模拟油田CO2驱采出环境下管柱腐蚀规律研究

目的明确长庆油田CO_2驱采出环境下腐蚀影响因素对碳钢油管柱腐蚀性能的影响规律,结合腐蚀环境优化匹配合适的防腐措施。方法通过失重法,利用高温高压釜模拟油田环境,得到材料的腐蚀速率,并结合扫描电子显微镜或背散射电子能谱,对试验后腐蚀产物膜形貌和腐蚀膜层横截面微观形貌进行分析。结果在模拟油田CO_2驱采出环境井筒温度为80℃的条件下,当p(CO_2)在0～5 MPa范围逐渐增大时,N80/J55管材无明显点蚀现象,且平均腐蚀速率呈直线增大趋势,最大腐蚀速率达到5.87 mm/a;当试验体系逐渐进入超临界CO_2环境(即p(CO_2)≥7MPa)时,N80/J55管材的平均腐蚀速率先减小后逐渐增大;当p(CO_2)=10 MPa时,管材的最大腐蚀速率达到6.74 mm/a。XRD物相分析得出,腐蚀产物膜主要由碳酸亚铁组成。试验溶液中加入200 mg/L的改性TG512缓蚀剂,可有效缓解管材腐蚀。当试验溶液介质含油率≥70%时,N80/J55管材的平均腐蚀速率≤0.022mm/a,且平均腐蚀速率逐渐趋于平缓。结论在模拟油田CO_2驱采出液含油率70%的环境下,N80/J55油管均为严重腐蚀,必须采取有效防腐措施才能使用。改性TG512高效缓蚀剂可有效减缓管材的腐蚀,缓蚀率达98.2%,满足油田需求。控制采出液中含水率低于30%,将会减缓井筒的腐蚀。     

某N80S油管腐蚀穿孔的失效分析

通过宏观观察、理化性能检测、组织分析、扫描电镜观察和能谱分析等方法,并结合现场服役工况,系统分析了某N80S油管发生腐蚀穿孔的原因。结果表明:酸化作业残酸返排过程中介质的低pH和高Cl~-含量是导致油管腐蚀穿孔的主要原因,腐蚀井段局部水平或倾斜造成管段积液使得局部点蚀加剧,最终在积液位置发生腐蚀及穿孔。最后,给出了避免或减缓此类问题再次发生的几点建议。     

饱和CO_2盐溶液中镍基合金和碳钢的电偶腐蚀行为

在油田中管材应用种类繁多,难免存在不同材料的耦接使用。应用电化学法和溶液浸泡方法研究了P110SS-Inconel 718两种材料耦接的电偶对在含高Cl-的饱和CO2溶液中的电偶腐蚀行为,用扫描电镜(SEM)观察电偶对材料浸泡后的腐蚀形貌。结果表明:在Cl-浓度不变的情况下,随着溶液介质温度的升高,两种材料的自腐蚀电位均有不同程度的降低;耦接后,电偶对的电偶电流密度随着温度的升高而增大,表面腐蚀坑明显增深。浸泡试验表明:耦接后作为阳极的P110SS的腐蚀程度相比单独浸泡时加剧。     

125钢套管在气侵环空液中的腐蚀行为研究

采用腐蚀失重试验、动电位扫描法和交流阻抗技术,研究了套管材料125钢在溶有CO2的环空液中不同温度下的腐蚀行为.结果表明,静态下125钢的平均腐蚀速率随着温度的升高而增大,其自腐蚀电位随温度的升高而负移,同时腐蚀电流密度增大.交流阻抗谱表明,材料的腐蚀过程由电化学控制,阻抗谱呈单容抗弧特征,容抗弧的半径不同表明表面膜层的电阻大小不同.     

φ22mm D级抽油杆失效原因分析

通过理化性能检测评价和采用扫描电镜微观分析方法对φ22 mm D级抽油杆发生的断裂、偏磨及腐蚀的失效进行了分析研究.结果表明:材质符合SY/T5029-2003标准要求;由于热处理工艺不当在组织中出现脱碳层,杆体韧性偏低,在交变载荷、偏磨及腐蚀共同交互作用下发生了腐蚀疲劳断裂;腐蚀主要因素是硫化物及硫酸盐还原菌所形成的H2S及高舍氯离子共同形成的腐蚀.     

耐蚀合金材料点蚀及高温高压腐蚀性能研究

研究了镍基合金材料在高温高压腐蚀环境下的腐蚀性能以及在含氧化性离子溶液中的点蚀敏感性.采用了溶液浸泡法、电化学极化曲线方法进行试验,并结合扫描电镜以及能谱分析手段对两种镍基合金的腐蚀特性进行了研究.利用高温高压釜研究了在高温高压条件以及含H2S/CO2气体介质下材料的高温腐蚀性能以及试验温度的影响关系.依据相关标准在氯化铁溶液中进行了材料的点蚀敏感性研究.试验结果表明：G3合金的耐点蚀性能优于Incoloy 825,其点蚀临界温度高于50℃;两种镍基合金材料在FeCl3水溶液中的动电位极化曲线显示不同的腐蚀状态,Incoloy 825合金极化曲线中阳极曲线部分很平缓,无钝化区出现,极化度较低,G3阳极钝化区较明显,点蚀电位相对较高;高温高压腐蚀试验显示,随着温度升高,腐蚀程度加剧,腐蚀产物主要有NiS、FeS及CrO3等金属氧化物组成.     

3种13Cr材料在CO_2和H_2S共存时的腐蚀性能研究

CO2和H2S共存时13Cr腐蚀性能较为复杂,极易发生失效.通过高温高压釜模拟油田现场环境,采用失重法对比研究了0Cr13、1Cr13、2Cr13在CO2和H2S共存时,气-液两相中的腐蚀性能.采用SEM、EDS、XRD等方法对腐蚀后试样表面形貌及成分进行了分析.结果表明,3种材料在此环境下均发生了严重的全面腐蚀,平均腐蚀速率0Cr13〉1Cr13〉2Cr13,液相平均腐蚀速率大于气相平均腐蚀速率;3种材料均有点蚀发生,气相中点蚀较液相严重.能谱及XRD分析结果显示,材料表面腐蚀产物主要为FeS0.9,主要发生了H2S腐蚀.     

湿气输送对管道的腐蚀损伤

通过现场调研及采用宏观分析、能谱和X射线衍射等方法分别对经过湿气输送后管道的腐蚀损伤形式扣腐蚀机理进行了分析研究。结果表明,管道内壁发生了较严重的均匀腐蚀;管道内壁环焊缝处无内涂层保护部位也发生了局部腐蚀。腐蚀机理属于CO2腐蚀,腐蚀产物主要是FeCO3,FeO（OH）和Fe3O4。     

不同温度下超级13Cr在Cl~-/CO_2环境中的腐蚀行为

模拟油田现场Cl~-/CO_2腐蚀环境,对超级13Cr不锈钢在不同温度下的耐均匀腐蚀及点蚀的性能进行了研究。利用金相、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法对试样进行了分析。结果表明,温度升高,超级13Cr均匀腐蚀速率增大,温度升高到150℃时,均匀腐蚀由轻微腐蚀转变成中度腐蚀。在Cl~-/CO_2腐蚀环境中,超级13Cr不锈钢极易发生点蚀,且温度升高,点蚀程度先加重后减弱,在120℃时,点蚀坑数量最多,尺寸最大,点蚀最严重。XRD结果显示,所有温度条件下材料均无CO_2腐蚀产物FeCO_3产生,超级13Cr不锈钢依靠表面形成的钝化膜抵抗CO_2腐蚀。     

热处理温度及析出相对镍基合金腐蚀性能的影响

利用金相法、扫描电镜、透射电镜(TEM)等技术研究了镍基耐蚀合金材料固溶时效处理过程中,晶间和晶内大量产生的析出相对材料性能的影响。通过实际摸索试验,对不同温度固溶时效处理以及微观组织变化、析出相出现的条件分析,研究了组织的变化以及析出相对材料性能的影响。结果表明析出相的类型与数量明显受处理温度的影响,析出相大量在晶界产生,几乎呈网状结构;拉伸形貌表明有析出相的断口属于沿晶脆性断裂。结合镍基耐蚀合金在油气田的应用环境,研究了镍基耐蚀合金在酸性环境下的腐蚀性能。碳化物析出相使得晶界形成贫铬区,引起晶内与晶界电位的差异而发生点蚀,点蚀主要集中在晶界处,析出相的存在造成材料耐蚀性下降。建议控制合适的工艺参数,控制碳含量在尽可能低的水平,避免大量析出物的生成影响材料的耐蚀性能。