枯竭型酸性气藏封存CO2过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO₂封存工况下的腐蚀行为，优选出适用性好的钢材，采用高温高压釜模拟CO₂封存工况，在不同CO₂分压(5、8、11 MPa)条件下，对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试，从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究，并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明：在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO₂分压的升高而增大，N80钢腐蚀速率为0.067 4～0.097 9 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.022 7～0.027 7 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.001 3～0.002 9 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO₃和少量的FeS，且随分压的升高，腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象；N80钢主要表现为均匀腐蚀，而L80-13Cr钢出现点蚀，穿孔年限为5 a左右；N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低，安全服役年限为27 a。研...     

CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

Cl-对L245钢在CO2/H2S环境中腐蚀的影响研究

石油天然气集输用L245钢管道在输送介质含有CO₂/H₂S及Cl^-的环境中使用时经常发生腐蚀穿孔现象。采用高温高压反应釜、扫描电镜和电化学工作站进行质量损失试验和电化学试验，对L245钢在该环境中的腐蚀行为进行了研究，主要研究了CO₂/H₂S环境中，Cl^-对钢的腐蚀速率、点蚀深度、腐蚀产物膜和点蚀电位的影响。研究结果表明：当Cl^-浓度不断提高时，L245钢的腐蚀速率和点蚀深度呈倒“V”形变化；提高Cl^-浓度时，钢的阳极溶解加速，自腐蚀电流密度增大，交流阻抗谱曲线半径减小，同时，Cl^-抑制硫化物产物膜的生成，使得钢的表面形成的产物膜呈现疏松状，对钢的腐蚀起促进作用；当Cl^-浓度达到临界值时，L245钢的自腐蚀电流密度减小，交流阻抗谱曲线半径增大，Cl^-优先吸附在钢的表面，使得产物膜的表面空隙减小，对钢的腐蚀起抑制作用。     

二氧化碳腐蚀机理及影响因素

利用自制高温、高压腐蚀试验及电化学测试试验装置,用失重法、电化学极化曲线、扫描电镜及X射线衍射分析,研究了碳钢在CO₂饱和的3%NaCl溶液中CO₂分压、温度对碳钢腐蚀的影响,结果表明,在较低温度(70℃)时,碳钢腐蚀速率对数与CO₂分压对数成线性关系,与DeWaard等人的研究结果相符;70℃时,腐蚀产物的附着力及耐蚀性很差,此时增大CO₂分压加速腐蚀反应的阴极过程;110℃时碳钢腐蚀产物为致密的碳酸亚铁膜,此膜对金属基体的附着力较强、保护性好,温度对CO₂腐蚀产物有明显的影响.文中还探讨了缓蚀剂抑制CO₂腐蚀.     

酸性气井不同井段三种套管钢的适用性评价

为考察含H2S/CO2酸性气井不同井段3种常用套管钢(T95钢、110SS-2Cr钢和825钢)的适用性及温度对其腐蚀行为的影响,利用高温高压釜在H2S分压0.55 MPa、CO2分压0.75 MPa、温度55~100℃条件下,对3种钢材的失重腐蚀性能进行了测试,并辅以扫描电镜观察腐蚀产物膜的微观形貌和能谱仪定性分析其化学成分,探讨了腐蚀机理。实验结果表明,模拟井筒腐蚀工况下,825钢腐蚀轻微,腐蚀速率远低于SY 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》规定的腐蚀控制指标0.076mm/a;T95钢和110SS-2Cr钢的腐蚀速率随温度的升高而增加,110SS-2Cr钢的耐电化学腐蚀性能远优于T95;随着温度的逐渐升高,T95钢和110SS-2Cr钢腐蚀产物膜变厚、结晶和结块趋势明显,主要成分是FexSy、FeCO3和含有少量Cr的化合物,110SS-2Cr钢腐蚀产物膜中,Cr含量比T95钢高,对基体的保护作用较强,因而在3个温度条件下的腐蚀速率均低于T95钢。结果表明,T95钢用于油层套管井口段具有较好的经济性和适用性,825钢用在封隔器及以下井段具有较好的适用性,中间段油层套管采用110SS-2Cr钢具有较好的适用性。     

Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO2腐蚀的影响

为了深入了解Cr的加入对管线钢抗CO₂腐蚀性能影响的本征机制,采用高温高压反应釜实验研究了Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO₂腐蚀行为的影响。运用扫描电镜（SEM）及能量谱图（EDS）分析技术,重点分析了Cr含量和温度对平均腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及腐蚀产物膜开裂特性的影响,并进行了腐蚀产物膜的成分分析。实验结果表明：①管线钢中添加少量Cr元素可显著降低其平均腐蚀速率;②随着Cr含量的增加和温度的提高,低Cr管线钢腐蚀产物膜内Cr元素的富集程度均明显增大,腐蚀产物膜的保护性也相应提高;③管线钢中Cr含量的提高显著改变了腐蚀产物膜的力学特性,使其由韧性向脆性方向转变;④低Cr管线钢腐蚀产物膜的生长是Cr化合物形成与FeCO₃沉积互相竞争的结果。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

针对大庆深层气田具有埋藏深、温度高、产出气含CO₂的特点,且CO₂分压多在0.2 MPa以上,井下油套管处于严重腐蚀状态。通过室内高温高压腐蚀评价实验,探索出P110管材在中等温度（60¹00℃）条件下,局部腐蚀敏感性加强,出现明显的蚀坑形态。探索出在高温条件下13Cr-P110组合存在低电偶腐蚀,电偶腐蚀速率低于0.1 mm/a。并结合现场挂片腐蚀监测,建立了CO₂局部腐蚀速率三维发展模型,实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征,兼顾气井安全与经济性,建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术,形成了3类6种完井工艺系列,保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。     

低H2S环境下L360MS碳钢耐CO2腐蚀行为研究

为研究L360MS碳钢在低H₂S环境下的耐CO₂腐蚀行为,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同H₂S-CO₂环境下L360MS碳钢腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等手段分析L360MS碳钢的腐蚀形貌和产物组成等。结果表明：低H₂S环境下(p_H2S=0.001～0.005 MPa),随着CO₂分压的增大(p_CO2=0.25～0.65 MPa),L360MS碳钢平均腐蚀速率逐渐降低,点蚀速率增加;p_H2S=0.001 MPa、p_CO2=0.25 MPa时,L360MS碳钢平均腐蚀速率最大,为0.113 5 mm/a;随着p_CO2/p_H2S降低,...     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

X65／316L耐蚀合金内衬管焊接接头CO2腐蚀行为研究

在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对耐蚀合金内衬管内层不锈钢焊接接头的C02腐蚀行为进行了试验研究。结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜越来越致密,温度达到120℃时,有开裂趋势,所以腐蚀速率随温度升高先降低后增加。通过EDS分析结果可知,耐蚀合金内衬管内层发生CO2腐蚀的产物可能为FeCO3和Cr2O3的混合物。经去膜后焊接接头均匀且较为光亮,没有局部腐蚀或点蚀特征,焊接接头CO2腐蚀过程均属于均匀腐蚀。     

X65/316L机械复合管焊接接头CO2腐蚀行为研究

在模拟CO<,2>腐蚀环境中,采用高温高压釜对复合管内层不锈钢焊接接头的CO<,2>腐蚀行为进行了试验研究.结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜越来越多,到了95℃时,有脱落的趋势,腐蚀速率随温度升高不断增加.通过EDS分析结果可知,复合管内层发生CO<,2>的腐蚀产物可能为FeCO<,3>和Cr<,2>O...     

L360钢在SRB/CO2环境中的腐蚀行为研究

为了探究L360钢在SRB/CO2环境中的腐蚀行为,通过高温高压模拟腐蚀试验以及OM、SEM、EDS、XRD等分析技术,对L360钢的显微组织及其在SRB/CO2环境中的腐蚀速率、腐蚀形貌和腐蚀产物膜成分进行了分析。结果显示,在模拟腐蚀溶液中,L360钢属于极严重腐蚀。L360钢在含SRB的CO2腐蚀环境中SRB发生膜下腐蚀,膜层在高流速环境中受剪切力破损,使膜层对基体的保护作用降低,模拟环境溶液中的Cl-进入膜层裂缝在基体金属表面活性高的位置发生富集。试验表明,SRB腐蚀形成的点蚀坑为Cl-提供了良好的富集点,导致点蚀快速成长,腐蚀加剧,且表面腐蚀产物为FeS和少量的FeCO3。     

X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为研究

为了研究X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为,利用高温高压釜动态模拟试验研究了在60 ℃、CO2分压1.5 MPa、流速1.5 m/s、含水率40%条件下不同矿化度对X80管线钢在模拟油田采出液中的腐蚀情况,并利用扫描电镜（SEM）、能谱仪（EDS）和X射线衍射仪（XRD）对试样表面腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明,随矿化度增加,X80钢平均腐蚀速率降低,腐蚀形态呈现严重局部点蚀、轻微点蚀和均匀腐蚀的变化规律;腐蚀产物膜厚度随矿化度降低而减小,在矿化度为20 g/L时,试验钢的腐蚀最为严重,产物膜最厚,腐蚀产物主要为FeCO3及少量Fe和CaCO3。     

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。     

N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为

为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90 ℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。     

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采用扫描电镜（SEM）和电化学测试，研究了在油气输运环境条件下（温度T=30～90 ℃、二氧化碳分压p_CO2=0.5～2 MPa），X56钢管道在油气采出液中的腐蚀状况及电化学行为。结果认为，X56钢管道在此环境下腐蚀速率随温度升高及二氧化碳分压增加而加大；根据X56钢极化曲线及交流阻抗谱(EIS)，提出了X56钢在此环境下的反应机制，二氧化碳促进了阴极反应，加速了阳极溶解，且随二氧化碳分压和温度的升高而反应加剧。理论计算值与电化学测试结果相符合。     

高温高压高酸性油气井用尾管顶部封隔器关键技术研究

针对尾管顶部封隔器在高温高压高酸性油气井环境中易腐蚀失效导致环空带压等问题,开展了封隔器耐温、耐压、耐腐蚀关键技术研究。根据尾管顶部封隔器各部件的特点及高温高压高酸性油气井对其性能的需求,进行了合理的选材,采用浸泡试验、应力腐蚀试验和电化学测试等方法评价了主要金属材料的均匀腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂性能及电偶腐蚀风险;测试了所选橡胶材料的耐温、耐压和耐腐蚀性能。试验发现,镍基合金718具有良好的抗均匀腐蚀、点蚀和应力腐蚀开裂的性能,可作为封隔器的主要金属材料;13Cr不锈钢和低合金钢与镍基合金718偶接使用时电偶腐蚀速率较小,可以作为主要的辅助材料;改性的四丙氟橡胶材料在150℃、H2S分压3.5 MPa、CO2分压3.0 MPa环境下腐蚀96 h后力学性能保持率均在90%以上,用其加工的封隔器胶筒在高酸性腐蚀环境下具有良好的气密封性能。采用上述材料制备的尾管顶部封隔器在元坝10-3井进行了现场试验,结果显示该封隔器性能可靠,表明选材合理。研究认为,改进后的尾管顶部封隔器是解决高温高压高酸性油气井环空带压等问题的有效手段。      

含Cr钢油井套管CO2耐蚀性能研究

针对某油田油井套管破损严重的问题,对J55钢和3Cr、5Cr、9Cr和13Cr钢在含CO2油井模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,相对于J55钢,含Cr的合金钢腐蚀速率较低,且随着Cr含量的增大,腐蚀速率降低程度增大,Cr钢表面腐蚀产物膜表面Cr的富集程度增加,尤其13Cr最为明显,Cr的腐蚀产物主要为非晶态的Cr（OH）3。评价5种材质的耐蚀性能,为含CO2油井套管的选材提供理论依据。     

海上W油田 32ＣｒＭｏ钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度,二氧化碳分压,流速和含水率等因素对 32CrMo 钢腐蚀速率的影响｡结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用;130℃时,上层产物膜规则致密,对基体的防腐保护作用进一步增强｡32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势,随二氧化碳分压的升高呈对数关系增加,随流速的增大呈线性增加,随腐蚀介质含水率的升高而急剧增加｡基于实验结果,建立了多因素综合腐蚀速率工程预测模型,为工程上32CrMo钢腐蚀速率评价提供参考｡