防CO2腐蚀水泥浆在神华CCS示范项目中的应用

从热力学和动力学角度研发出了防腐蚀外掺料BCE-750S,并分别从水泥石的腐蚀深度、渗透率、抗压强度方面对BCE-750S的防腐蚀性能进行了室内评价.结果表明,BCE-750S水泥浆具有显著的防CO2腐蚀能力,将BCE-750S按40％～60％的比例外掺到油井水泥中,可有效提高水泥石对CO2的防腐蚀能力,降低腐蚀深度和渗透率,使抗压强度提高50％以上.结合现场情况,优化设计出适合于CCS(CO2捕获与封存)项目的防腐蚀水泥浆体系,在中神注l井、中神监1井φ139.70 mm尾管及回接固井得到成功应用,对90％以上的目标层位实现了有效水力封隔.     

注蒸汽加气体开采稠油技术室内研究与现场试验应用

为了改善注蒸汽开采稠油的效果，开展了注蒸汽加汽加气体开采稠油技术的室内研究和现场试验应用。室内研究表明：（1）CD2，N2，N2＋CO23种气体高温高压下在草104井稠油中溶解度随压力增大（1－14MPa）而增大，随温度降低（150，100，65℃）而增大，溶解气体的稠油粘度随温度升高，压力增大而显著降低；（2）N80钢试片在35％N2／9％CO2／1％O2／555H2O体系中的腐蚀率，随温度升高而线性增大（40－350℃，压力相应增大或保持恒定），气相无机缓蚀剂GHX－1可有效抑制这种腐蚀；（3）加入CO2，N2＋CO2和N2可极大幅度地提高蒸汽在岩心中的驱油效率。在草桥和单家寺油田8口蒸汽吞吐进行注蒸汽加N2现场试验，油气比，单井日产油量和周期产油时都注蒸汽井大幅度提高。注蒸汽加N2＋CO3现场试验的阶段已见到日产油量急剧上升的良好效果。     

碳钢在高温CO_2/H_2S腐蚀时多层硫化铁膜的形成

H2S/CO2分压比在0～0.6之间,在含有CO2和H2S的高温(120℃)饱和氯化物盐水条件下,实验评价了碳钢的腐蚀性.实验总结了在这些条件下形成的腐蚀产品膜的特征.腐蚀实验于流动回路中、在10 m/s的流速下实施,相应的井内壁剪切应力是130 Pa.在无H2s的试验条件下,未见保护膜形成,发现大于30 mm/a的高的全面腐蚀速率.H2S/CO2溶液中腐蚀产物膜由几层不同的硫化铁组成,在一些情况下,还形成氧化铁和碳酸铁膜.当H2S/CO2比为0时,全面腐蚀速率为30-40 mm/a ;当H2S/CO2比在0.2～0.6之间时,全面腐蚀速率约为1mm/a.然而,随时间变化记录了略低的稳态腐蚀速率.H2S/CO2比在0.2时发生了坑蚀.     

Hochleiten油田注气先导性试验（二）

出现了事先担心的腐蚀问题。决定在井口安装试件并且进行测量以便观测防腐效果。因此，自从开始注CO2以来，就在H145井的井口安装了试件。在注气期间腐蚀速度非常低(表10)。通过向环空中添加防腐剂能够达到防腐的目的。后来，防腐剂添加量从50升／周到1升／日的稳定用量，这一用量相当于浓度为22ppm。3个月后停止批量注入防腐剂。采取这一步骤加快了腐蚀速度。因此把防腐剂浓度增加了一倍。     

对二甲苯微量杂质及纯度测定方法比较及优化

利用高温高压反应釜研究了3Cr钢在模拟中海油CO2环境中的腐蚀行为。在温度60℃、p(CO2)1.5MPa及介质流速为1m/s时,两组3Cr钢均呈现较严重的均匀腐蚀,平均腐蚀速率分别达到3.85mm/a和3.24mm/a。结合SEM和EDS分析手段研究了3Cr钢的CO2腐蚀产物。结果表明,其外层结构主要是堆垛疏松、附着力弱的FeCO3晶粒,内层为富Cr产物膜。     

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     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

CO_2分压对油管钢腐蚀产物膜的影响

利用静态高压釜对 3种油管钢N80、P1 1 0和J5 5进行了CO2 腐蚀试验 ,通过扫描电镜(SEM)对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面晶粒尺寸的变化规律。结果表明 ,在试验条件下 ,3种钢的腐蚀产物膜均为双层结构 ;膜厚随CO2 分压变化情况比较相近 ,在CO2 分压为 6 90MPa时均达到最大 ,在超临界压力以上急剧减小 ;表面晶粒尺寸随CO2 分压变化出现 2峰 1谷 ,在超临界压力以上急剧减小。     

SIM—1气举井固体缓蚀剂的研究与应用

高矿化度的弱酸性采出水中的CO2引起了文东油田高含水气举采油井生产管柱的严重腐蚀,研制了固体状缓释性酰胺咪唑啉缓蚀剂SIM－1（有效成分75％）,简要介绍了制备过程。室内评价表明：①直径40mm、长400mm的园柱体60℃时在油田采出水中的溶解时间,在静止水中大于15天,在流动水中大于5天。②在60℃的常压CO2饱和3％NaCl溶液中,50－100mg/L的SIM－1可有效地保护A3、N80和J55钢材。③SIM－1与油基清蜡剂配伍。④电化学测试表明SIM－1为控制阳极过程为主的混合型蚀 剂。在文东油11口气举井试用,SIM－1缓蚀剂投入井底,使其在采出液中浓度维持在100mg/L左右,投加周期为21－35天。第一周期末,井口采出水含铁平均由193mg/L降到76.9mg／L,对N80钢的腐蚀速度平均由0.7892mm/a降到0.02162mm/a,井筒挂环腐蚀速率（一口井）由0.8944mm/a降到0.07300mm/a。     

酸性气井井下管柱腐蚀预测模型及应用评价

在酸性气井中,腐蚀使管柱的强度大大下降,给气井的开发生产带来巨大的安全隐患.采用支持向量机方法对国内某油田的2口生产气井进行气井管柱腐蚀预测,结果表明,对于H2S腐蚀下的井,预测误差为3.1％;对于少量H2S环境下CO2腐蚀的井,预测误差为1.5％,预测值都能够满足工程需要.腐蚀介质H2S和CO2共存情况下的腐蚀要远比单一介质腐蚀严重得多.对气井中存在H2S和CO2两种腐蚀介质的情况,应重点监护,做好防腐措施并及时更换气井管柱.     

TP110SS／G3钢在H2S／CO2环境中的电偶腐蚀

通过电偶腐蚀在线监测,对TP110SS抗硫钢和G3合金钢在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中的腐蚀行为做了深入研究,结合SEM,EDS和XRD等手段对电偶腐蚀产物做了深入分析。结果表明在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中电偶腐蚀与浸泡腐蚀产物基本相同,腐蚀产物膜的脱落直接导致电偶腐蚀速率的剧增。同种材料之间由腐蚀产物膜引起的电偶腐蚀不会持续进行,而TP110SS抗硫钢／G3合金钢之间的电偶腐蚀会达到一稳定值且持续进行。     

CO2凝析气藏气井油套管腐蚀原因分析及常用钢材腐蚀性评价

对黄桥CO2凝析气藏气井油套管腐蚀特征及原因进行了分析,并选择N-80、3Cr和9Cr等3种油套管常用钢材进行了CO2腐蚀室内动态评价试验.试验结果表明N-80钢材腐蚀十分严重,3Cr钢材腐蚀较严重,9Cr钢材腐蚀较轻.建议CO2凝析气藏气井油套管采用9Cr管材,若采用N-80、3Cr管材,必须采取防腐措施.试验结果对黄桥CO2凝析气田完井管材的选择具有指导意义,对其他CO2气田开发也具有借鉴意义.     

户部寨气田腐蚀规律研究

户部寨气田随着开采时间的延长,气井产出水呈上升趋势,腐蚀现象也逐渐明显.针对户部寨气田腐蚀特征,从8个方面进行了研究,研究结果表明:部分气井油管存在腐蚀,腐蚀速度与产气压力存在正比关系;随CO2浓度的升高,腐蚀速度逐渐增大,当CO2浓度接近饱和时,腐蚀速度达到最大值,并维持在一定水平;随温度升高CO2腐蚀速度增大;日产水量在0.5～2.3 m3时,油管的腐蚀速度较大,而日产水量低于0.5 m3和高于2.3 m3的气井,腐蚀速度较低;腐蚀速度随矿化度的增加而增大,但当矿化度大于35 682 mg/L,腐蚀速度随矿化度的增大而逐渐下降;油水比不同,对腐蚀产生的影响也不一样;日产气量低于5.6×104 m3/d时,产气量对腐蚀的影响较小;当产气量超过5.6×104 m3/d时,随产气量的增加腐蚀速度加快;介质流速增大,腐蚀速度增大.     

模拟油田CO_2/H_2S环境下3Cr和P110钢的腐蚀行为研究

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压试验设备,采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)技术,辅以失重法,研究了油套管3Cr(API 5CT LS0钢级)和P110钢在H2S分压为0.5 MPa时不同CO2分压下的腐蚀速率和腐蚀形态,并对试样表面腐蚀产物的成分进行了分析.试验结果表明,随着CO2分压的增大,3Cr钢平均腐蚀速率也随之变大,而P110钢呈现先增大后减小的趋势,且3Cr钢的腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象.探讨了在CO2/H2S环境下Cl-及Cr元素对P110和3Cr钢腐蚀的影响.     

CO2试采工艺技术在海拉尔地区的应用

在CO2试采过程中,极易造成管线及井下工具的冻堵和腐蚀.井下预置式节流器的研制,将解决传统的地面油嘴节流时造成地面管线冻堵的难题,实现了利用地层温度进行节流降压.将热交换器和保温管线联合使用对地层流体加热,通过提高流体经过地面管线时的温度,从而阻止CO2的相态转化,避免水化物的形成.该技术在s2井和s302井应用后大大降低了管线冻堵和设备腐蚀的问题.s2井持续试采11d,累计产气38.617 5×104 m3;s30井共持续试采17d,累计产气51.308 1×104 m3.     

09Cr2AlMoRE稀土合金钢的CO2腐蚀行为研究

利用高温高压釜模拟油田环境下09Cr2AlMoRE钢的CO2腐蚀行为,计算其平均腐蚀速率并对腐蚀产物进行分析。发现09Cr2A1MoRE在CO2腐蚀环境中主要是均匀腐蚀,平均腐蚀速率较大;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3但不同温度下其成分又各有不同。试验结果表明,该材料在CO2腐蚀环境中不具有优越性,使用时应充分考虑其使用环境。     

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.     

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。     

不同焊接工艺下钢管焊接接头的CO_2腐蚀行为研究

采用高温高压反应釜和电化学技术对GTAW+SMAW和GTAW两种不同焊接工艺下焊接接头的CO2腐蚀行为进行了研究。结果表明,GTAW+SMAW工艺焊接接头的腐蚀速率小于GTAW工艺焊接接头;两种焊接工艺所得焊缝腐蚀速率均随腐蚀时间的增加而减小;腐蚀产物膜随时间的增加表面致密,横截面厚度增加且更为紧密;腐蚀产物的主要成分为(Fe,Ca)CO3复合盐和Fe3O4。     

原油对CO2腐蚀影响的模拟研究

原油在某种程度上能降低输送管线中CO2 等酸气引起的腐蚀,但目前针对原油对CO2 腐蚀影响的研究主要是定性的。采用自行设计的试验装置,选取渤海开发油田8 个有代表性的原油样品(中质油—重质油),通过大量室内模拟加速试验,研究了原油、水及CO2 多相体系中原油加入量、温度、流速、原油物性和CO2 分压等因素对全面腐蚀速率的影响规律。研究结果为进一步建立原油对CO2 腐蚀影响的预测模型和开展原油对CO2 腐蚀影响的定量研究奠定了基础。