油套管钢在CO_2饱和的聚胺完井液中的腐蚀及缓蚀性能研究

采用静态挂片失重法评价了缓蚀剂CA101和JHS对G105、N80碳钢和L80不锈钢在饱和CO2的聚胺完井液中的腐蚀和缓蚀性能,分析了温度对缓蚀剂性能的影响。试验结果表明,在饱和CO2的聚胺完井液中,在温度低于90℃时,G105和N80钢在聚胺完井液体系中的腐蚀速率能控制在0.0567mm/a以下。当温度高于110℃时,钢片的腐蚀速率迅速增加;L80钢几乎不发生腐蚀。加入缓蚀剂后缓蚀速率明显降低,但缓蚀剂JHS的缓蚀效果优于缓蚀剂CA101。缓蚀剂JHS对CO2腐蚀有良好的抑制作用,在高温130℃时,仍可控制G105钢和N80钢的腐蚀效率在87.7%以上。     

超临界CO2条件下温度对5种典型钢腐蚀行为的影响北大核心

为获得超临界CO2条件下温度对5种典型钢腐蚀行为的影响规律,提高输送超临界CO2管道的腐蚀防护效果,利用高温高压釜,采用挂片试验方法,借助扫描电镜,研究了不同温度条件下,不同不锈钢(DSS、13Cr、奥氏体钢)、碳钢(X70钢、P110钢)材质挂片的表面腐蚀形貌、去除腐蚀产物后金属基体表面形貌、腐蚀产物膜形成过程及挂片腐蚀速率与腐蚀产物质量之间的关系。结果表明:水在超临界CO2中的溶解度随压力、温度近似呈线性增加趋势;在超临界CO2中,不锈钢的腐蚀速率比碳钢低1~2个数量级;随着温度的增加,腐蚀产物膜对腐蚀的抑制作用超过了温度对腐蚀的促进作用,均匀腐蚀程度降低,但由于腐蚀产物膜生成过程中蜂窝状或条纹状裂纹的存在,导致挂片表面存在较严重的局部腐蚀。由此得出:超临界CO2条件下温度对5种典型钢腐蚀行为的影响是双向的,温度升高会减缓管材的均匀腐蚀,但也会促进管材的局部腐蚀。(图8,表1,参23)     

红井子作业区腐蚀结垢机理及阻垢缓蚀剂研究

通过红井子作业区采油及集输系统的水样及结垢腐蚀产物分析、水质配伍性试验、腐蚀挂片试验等对采油及集输系统结垢、腐蚀问题产生的原因进行了分析。红井子作业区采油及集输系统腐蚀的原因为水质矿化度过高而引起的电化学腐蚀,结垢的主要原因为水质中的Ca~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)、SO_4~(2-)及重碳酸根离子形成CaCO_3、BaSO_4或_结垢。根据红井子作业区采油及集输系统腐蚀结垢机理,针对性开展了防垢防腐药剂研制,研制出新型缓蚀新型阻垢剂FHZJ。在模拟水样中,其加量为100mg/L时,可使20#钢片的腐蚀速率由0.082mm/a降至0.051mm/a;在Ba~(2+)离子浓度为650mg/L,SO_4~(2-)离子浓度为1250mg/L,其加量为50mg/L时,对硫酸钡的阻垢率达到100%,将新研制的阻垢缓蚀剂在红井子作业区采油及集输系统进行现场应用,压力上升仅为原阻垢剂的1/3,防垢防腐效果优良。     

油气水系统中N80钢CO2/H2S共存腐蚀规律研究

利用静态挂片和动电位扫描法研究了N80钢在油气水形成的系统中的CO2/H2S腐蚀规律。静态挂片试验表明,少量的H2S对N80钢的腐蚀有一定的抑制作用。一定温度下,N80钢的腐蚀速率随着H2S浓度的增大呈现先减小后增大的趋势;相同H2S浓度时,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率先增大后减小,在60℃左右,N80钢的腐蚀速率达到一个极大值。动态条件下动电位扫描研究表明,油气水共存的非均相介质中,CO2/H2S腐蚀受CO2/H2S分压比（PCO2/PH2S）的影响很大。50℃时在油气水三相共存的溶液中PCO2/PH2S〈20时,N80钢的腐蚀速率由H2S控制;PCO2/PH2S〉500时,N80钢的腐蚀速率由CO2控制;PCO2/PH2S大于20小于500时,N80钢的腐蚀速率由CO2和H2S共同控制。     

CO2、H2S对油气管道内腐蚀影响机制

介绍了单相流和多相流CO2腐蚀反应机理,研究了H2S电化学腐蚀和H2S应力腐蚀开裂(SSCC)反应条件及作用机制。测试了不同CO2含量对几种材料腐蚀速率的影响,给出了腐蚀反应速率曲线,分析了CO2对油气管道内腐蚀的影响规律。使用N80钢试样,在高温高压釜中进行测试,得出了不同H2S浓度下N80钢的腐蚀规律。     

高温高氯介质输送管道的腐蚀分析

分析了高温高氯介质对输送管道的腐蚀机理,指出高氯离子含量引起的孔蚀、析氢导致的电化学腐蚀、钢管材料的化学成分、金相组织等存在自身缺陷是造成输送高温高氯介质管道腐蚀的内在因素。通过试验室挂片对比试验,分析了温度对腐蚀速率的影响,挂片在90℃和20℃条件下的年平均线腐蚀速率相差近3倍,可见高温环境对腐蚀有促进作用。     

TG100缓蚀剂的缓蚀行为研究

采用静态挂片法、高温高压动态挂片法及电化学法对TG100抗CO2腐蚀油井缓蚀剂在含CO2腐蚀介质中的缓蚀性能进行了对比评价。试验结果表明，TG100缓蚀剂是一种缓蚀性能优良的阳极型防腐剂，适合于高含CO2、Cl^-、低pH值的油气田环境。     

卤虫培育池水质变化规律研究

为研究卤虫培育池生态系统,对主施鸡粪和投喂精面粉的3个不同放养密度的卤虫培育池水质变化规律进行了研究.结果表明:盐度,pH呈上升趋势;Cl-,Na++K+,HCO3-,CO32-,ALK,总氮和总磷的浓度也呈上升趋势,特别是Cl-,Na++K+的质量浓度试验前后相差3 000 mg/L以上.SO42-的质量浓度呈下降趋势.TH,Ca2+,Mg2+的质量浓度无明显变化,试验前后基本平衡.温度,pH,溶解氧浓度的昼夜变化明显,其昼夜差分别为10 ℃,0.5,1 mg/L.总氮质量浓度/总磷质量浓度>100.从限制性营养盐来看属于磷限制     

气田封隔液高温高压条件下CO_2腐蚀研究

建立了室内高温高压CO2腐蚀评价方法及应力腐蚀评价方法,分析了现场油管、套管及井下工具使用钢材材质的主要化学成分,并对现场使用的封隔液进行了腐蚀性研究。研究结果表明,在现场使用的3种不锈钢材料耐蚀性顺序依次为13CrS、13CrM、13Cr,封隔液的腐蚀性随着温度、CO2分压、密度的降低而减小;对比甲酸钾,使用焦磷酸钾作为封隔液体系的加重基液大幅度降低了封隔液对钢片的腐蚀,腐蚀速率相对减小了4倍多;通过提高缓蚀剂的加量和采用焦磷酸钾和甲酸钾复合盐水加重,使封隔液分别在温度60~150℃中CO2分压12.36MPa及温度150℃中CO2分压6.20~12.3MPa时,对13Cr钢的腐蚀速率小于0.076mm/a,并提高了13Cr和13CrS钢试片在温度150℃,CO2分压12.36MPa条件下抗应力腐蚀性。     

威远气田气水混输管道材质优选实验

以四川威远气田威001-H1井气水混输管道为研究对象,在由气田采出水构成的20℃和60℃腐蚀模拟环境中,开展管材优选实验.基于金相显微镜对腐蚀挂片微观腐蚀形貌的定性分析及失重法确定腐蚀速率的定量分析,研究待选管材20#钢、20G、N80、L245NCS、L245NB、X60管材及奥氏体不锈钢316L、2205双相不锈钢的耐蚀特性,分析温度、时间、pH值对不同管材腐蚀速率的影响规律,逐步淘汰不适于作为气水混输管道的管材,最终确定适用管材的推荐顺序依次为2205双相不锈钢、L245NB、L245NCS.     

X65钢在CO2/油/水环境中的腐蚀特性试验

为了更深入地了解实际集输管道中的CO2 腐蚀特性,通过高温高压动态腐蚀反应釜模拟油田集输管道的腐蚀环境,使用腐蚀失重、电子扫描显微镜、X 射线衍射及能谱分析等方法对X65 钢在CO2 /油/水环境中的腐蚀特性进行研究。结果表明:当原油含水体积分数较低(40%~50%)时,原油的浸润作用使X65 钢表面发生均匀腐蚀,由于原油吸附的不均匀性引起局部点蚀;当原油含水体积分数为70%~80%时,原油对X65 钢表面的屏障作用减弱,生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀;当原油含水体积分数为90%时,台地腐蚀进一步加剧,其破坏区域扩大,X65 钢腐蚀严重。原油的存在可改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构及化学成分,从而起到一定的缓蚀作用,随着腐蚀环境中原油量的减少,其缓蚀作用逐渐减弱。     

交流杂散电流对长输管线钢腐蚀行为的影响

采用电化学技术和失重法研究了管线钢在两种碳酸盐溶液中的交流杂散电流腐蚀行为。在稀／浓两种碳酸盐溶液中,电化学实验结果表明：管线钢的极化行为表现为极化曲线发生电流振荡现象,振荡幅度随交流电流密度与直流电流密度的比值增大而增大,在腐蚀电位±100mV附近振荡最为显著。腐蚀失重实验结果表明：当交流杂散电流密度为0～20A／m^2时,发生均匀腐蚀且速率较小;当交流杂散电流密度为20～100A／m^2（浓碳酸盐溶液）或20～200A／m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生均匀腐蚀且速率增大;当交流杂散电流密度为200～500A/m^2（浓碳酸盐溶液）或大于500A/m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生局部点蚀。交流杂散电流造成的腐蚀量约为相同直流杂散电流造成腐蚀量的1％。     

17—4PHMo钢的热处理与电化学腐蚀关系的研究

本文讨论了17—4PHMo(OCr17Ni4Cu4Mo2Nb)钢在含1.8％H_2SO_4和4.5％NaCl的溶液中电化学腐蚀行为。试验表明:经正常热处理的试样,在含Cl~-和H~+的溶液中能生成稳定的钝化膜,这种钝化膜只有当金属阳极电位高于20毫伏时才能被击穿。同时,由于Epp值相对较正,即使钝化膜被击穿而产生局部的点蚀,也能重新钝化,恢复完整的钝化膜。本文还讨论了钢热处理后的显微组织,也讨论了热处理工艺与电化学性能之间的关系,从而阐明该钢在较高NaCl含量的酸性溶液中不易产生点腐蚀破坏。     

反应氮弧熔覆TiN/Fe基涂层及耐磨耐蚀性能

为了提高农业机械入土部件表面性能,采用氮弧熔覆技术在45钢表面反应合成了TiN/Fe金属陶瓷复合涂层。利用扫描电镜、XRD射线衍射仪、显微硬度计、摩擦磨损试验机、电化学工作站分析了涂层形貌、涂层物相、涂层显微硬度及其耐磨耐蚀性能。结果表明:涂层主要由TiN、Fe组成,TiN呈颗粒状,涂层为良好的冶金结合;与45钢相比,涂层硬度提高了约3倍;磨损量降低了约1/2;在3.5%NaCl溶液和5%H2SO4溶液中,45钢的腐蚀速率分别约为TiN涂层的3倍和2倍,TiN涂层具有较好的耐磨耐蚀性能。     

油田回注水管道腐蚀分析及防护对策

采用电化学试验方法,研究了温度、流速、pH值和氯化钠浓度等因素对腐蚀的影响规律.针对江苏油田回注水腐蚀问题,采用电化学法和挂片法对FHH-02、956-02和BUCT-01三种缓蚀剂进行了评价,指出BUCT-01缓蚀剂的防腐效果最好.通过对腐蚀严重的两口井投加BUCT-01缓蚀剂进行防腐试验,结果表明,管道加剂后有效地抑制了腐蚀.     

某海底混输管道局部腐蚀原因

为了分析某海底混输管道外壁严重腐蚀的原因,采用宏观形貌观察、化学成分分析、金相检验、硬度测试、能谱分析及X射线衍射等手段对切割的2.2 km外壁严重腐蚀管段进行深入研究。结果表明:海底管道外壁呈现不均匀局部腐蚀形态,腐蚀方式以点蚀为主,局部伴有较深蚀坑;海底管道局部腐蚀原因是防水帽失效,使海水进入保温层,海水沿防腐层破损处渗入后与钢管表面直接接触,而钢基体中的硫化物夹杂为点蚀诱发源,由海水中的Cl-诱发并加速点蚀,部分点蚀向钢基体内部及周围扩展形成较深的蚀坑;海底管道局部腐蚀发生与发展的机理为自催化效应和氧浓差腐蚀电池,防水帽内侧盐分的浓缩进一步加剧了腐蚀进程,而防水帽对阴极保护电流有屏蔽作用,形成了封闭的腐蚀环境,使局部腐蚀难以控制。研究结果对于加强海底管道运行管理,保障海上油气田安全生产及提高开发效率具有重要意义。     

宝浪油田区域土壤腐蚀性评价

针对宝浪油田区域具有代表性的５个井区，通过碳钢的土壤中的室内自然腐蚀埋片试验和现场埋片试验以及电化学极化测量，得出各井区土壤腐蚀性的相对强弱范围。同时还分析了土壤中硫酸盐还原菌的腐蚀情况，并结合德国的ＧＷ９多项指标法对宝浪油田区域土壤的腐蚀性进行了综合评价。     

硫与硫醇反应对喷气燃料银片腐蚀的研究

针对硫及硫化物含量配比对喷气燃料银片腐蚀的影响进行了试验研究。试验结果表明 ,不同浓度的元素硫 ,对银片的腐蚀程度不同 ,腐蚀银片颜色呈现不同程度的黑色 ;元素硫溶液中含有硫醇时 ,腐蚀银片颜色呈现多样性。元素硫与硫醇共存于喷气燃料中 ,其腐蚀级别随时间变化而有所不同。通过进一步试验发现 ,烯烃类化合物经光照后生成的过氧化物 ,对硫化物银片腐蚀有一定的抑制作用     

Fe2+的测定及其在CO2腐蚀研究中的局限性

介绍了Ｆｅ＾２＋的分光光度测定法及其在高温高压ＣＯ２腐蚀试验中的应用。该方法与传统的失重腐蚀速率测定法进行了对比，结果表明，分光光度测定法所得到的腐蚀速率明显偏低，并且随着平均腐蚀速率的增大，这种趋势更加明显。分析认为，Ｆｅ＾２＋分光光度法在研究ＣＯ２的腐蚀时产生的这种偏差，主要来源于ＣＯ２腐蚀本身的特殊性。