剂的缓蚀性能及机理研究

研究了复合型缓蚀剂SM2001对45^#碳钢在模拟工艺水中的缓蚀性能。原子吸收法测定冷却水中溶出Fe^2 量及极化曲线测试结果表明：SM2001对45^#碳钢具有良好的缓蚀性能,在金属表面可形成性能良好的缓蚀膜。     

水溶性棒状缓蚀剂CT2—14的研究及应用

为适应含硫气田现场防腐蚀的需要,特别是产水量较在的井、高水位井、有封隔器的含水油气井防腐蚀对多品种缓蚀剂加注工艺的要求,在室内研制出一种水溶性棒状缓蚀剂ＣＴ２－１４。该缓蚀剂具有密度可调、软化点适中、有效成分缓慢释放、有效周期长及缓蚀效果好等特点。经现场试验表明：该缓蚀剂能将气液相腐蚀速率控制在０．０７６ｍｍ／ａ以下,并且现场加注工艺简单,易于实施。     

华北油田钻具腐蚀与防护

华北油田钻具腐蚀非常严重，并且主要是由地层中的CO2和钻井液携带的O2引起的，因腐蚀而失效的钻具达到钻具总失效量的60％以上，由此而造成的经济损失高达2000多万元。华北石油管理局钻井工艺研究院研制出DPI型缓蚀剂，该缓蚀剂为咪唑啉衍生物，无毒、无味，不污染环境。对DPI型缓蚀剂的缓蚀效果及其与钻井液的配伍性进行了室内实验评价。实验结果表明，DPI型缓蚀剂在加量为0．2％～0．3％时缓蚀率基本在85％以上，最高可达90％，而且与钻井液的配伍性好。介绍了DPI型缓蚀剂在华北油田冀中地区的现场应用情况。DPI型缓蚀剂的使用不仅能减缓钻井液中的CO2和O2对钻具的腐蚀，还可以避免发生因腐蚀疲劳而引起的钻具本体剌穿事故，延长钻具使用寿命，缩短钻井周期，从而获得一定的经济效益。     

油井腐蚀监测技术与防腐蚀

中原油田油井腐蚀严重,据估算,每年因腐蚀报废的管、杆、泵等直接经济损失就达4000多万元;因腐蚀导致的油井停产、作业等造成的损失,更是难以估计。为解决油井腐蚀难题,对中原油田采油一厂油井腐蚀现状进行了分析,对油井腐蚀监测技术和监测结论进行了介绍,对造成油井腐蚀的因素进行了详细分析,并提出了一系列油井防腐蚀对策。     

西江23-1油田腐蚀预测与控制措施分析

以西江23-1油田ODP开发方案中的原油物性分析数据为切入点,根据水质特点和工况条件,采用美国油田腐蚀分析软件(OLI Corrosion Analyzer)对腐蚀程度进行了预测,结合腐蚀预测结果和腐蚀因素,提出了有效的油田腐蚀控制措施及腐蚀监测手段,建立相应的腐蚀数据库,为西江23-1油田稳定持续的生产提供了保障。     

常减压蒸馏装置设备腐蚀典型事例与防护

福建炼化公司常减压蒸馏装置 ,设计原油硫含量不得高于 0 .6 5 %。目前混炼原油的硫含量平均为0 .6 % ,最高达 1%。该装置的腐蚀主要表现为低温H2 S -HCl-H2 O腐蚀 ,低温露点腐蚀和高温硫及环烷酸的腐蚀。从 2 0 0 2年 3月起 ,该装置改注 80 μg/g的YF - 971缓蚀剂 (辅以注氨 )后 ,切水总铁平均值为 1.6mg/L ,使塔顶低温部位的腐蚀得到了有效控制。高温硫和环烷酸的腐蚀主要表现在减压塔底油泵的腐蚀 ,应提高设备材质等级。露点腐蚀主要为预热器引风机转子、壳体和入口蝶阀的腐蚀 ,可以通过控制过剩空气系数不超过1.2 5和提高排烟温度至 16 5～ 170℃加以克服。     

油管腐蚀因素分析及防腐对策的研究与应用

在对我国几个不同类型典型油气田的油管腐蚀资料进行调查、研究、分析的基础上,总结了不同类型油气田油管腐蚀的一般规律和不同区域腐蚀的特殊性,并在对腐蚀的现象、特点、类型、机理以及对腐蚀的影响因素的研究基础上,提出了有效的相应配套防腐工艺技术措施,这对于提高我国油气田的防腐工艺技术水平有一定的实用、参考价值。     

油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨

针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。