CO2、H2S存在條件下油套管管材腐蝕規(guī)律.pdf

1、近年來,隨著我國東部油田進入開發(fā)后期和西部酸性(特別是高酸性)環(huán)境條件下油田開發(fā)力度的加大,油田生產過程中的腐蝕問題日趨嚴重。本論文對油田日常生產中遇到的油套管腐蝕的現象及原因進行了分析,對油套管的腐蝕進行了分類并對各種類型腐蝕的腐蝕機理進行了探討,同時對油田生產中用到的防腐蝕的技術方法做了介紹。
　　 本論文通過對國內某油田的產液和現實工礦進行分析,在實驗室模擬現實狀況以期得到與之對應的腐蝕規(guī)律,為以后防腐蝕選材提供可參考的依

2、據。在此基礎上實驗模擬了現場80℃和40℃時,P110、110S和13Cr三種材料分別在CO2分壓為0.1MPa、0.5MPa和2.5MPa壓力條件的失重腐蝕實驗,以及在80℃和40℃時,P110、110S和13Cr三種材料在H2S分壓為0.5MPa和0.01MPa時分別對應CO2分壓為0.1MPa、0.5MPa和2.5MPa壓力條件的失重腐蝕實驗。通過對實驗中三種材料腐蝕速率的測定、腐蝕產物形貌、腐蝕產物成分、腐蝕產物微觀結構等的分析

3、研究。
　　 通過實驗研究得出如下結論:在CO2存在條件下,主要發(fā)生CO2失重腐蝕,P110、110S和13Cr三種材料隨著溫度或CO2分壓的下降,腐蝕速率減小,因為在高溫條件下的腐蝕過程中會在底層產生一個粗糙的、多孔的而且很厚的FeCO3膜,膜上的多孔在腐蝕過程中是陽極活性點,促使了更深孔的產生,加重了腐蝕;在CO2和H2S存在條件下的失重腐蝕試驗中,試驗溫度為80℃,H2S分壓為0.5MPa時,CO2分壓較高時,對P110和

4、110S兩種材料的腐蝕速率影響較大,分壓較低時影響較小;CO2和H2S的分壓比為250(H2S分壓為0.01MPa,CO2分壓為2.5Mpa)時,兩種材料腐蝕速率最大;13Cr的腐蝕速率隨CO2分壓的增加先減小后增加,但變化幅度不大。試驗溫度為40℃,H2S分壓為0.5MPa時,雖然P110和110S兩種材料在2.5MPa、0.5MPa和0.1MPa三種分壓條件的腐蝕速率較高,但變化幅度不大:13Cr的腐蝕速率隨CO2分壓的增加略有增加