封隔液及其应用现状研究

封隔液是一种常用的完井液,一般具有防腐及平衡压力的作用,需要其本身具有长期稳定性、防腐性、保护储层性,作为隔热性封隔液,还需具有良好的隔热性能.与气体型和油基封隔液相比,水基型封隔液应用最多.无机盐型水基封隔液在低温、腐蚀性要求较低的油气井应用广泛;有机盐型封隔液在密度需求较高、井下高温高压或高酸性气井中应用效果好.近年来国外研究并现场应用了碳酸钾和磷酸盐封隔液,具有潜在的推广应用价值.当前研究应用最多的是隔热性水基封隔液,具有提高油气产量以及保证油气井完整性的作用,在热采井、深水井及永久冻土油气井中具有广泛的应用前景.     

水泥石CO_2腐蚀机理及缓蚀剂研究

借助于CO2对水泥石的腐蚀试验,通过调整压力、温度、养护时间3个影响参数的变化,得到水泥石腐蚀与未腐蚀的对比数据,从而得出CO2腐蚀的机理,并在此机理的基础上,开发研制出一套可用于减缓水泥石CO2腐蚀的缓蚀剂。     

一种新型钾基磷酸盐无固相高密度封隔液

高温高密度封隔液是高温高压井完井关键技术之一,目前密度超过1.60g/cm3无固相盐水封隔液只有溴盐、锌盐或者甲酸铯溶液,溴盐毒性大,锌盐高温腐蚀性难以控制,而甲酸铯价格昂贵,难以满足高温高压井完井技术要求,开发针对高温高压井的新型无固相高密度清洁盐水封隔液势在必行.以磷酸三钾TKP为主剂并添加其他处理剂优化而成可溶性盐SW4,研发了一种新型钾基磷酸盐无固相高密度封隔液,测试了其密度调节能力、水溶液的流变性和流变模式、金属腐蚀性、高温稳定性、生物毒性等性能.结果表明,SW4封隔液常温条件下最大密度可达1.90 g/cm3;随密度增大,其水溶液黏度上升,其流变模式为牛顿流体;密度1.85 g/cm3的封隔液在150 ℃、7d条件下对 A3钢、N80钢、TN110Cr13S和TN110Cr13M 钢的腐蚀速率均小于0.076 mm/a,N80钢在1.80 g/cm3 SW4封隔液中的腐蚀性明显低于同等条件下的溴化钠、溴化钙和溴化锌,与甲酸铯相当;在同等加量条件下,SW4能够提供更多的K+,具有更优异的防膨性;高温稳定性强,能够满足高温高压井完井工况需求;生物毒性低,具有环境可接受性,可以满足作为无固相高密度封隔液加重剂的技术要求.     

碳钢CO_2/H_2S腐蚀及缓蚀行为试验研究

采用失重法研究了75℃时3%NaCl水溶液中不同CO2/H2S分压下碳钢(A3钢、P110钢和N80钢)在CO2/H2S共存条件下的腐蚀及缓蚀行为。结果表明,H2S的存在使得碳钢的CO2腐蚀速率减缓,缓蚀剂JHC-A能较好地抑制碳钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀。     

含H_2S/CO_2气田油套管腐蚀与防护技术

基于对国内外近几年对含H2S/CO2气田腐蚀最新研究成果的总结,阐述了该类气田的腐蚀概念和腐蚀特征,列举了含H2S/CO2气田油套管通常发生的四种腐蚀类型,包括失重腐蚀、硫化物应力开裂、氢致开裂和应力腐蚀开裂,分析了各种腐蚀的主要影响因素。指出含H2S/CO2气田油套管的腐蚀是由多种腐蚀介质导致的综合腐蚀,在高温高压环境下,多种因素强烈的交互作用使高酸性气田的腐蚀机理和过程变得异常复杂。提出了几种具有发展前景的防腐措施。     

高温高压下P110钢CO2腐蚀电化学行为研究

运用电化学测量技术,研究了P110油套管钢在模拟油田现场腐蚀环境中的腐蚀电化学行为.研究结果表明,随着试验时间的延长,腐蚀速率逐渐降低.在试验时间达到72 h后,腐蚀速率降低的趋势变缓;阳极极化曲线上出现了类似于钝化的现象.阴极极化曲线的Tafel斜率变化较大,P110钢的阴极反应趋势已经不同;P110钢的EIS表明极化电阻逐渐增大,电极反应由最初的活化控制变为由扩散和活化共同控制.     

国内外气田开发中管内CO2腐蚀研究进展

在天然气的开发、加工利用过程中，管道遭受腐蚀是常见的现象，其中ＣＯ２腐蚀占有相当数量，针对管道内ＣＯ２腐蚀问题，综合国内外最新研究成果，重点介绍了挪威能源技术协会（ＩＦＥ）对ＣＯ２腐蚀的研究成果，分析单相及多相流中的ＣＯ２腐蚀机理及腐蚀特征，将腐蚀分为均匀腐蚀、坑点腐蚀、冲刷腐蚀，并指出影响ＣＯ２腐蚀的ＰＨ值、温度、ＣＯ２分压、Ｆｅ＾２＋浓度、流速、Ｃｌ＾－浓度、水物、Ｈ２Ｓ含量等诸多因素。对ＣＯ     

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。     

碳钢CO2/H2S腐蚀及缓蚀行为试验研究

采用失重法研究了75℃时3%NaCl 水溶液中不同 CO_2/H_2S 分压下碳钢(A3钢、P110钢和 N80钢)在 CO_2/H_2S 共存条件下的腐蚀及缓蚀行为。结果表明,H_2S 的存在使得碳钢的 CO_2腐蚀速率减缓,缓蚀剂 JHC-A 能较好地抑制碳钢在 CO_2/H_2S 共存条件下的腐蚀。     

应力腐蚀开裂在线检测器的研究

描述了应力腐蚀开裂的产生与发展机理，介绍了几种在线检测主其应用方法与范围，指出要提高在线检测器的应用可靠性，还要进行大量室内和现场试验，并在检测数据的分析和解释方法进一步加强研究，目前，ＭＦＬ（磁力检漏仪）方法因其具有操作简便、检测速度快等优点被认为是最好的方法；而涡流法因其产生噪声，使测量信号失真，检测效果受到影响；超声波法受到管道夹渣的影响，干扰超声波信号，这两种方法还有待于进一步完善。     

高温高压蒸汽条件下木材的拉伸应力松弛

为进一步探讨木材在高温高压蒸汽干燥过程中的应力释放机理,该研究以日本柳杉木材为研究对象,利用新开发的耐热、耐压应力传感器和专用夹具,对高温高压蒸汽条件下木材的拉伸应力松弛特性进行了较为详细、全面的系统研究.结果表明:温度条件对木材应力松弛的影响远比应变水平的影响显著,随着温度的增加、木材应力松弛急剧增大,残余应力迅速下降;木材应力的松弛除了受温度的影响外,受环境相对湿度的影响显著.无论木材的径向还是弦向,其拉伸应力松弛过程中的残余应力和木材干燥过程中的最大收缩应力随温度变化的关系十分吻合.该结果充分证明了木材在高温高压过热蒸汽干燥过程中的收缩应力 显著降低,是由于收缩变形而引起的收缩应力在长时间处于拉伸状态下应力释放所致.      

大王庄油田掺水管道腐蚀结垢的研究

针对大王庄油田回掺污水管道产生腐蚀，结垢等问题，对回掺污水状况进行了分析，通过在室内合成，复配以及现场试验测试，筛选出HZ12缓蚀剂用于回掺污水管道，现场试验表明，HZ12缓蚀阻垢剂对大王庄油田渗污水管道具有良好的缓蚀，阻垢效果。     

复杂输送环境下液氨腐蚀行为及防护技术研究进展

【目的】在“双碳”背景下,氨作为无碳富氢的能源载体,体积能量密度高、易液化存储,具有广阔的发展前景。然而复杂的储运环境增加了液氨储罐和管道腐蚀的风险,因此,研究复杂输送环境下液氨腐蚀问题是“氨-氢”能源基础设施制造和安全服役的关键。【方法】通过综述液氨腐蚀的研究进展,探讨了不同环境、不同材料的氨腐蚀行为和应力腐蚀开裂机制。同时,总结了相关氨腐蚀检测方法和具体防护措施,并展望了未来氨腐蚀研究的发展方向。【结果】氧气、碳氧化合物、硫化物及氯化物的混入对氨腐蚀有促进作用,而水杂质对氨腐蚀的影响具有两面性;应力能够引起液氨应力腐蚀开裂,不同材料的应力腐蚀敏感性从大到小依次为铜及其合金、高强钢、碳钢。【结论】基于国内对液氨腐蚀行为机理尚不明确、氨腐蚀防护措施有待完善等问题,提出以下建议：(1)采用实验研究、仿真模拟等方法,探究多杂质关联作用下不同材质的液氨腐蚀行为和内在腐蚀机理;(2)需结合液氨管道实际输送环境及材料失效特征,开展管线钢及焊材-液氨临界失效边界检验与腐蚀风险评价;(3)从液氨储罐及管道的设计、选材、制造、使用等多个角度,结合多种腐蚀防腐措施,形成完善的液氨储运系统腐蚀控制、防护及...     

延长气田X65湿气管道顶部腐蚀行为

为了研究延长气田X65湿气管道顶部腐蚀行为机理,提高管道顶部腐蚀防护效果.利用自制高温高压管式顶部腐蚀模拟试验装置,采用挂片对比试验方法,借助扫描电镜手段,研究了底部和顶部挂片腐蚀速率随时间的变化关系,腐蚀挂片表面形貌及腐蚀挂片截面形貌特点.结果 表明:底部均匀腐蚀速率随时间逐渐降低,顶部均匀腐蚀速率变化不明显,均匀腐...     

凝析气田集输管道内腐蚀分析

针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。     

塔中Ⅰ气田H2S/CO2共存气藏地面管道缓蚀剂复配与评价

针对塔中Ⅰ碳酸盐岩气田CO2、H2S共存的腐蚀环境,通过模拟地层水环境,初步筛选复配适应此环境下的地面管道用缓蚀剂,并通过模拟塔中83井和62-3井地面管道环境的腐蚀实验,对复配缓蚀剂YT-1进行适用性评价,结果表明:YT-1缓蚀剂可以使L360管材的腐蚀速率小于0.076 mm/a,同时具有良好的抗硫化物应力开裂腐蚀的能力.将YT-1缓蚀剂应用于塔中Ⅰ气田塔中83井和塔中62-3井,腐蚀监测结果表明:缓蚀效果较好,地面管道平均腐蚀速率为0.016 mm/a,同时管道未发生开裂.     

我国输气管道应力腐蚀开裂的调查与研究

对我国中西部3条输气管道进行了应力腐蚀调查,调查的内容主要涉及3个方面,即针对老管道有目的性地开挖了21个探坑,进行了土壤环境、防腐层和阴极保护状况以及管道表面情况等一系列调查,分析了老输气管道上没有发生应力腐蚀的原因;通过慢拉伸试验和其它试验,初步评价了3条输气管道在实地土壤环境溶液和模拟土壤环境溶液中的对应力腐蚀的敏感性;分析了西部输气管道的土壤环境条件和运行条件,指出了产生管道外部应力腐蚀开裂的条件因素.研究成果对预防已运营及新建输气管道的外部应力腐蚀具有一定的借鉴作用.     

超临界CO2条件下温度对5种典型钢腐蚀行为的影响

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...     

雅克拉气田集输管道腐蚀预测与防治

针对雅克拉凝析气含CO2高,流速快、强冲刷流体流动造成管道严重腐蚀的现象,对Waard公式和Predict 4两种腐蚀预测模型进行了实例计算与分析,提出了不同模型计算结果所反映的腐蚀状态、腐蚀行为和腐蚀趋势,探讨了在役管道和新建管道两种腐蚀防治对策,通过对比优选制定了雅克拉气田集输管道较为可行的防腐对策.