油气开发过程中的CO2腐蚀机理及防护技术研究

在分析国内外油气开发过程中CO2腐蚀研究工作的基础上,研究了油气藏及油气井管柱压力漏斗中CO2的存在形式、CO2与油气及油气田采出水之间的交互作用。应用超临界流体理论,指出了在油气藏深处及油气井压力漏斗中,当压力大于超临界CO2临界压力Pc=7.39MPa、温度高于临界温度31.6℃时CO2以超临界流体状态存在,并与原油、天然气、采出水相互作用形成了一种稳定胶体状态。在油气井压力漏斗中,由于压力温度随油气的举升距地面距离缩小而降低,当井筒中压力低于7.39MPa,CO2从超临界流体状态转变为压缩气体,会使体积急剧增大,在水中溶解度急剧减少,而后进入地面输运管道中进行油气集输。理论与实践的研究证明,国内外长期以来采用的CO2分压理论指导下的CO2腐蚀研究,具有很大的局限性。它只能勉强适用于原油、天然气输运及油气井中靠井口较近的低压（<7.39MPa）部分,而不能应用于几千米深、CO2处于超临界流体、压力温度一直处于变化状态的油气井管柱的腐蚀。本文认为,以油气井管柱不同井深压力温度条件下的CO2含量摩尔分数概念替代CO2分压在理论是严谨可行的。是可以正确地评价油气井中几千米管柱的高温高压CO2腐蚀状况及行为的。因此,本文采用上述理论,利用现代物理化学分析手段,对油气井管柱及输运管道用钢,进行理论及实验分析,为油气田开发过程中的CO2腐蚀与防护提供理论与实验依据。 本研究分五个部分。 第一部分为研制开发适用于CO2高温高压环境的40MPa、250℃高温高压釜及用于高温高压电化学测试的Ag/AgCl参比电极。 第二部分为理论研究,采用超临界流体理论及腐蚀电化学理论,对腐蚀电化学热力学、动力学进行了采用Pco2与不同井深压力温度条件下的CO2含量摩尔分数概念下的理论推导与计算,在35MPa,120℃的饱和CO2水溶液中阴极的自腐蚀电位较Pco2=1.5MPa、120℃相差了17.2mv;并应用溶解大量无机盐的混合水pH值计算理论,计算了仿配油气田采出水中不同温度、压力下的饱和CO2溶液的pH值,为油套管钢在油气田采出水中腐蚀趋势的判定提供了理论依据。 第三部分为采用现代物理与化学实验手段（SEM、EDS、XRD、XPS、EIS）对油气输运管道用X56钢进行腐蚀速率测定及腐蚀产物膜的组织结构分析,同时对X56钢在原油输运压力、温度条件下,进行了极化曲线测定及阴极阳极弱极化区的塔菲尔斜率测定,交流阻抗谱测定等电化学测试研究。结果证明: