J55膨胀套管在油气田开采环境中的CO2腐蚀及其电化学行为

材料保护, 2013, 46(11): 58-60.

J55膨胀套管在油气田开采环境中的CO2腐蚀及其电化学行为

张仁勇 ^1, , 王霞 ^2, , 施岱艳 ^3, , 廖芸 ^4, , 陈勇彬 ^5, , 上官昌淮 ^6,

1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司,四川成都610041;中国石油天然气集团公司石油管工程重点实验室酸性气田管材腐蚀与防护研究室,四川成都610041

2.西南石油大学材料科学与工程学院,四川成都610500

3.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司,四川成都610041;中国石油天然气集团公司石油管工程重点实验室酸性气田管材腐蚀与防护研究室,四川成都610041

4.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司,四川成都610041;中国石油天然气集团公司石油管工程重点实验室酸性气田管材腐蚀与防护研究室,四川成都610041

5.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司,四川成都610041;中国石油天然气集团公司石油管工程重点实验室酸性气田管材腐蚀与防护研究室,四川成都610041

6.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司,四川成都610041;中国石油天然气集团公司石油管工程重点实验室酸性气田管材腐蚀与防护研究室,四川成都610041

关键词： CO2腐蚀 , 电化学行为 , J55套管 , 膨胀 , 影响因素 , 腐蚀速率 , 腐蚀产物

目前,对石油工业中常用的J55套管膨胀前后的CO2腐蚀规律研究不多.模拟油气田开采环境,采用经典失重法研究了J55套管的平均腐蚀速率及其电化学行为,分析了温度、CO2分压、Cl-浓度等因素对膨胀前后J55套管腐蚀速率的影响.结果表明:J55套管的平均腐蚀速率基本都随着采出液温度、CO2和Cl-浓度的升高而增加;当温度为90℃,CO2分压为2.0 MPa,Cl-浓度为42.83 g/L时,J55套管膨胀后的平均腐蚀速率最大达到4.183 9 mm/a,高于膨胀前的3.700 4 mm/a;膨胀前后J55套管的腐蚀产物均为FeCO3,其阻抗谱中出现了2个时间常数,膨胀后J55套管的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率更快.

参考文献

[1]	陈长风,路民旭,赵国仙,白真权,严密林,杨延清.温度、Cl-浓度、Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响[J].金属学报,2003(08):848-854.
[2]	NaCl浓度对 API P105钢在CO2溶液中的电化学腐蚀行为影响[J].中国腐蚀与防护学报,2000(05):317-320.
[3]	孙建波,柳伟,杨丽颖,杨建炜,路民旭.高矿化度介质中J55钢的CO2腐蚀电化学行为[J].金属学报,2008(08):991-994.

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