华北油田油井腐蚀原因分析*

针对油井腐蚀、结垢严重影响油田正常生产的问题,开展了腐蚀、结垢原因及机理分析研究。通过对不同断块不同油层200多口油井采出水离子、腐蚀结垢产物、腐蚀速率仿真计算以及油田生产中发现的腐蚀结垢实际情况的综合分析,认为：产出液含水量升高是产生油井腐蚀的直接原因。由于地层水偏酸性,游离CO2,H2S,HCO?3含量高,矿化度高,电化学反应强烈是腐蚀存在的机理;而产出液中Ca2+,Fe3+,Fe2+及Mg2+含量的不同是导致多油井结垢程度不一致的根本原因。为快速定性地明确油井腐蚀、结垢类型和结垢治理奠定了基础。     

高含CO2油田腐蚀环境下16Mn管线钢电化学腐蚀行为

油田开发生产中，高CO2环境会引起集输管线严重腐蚀。为了给高CO2环境腐蚀防护方案提供技术依据，通过动电位极化扫描和电化学阻抗测试研究了温度、溶解O2对16Mn管线钢在高含CO2腐蚀环境下电化学腐蚀行为的影响。结果表明：随着温度的升高，16Mn钢的腐蚀电位减小，腐蚀倾向性增强，但腐蚀电流密度大大减小，表现出较好的抗温耐蚀性能；同样温度下，16Mn钢在饱和O2环境中相比不含O2时极化曲线的腐蚀电流密度减小，交流阻抗谱的电荷传递电阻大大增加，且低温时更显著，表现出较好的低温抗氧耐蚀性能。     

20钢和16Mn钢在模拟CO2驱环境的腐蚀电化学行为

为提供CO2驱油环境中地面管线钢的选材依据,本文通过动电位极化曲线和交流阻抗谱研究了20、16Mn钢在模拟CO2驱溶液中的腐蚀电化学行为,并对数据进行了拟合分析。结果表明：在饱和CO2条件下,20钢在低温阶段易形成具有保护性的产物膜,而随着温度逐渐升高,产物膜变的疏松,腐蚀加剧;16Mn钢在中低温阶段,随着温度的升高,腐蚀加剧,饱和的CO2极大的促进了腐蚀的发生。     

二氧化碳腐蚀研究进展

论述了碳钢和低合金钢的CO2腐蚀研究进展,着重讨论了CO2腐蚀机理及其影响因素,分析了CO2腐蚀的研究方向与发展趋势.CO2腐蚀影响因素主要包括环境因素、物理因素和冶金因素三类,CO2腐蚀研究的热点将集中在H2S、碳氢化合物相、缓蚀剂和醋酸等对CO2腐蚀的影响及CO2腐蚀预测等方面.     

X70钢在高温高压二氧化碳酸性溶液中的腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,研究X70钢在3种不同高温条件下及2 MPa分压的饱和CO2环境介质中的腐蚀行为.结果表明,在所研究的温度范围内,X70钢在CO2环境介质中表现出高的腐蚀速率;随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势,120℃时为最大值;表面腐蚀产物膜的主要成分为Fe3C和FeCO3;CO2腐蚀的作用形成了钢表面点蚀、条状腐蚀特征,EPMA分析显示碳元素也呈条状分布;试样中沿轧制方向的两相对平行侧面的点蚀特征明显,而垂直于轧制方向的两相对平行侧面点蚀极少;CO2腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

管线钢硫化物应力腐蚀开裂

利用Shell Type法和NACE拉伸试验研究了低碳锰钢的硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)行为,结果表明存在带状组织,且与外加应力方向平行时可提高SSCC抗力,带状组织的存在还可降低CO2腐蚀速率,温度升高CO2腐蚀速率增大,并提出了带状组织影响SSCC和CO2腐蚀的物理模型.     

CO2分压对N80钢腐蚀产物膜保护性能的影响

利用高温高压釜对N80钢进行了两种温度、不同CO2分压下的腐蚀实验.测量了腐蚀速率,观察了腐蚀产物膜的宏观形貌及去除腐蚀产物膜后金属基体的表面状态,用扫描电镜(SEM)观察了腐蚀产物膜的微观形貌并测量了膜的厚度,对在不同条件下成膜的N80钢进行了电化学极化曲线与交流阻抗谱(EIS)分析.结果表明:CO2分压升高,腐蚀产物膜保护性能提高,但由于介质的腐蚀性增强,腐蚀速率上升;膜局部缺陷是导致金属基体表面点蚀的主要诱因,CO2分压升高有利于减少65℃时膜表面的局部缺陷;在90℃下腐蚀产物膜的保护性能比65℃下对CO2分压的变化更为敏感.     

X65钢在CO2/H2S介质中的高温高压腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针进行微观结构分析,对90、120、150℃时X65钢在模拟油气田CO2/H2S环境中的腐蚀行为进行研究.结果表明:在实验条件下,X65钢发生严重的CO2/H2S腐蚀.随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势(120℃时为最大值).表面都生成了FeCO3为主的腐蚀产物膜;CO2/H2S腐蚀的协同作用形成了钢表面独特的点蚀和台地腐蚀特征.CO2/H2S腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

NR油田油井井筒腐蚀影响因素实验研究

针对NR油田油井井筒腐蚀日益严重的问题,展开了产出水对油井井筒腐蚀原因及影响因素实验研究。采用了静态挂片法,以典型井产出水为研究对象,系统研究产出水在不同腐蚀时间、pH值、CO_2浓度、H_2S浓度条件下对腐蚀速率的影响,应用正交实验研究这几种因素对腐蚀速率的影响程度。实验结果表明,腐蚀反应时间在24 h时腐蚀速率达到最大,超过24 h后随着时间延长腐蚀速率慢慢降低,当超过72 h时腐蚀速率基本不变。温度越高,产出水对挂片腐蚀越严重,挂片为均匀腐蚀,随温度逐渐升高,腐蚀产物由黄色变成黑色,棕红色的溶液中含有暗红色絮状沉淀;在65℃时,pH值越低的产出水对挂片腐蚀速率影响越大,产出水中H_2S浓度与CO_2浓度对挂片腐蚀速率影响相当,由正交实验确定了腐蚀速率影响程度大小顺序,依次为温度、pH值、H_2S浓度、CO_2浓度,与单因素影响实验结果一致。     

油气田开发中CO2腐蚀研究进展

综述了油气田开发中CO2腐蚀的存在形式及影响因素,分析了不同腐蚀状况的机理,针对超临界流状态下CO2的性质及腐蚀实际,提出超临界腐蚀的观点。     

CO2盐水层埋存条件下Mg^2+对油井水泥石腐蚀的影响

为探索CO2盐水层埋存条件下Mg^2+对油井水泥石腐蚀的影响,采用X射线衍射(XRD)、热重分析(TGA)和背散射电子像(SEM-BSE)等分析方法对腐蚀后的水泥石进行分析。结果表明:Mg^2+会减小CO2对水泥石的腐蚀速率;Mg^2+存在的情况下,水泥石表层生成的菱镁矿会一定程度上减缓碳酸钙的溶解,水泥石表面淋滤作用并不明显,内部生成的水镁石、菱镁矿和膨胀性矿物碳酸钙造成水泥石内应力增大而产生多条裂隙;Mg^2+存在的情况下,水泥石表层生成的菱镁矿及其内部生成的水镁石均会阻碍水泥石与外部腐蚀离子的反应,Mg^2+对CO2腐蚀水泥石的过程具有“减缓效应”。     

防腐蚀的非渗透性胶乳聚合物水泥浆研究

为了研究CO2腐蚀水泥石的机理,并开发出适合某气田群固井水泥石的缓蚀剂,室内合成并筛选了符合防CO2腐蚀水泥石原理的缓蚀剂PC-CB86L。实验从水泥石孔隙结构影响因素、养护温度、养护压力以及养护时间都对水泥石的腐蚀产生影响及对比PVA水泥石、胶乳水泥石和非渗透性聚合物胶乳水泥石的渗透性,研究发现该非渗透缓蚀剂与胶乳水泥浆体系具有良好的相容性,加有PC-CB86L非渗透剂的水泥浆体系渗透率降低率达到98.94%,水泥石与PVA聚乙烯醇水泥浆制备的水泥石比较,开始产生渗透现象的初始压力达到6倍,体现出非渗透胶乳聚合物水泥石具有较强的抗CO2和H2S等腐蚀能力,具有防气窜和抗腐蚀的功能,满足某气田群开发的固井作业要求。     

一种水溶性树脂对水泥石抗CO2腐蚀性能的影响

针对苏里格区块油气田在固井过程中面临CO_2酸性气体腐蚀的难题,在分析CO_2对水泥石的腐蚀机理基础之上,设计并合成出一种水溶性树脂(WSR),将其作为一种新型防腐蚀剂以期达到提高固井水泥石抗腐蚀性能的目的。表征结果表明WSR具有酸性环境响应特性,即可在酸性环境下可形成一种连续立体网络结构;腐蚀性能评价结果表明:WSR对水泥浆基本性能无不利影响;相对于活性硅质材料,WSR可以使水泥石的腐蚀深度、力学性能衰退和微观结构破坏程度明显减小;经CO_2腐蚀35 d后,WSR水泥石腐蚀深度增加14. 60%,抗压强度衰退6. 65%,渗透率降低9. 63%,总孔隙率降低16. 31%; SEM表征WSR在遇酸水泥石表面形成一层明显的连续分布膜状物质,此膜状物质效避免了酸性介质对氢氧化钙(CH)和硅酸钙凝胶(C—S—H)的腐蚀破坏,保持了水泥石微观结构的完整性,近而提高固井水泥石的抗CO_2腐蚀性能;此外,膜状物质"屏蔽层"还可抑制酸性腐蚀介质与水泥石的脱钙反应及减缓对水泥石的淋滤冲刷作用。     

单轴应力条件下水泥石强度与弹性模量的关系

利用高温高压养护釜、压力试验机等设备对油井水泥石的应力-应变曲线进行了检测.分析了温度、外加剂对水泥石强度和弹性模量的影响规律,研究了强度与弹性模量关系模型的建立问题.结果表明,单轴应力条件下水泥石具有明显的弹性变形及脆性破坏特征;强度与弹性模最初随养护温度提升而增大,达到一定温度后,随温度继续升高而减小;各体系的强度及弹性模量均随养护时间的增长而增加,分散剂、降失水剂、胶乳能降低强度和弹性模量,早强剂、膨胀剂能增加强度和弹性模量,硅砂能增加高温条件下水泥石的强度及弹性模量;采用数据回归分析方法建立水泥石强度与弹性模量之间的关系模型,可以依据所建立的模型利用水泥石强度测试数据估算弹性模量.     

油井水泥浆流变模型研究进展

油井水泥浆的流变性是水泥浆配方设计的核心及安全施工的前提.本文就国内外水泥浆流变模型、计算方法、流变特性及其主要影响因素(温度和压力)进行了综合评述.最后提出了水泥浆配方流变学设计的试验操作流程.     

我国水泥工业二氧化碳排放现状与减排分析

根据水泥生产流程和能源消耗情况,系统地计算了3种不同工艺生产水泥的CO2排放量,并结合2008年华润(国投)海南水泥厂的实际情况,计算得出了采用相同工艺生产水泥的CO2理论排放量与实际排放量相接近的结论;同时采用相同的理论方法估算了2009年全国水泥工业CO2的总排放量;此外,针对我国水泥工业CO2排放的现状,结合具体的水泥生产流程提出了4个方面的节能减排措施,并分析比较了它们的减排效果.     

油气田开发中H_2S/CO_2腐蚀研究进展

首先分别探讨了CO2腐蚀和H2S腐蚀的机理及其影响因素;进而讨论了H2S/CO2共存条件下的腐蚀机理及其影响因素,分析了国内外H2S/CO2腐蚀研究的现状和趋势,提出了油井管H2S/CO2腐蚀的防护措施,探讨了高酸性油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向.     

基于固体钙含量的CO2腐蚀水泥石规律预测

CO₂会腐蚀油井水泥环，导致其强度衰退，使其失去保护套管和封隔油、气、水层的作用，从而缩短油气井寿命，造成巨大经济损失。如果能够预测CO₂在井下的腐蚀深度和腐蚀规律，那么就可以预测油井寿命，进而对水泥环耐腐蚀性能进行改进。然而，目前的CO₂腐蚀深度模型，大多是基于实验数据拟合建立的半经验模型，不具普遍适用性。针对这一问题，根据质量守恒定律结合扩散对流方程及钙离子沉淀速度，建立了CO₂腐蚀深度预测模型。该模型考虑了CO₂的扩散作用以及钙离子的沉淀，具有较强的适用性。通过CO₂腐蚀实验验证了该模型的可靠性，并利用该模型分析了水泥石基质被腐蚀后的变化规律，结果表明，随着腐蚀时间增加，水泥环孔隙度、渗透率增加，孔道迂曲度减小从而导致物质对流扩散加快、腐蚀速率加快；距离腐蚀端面越近孔隙度、渗透率越大，孔道迂曲度越小。     

CO2埋存井注入过程中水泥环应力完整性研究

CO2埋存井固井水泥环完整性直接涉及到CO2能否安全、长期有效的进行地质埋存,因此对埋存井水泥环完整性的分析是很有必要的。提出了CO2埋存井水泥环动态应力完整性模型,并分析了温降、地层孔隙压力的变化对水泥环应力完整性的影响。结果表明:温降和孔隙压力的增大均能对水泥环产生轴向诱导拉应力,温降和孔隙压力单独作用时,不足以使水泥环受拉而发生破坏。两者同时作用时,当温降和孔隙压力增加到一定值就会使水泥环发生轴向断裂。产生水平裂纹,所以为了保证水泥环完整性不发生破坏,在注入CO2时,要正确的处理好CO2的注入温度与注入速度的关系。     

气体组成对高炉喷补料抗CO侵蚀能力的影响

通过在反应气中加入氢气,研究此种气体组成条件下,喷补料抗CO侵蚀能力．同时,探讨一种用混合气体来检测耐火材料抗CO侵蚀能力的标准．结果表明：添加氢气促进了CO对喷补料的侵蚀;在95％CO＋5％H2气氛中反应24h与试样在纯CO气氛中反应200h取得相的结果;可以用95％CO＋5％H2代替纯CO气氛,进行耐火材料抗CO侵蚀能力的检测.