不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为

目的不同管材的CO_2腐蚀行为存在差异,为优选经济型抗CO_2腐蚀材质油套管,探究不同腐蚀条件下常规管材的CO_2腐蚀特征。方法以实际油田的地层水样为腐蚀介质,在高温高压的条件下,对不同材质的油套管进行模拟实验。利用X射线衍射仪(XRD)分析腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌特征,研究CO_2分压、温度、测试时间对油套管腐蚀速率的影响规律。结果随着CO_2分压的增加,普通碳钢和低Cr钢的腐蚀速率显著变化,当CO_2分压为0.3 MPa时,普通碳钢腐蚀速率为2.2021 mm/a,而13Cr的腐蚀速率很低,仅为0.1052 mm/a,未表现出明显的规律;腐蚀速率随着温度的升高呈先增加后降低的变化规律,N80,1Cr钢的腐蚀速率远高于13Cr钢;在较短的测试周期内,N80,1Cr,3Cr油套管钢的腐蚀速率略有增加,随着测试周期持续增加,油套管钢的腐蚀速率明显下降;从腐蚀形貌来看,普通碳钢试样的腐蚀程度严重,以均匀腐蚀为主,1Cr,3Cr钢表面存在少量的局部浅斑,以局部腐蚀为主;13Cr材质钢的表面平整,有光泽且无点蚀,腐蚀程度轻微。结论普通碳钢的腐蚀速率对CO_2分压的影响比含Cr合金材质钢更敏感,温度和测试周期均对金属表面的腐蚀产物产生影响,随着温度和测试周期的持续增加,金属表面形成Fe CO3保护膜,含Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,抑制油套管的腐蚀速率,研究成果对CO_2腐蚀环境中的油套管选材具有理论指导意义。     

经济型耐CO_2腐蚀的J55油管的开发

开发了一种含铬、铜等元素的经济型耐CO_2腐蚀的J55油管。对新型J55油管进行了高压釜腐蚀试验,以揭示其耐蚀性能;采用扫描电镜、能谱分析和X射线衍射分析了油管腐蚀产物的形貌和成分,并对油管的力学性能进行了测定。研究发现,新型J55油管的腐蚀速率为1. 283 8 mm/a,明显低于普通J55油管;铬在腐蚀产物中的富集,导致形成非晶体化合物Cr(OH)_3,使腐蚀产物更加稳定致密,有效抑制了其与基体反应生成FeCO_3的过程,因此新型J55油管具有良好的抗CO_2腐蚀性能。此外,与普通J55油管相比,新型J55油管的强度较低,而塑性较高。     

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

模拟油田CO2驱采出环境下管柱腐蚀规律研究

目的明确长庆油田CO_2驱采出环境下腐蚀影响因素对碳钢油管柱腐蚀性能的影响规律,结合腐蚀环境优化匹配合适的防腐措施。方法通过失重法,利用高温高压釜模拟油田环境,得到材料的腐蚀速率,并结合扫描电子显微镜或背散射电子能谱,对试验后腐蚀产物膜形貌和腐蚀膜层横截面微观形貌进行分析。结果在模拟油田CO_2驱采出环境井筒温度为80℃的条件下,当p(CO_2)在0～5 MPa范围逐渐增大时,N80/J55管材无明显点蚀现象,且平均腐蚀速率呈直线增大趋势,最大腐蚀速率达到5.87 mm/a;当试验体系逐渐进入超临界CO_2环境(即p(CO_2)≥7MPa)时,N80/J55管材的平均腐蚀速率先减小后逐渐增大;当p(CO_2)=10 MPa时,管材的最大腐蚀速率达到6.74 mm/a。XRD物相分析得出,腐蚀产物膜主要由碳酸亚铁组成。试验溶液中加入200 mg/L的改性TG512缓蚀剂,可有效缓解管材腐蚀。当试验溶液介质含油率≥70%时,N80/J55管材的平均腐蚀速率≤0.022mm/a,且平均腐蚀速率逐渐趋于平缓。结论在模拟油田CO_2驱采出液含油率70%的环境下,N80/J55油管均为严重腐蚀,必须采取有效防腐措施才能使用。改性TG512高效缓蚀剂可有效减缓管材的腐蚀,缓蚀率达98.2%,满足油田需求。控制采出液中含水率低于30%,将会减缓井筒的腐蚀。     

CO2环境下油管腐蚀与涂层油管应用研究

目的分析评价TK70和DPC两种涂层油管在鄂尔多斯盆地某油田现场CO_2腐蚀环境中的防腐防垢性能。方法模拟现场CO_2驱油腐蚀工况条件,通过高温高压釜进行耐腐蚀和防垢性能试验,对TK70和DPC两种涂层油管试样(封边和未封边)进行了分析评价,对比了涂层油管试样在高温高压釜试验前后结垢的形貌特征,对腐蚀油管进行腐蚀特征和能谱分析。采用8口油井采出水作为腐蚀介质溶液,进行室内挂片腐蚀试验,并对比TK70涂层和普通J55油管试样的平均腐蚀速率。结果腐蚀油管内壁有较为严重的局部腐蚀现象,能谱分析表明腐蚀产物主要是Fe CO3及少量Ca CO3沉积物。耐腐蚀性能试验表明,两种内涂层均未发生鼓泡和边缘剥落,耐腐蚀性良好。8口油井采出水作为试验介质,测得普通J55油管和TK70涂层油管试样(未封边)的腐蚀速率平均值分别为0.145~0.363 mm/a和0.015~0.059 mm/a。涂层表面结垢不明显,而金属基体表面一侧结垢明显,试验介质溶液的失钙镁率分别为231.77%和796.51%,涂层在一定程度上可以防止结垢。结论 TK70和DPC两种涂层油管具有良好的防腐防垢性能,TK70涂层油管在模拟工况条件下的腐蚀速率满足≤0.076 mm/a的标准要求,在CO_2腐蚀环境下有良好的适用性。     

φ127mm×9.19mm G105钻杆管体刺穿原因分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性分析、金相检验、扫描电镜断口分析及能谱分析等手段对 φ127mm×9.19mm G105的钻杆刺穿原因进行分析.结果表明,钻杆刺穿的实质是早期疲劳失效;钻井操作中钻杆发生了横振,导致钻杆承受的弯曲应力及其交变频次增大,使疲劳寿命大幅降低;钻杆内壁腐蚀严重,腐蚀坑底由于应力集中产生疲劳裂纹,加速了腐蚀疲劳进程.     

3Cr钢电阻焊小油管的性能

通过理化性能检测、电化学测试、高温高压CO_2腐蚀试验和氢致开裂试验对3Cr钢电阻焊(ERW)小油管的理化性能、电化学性能、耐高温高压CO_2腐蚀性能、耐H_2S腐蚀性能等进行了研究。结果表明:其理化性能完全满足API SPEC 5CT-2018标准要求;3Cr钢的自腐蚀电位、阻抗均也高于N80钢的;在高温高压CO_2腐蚀环境中,3Cr钢的腐蚀速率为0.93 mm/a, N80钢的腐蚀速率为1.29 mm/a; 3Cr钢ERW小油管母材对氢致开裂不敏感,而焊缝对氢致开裂敏感,焊缝处硬度超标是其对氢致开裂敏感的主要原因。     

含CO2油气管道内腐蚀模拟及剩余寿命预测

目的通过对含CO_2油气管道的内腐蚀状况进行仿真和实验研究,得出管道的内腐蚀规律和剩余使用寿命。方法以渤西海域某一管道的实际工况为基础,采用OLGA软件并选择De Waard95模型对CO_2腐蚀速率的影响因素进行仿真分析。采用失重实验研究了温度和CO_2分压对X52级管道钢腐蚀速率的影响,在仿真数据的基础上对腐蚀管道的剩余寿命进行预测。结果仿真结果表明,管道沿线的温度、压力、持液率、流型及pH值对CO_2腐蚀程度的影响都很大。实验发现,CO_2腐蚀速率随温度的升高呈先增后降的趋势,且在温度为333 K时达到最大值,为0.22 mm/a。随着CO_2分压的升高,腐蚀速率呈上升趋势,最大值为0.24 mm/a。结论随着管道高程和里程的不同,不同因素对CO_2腐蚀有不同程度的影响,管道入口段的腐蚀速率最大,仿真和实验结果对管道的内腐蚀防护和剩余寿命预测有一定的参考价值。     

基于动态杂散电流和二氧化碳干扰的输气管道表面腐蚀速率研究

目的预测输气金属管道表面腐蚀速率。方法分析动态杂散电流和二氧化碳(CO_2)浓度对金属管道的表面腐蚀机理,给出金属管道表面腐蚀产生的化学反应方程式。根据一元回归线性方程式得出多元线性回归数学方程式,推导出动态杂散电流和CO_2腐蚀金属管道表面方程式,得出金属管道表面腐蚀预测的最终模型。结合具体实例,采用数学软件MATLAB对45号金属管道表面腐蚀速率预测的多元线性回归模型进行仿真,并且与实验测量的腐蚀速率进行比较和分析。结果金属管道表面的腐蚀速率随着动态杂散电流或者CO_2浓度的增大而逐渐增大。在100 h内,电流和CO_2浓度仿真的金属管道表面最大腐蚀速率分别为3.72×10~(–4) mm/h和4.80×10~(–4) mm/h,电流和CO_2浓度仿真的金属管道表面最小腐蚀速率分别为3.26×10~(–4)mm/h和4.24×10~(–4) mm/h,电流和CO_2浓度实验测量的金属管道表面最大腐蚀速率分别为3.76×10~(–4) mm/h和4.86×10~(–4) mm/h,电流和CO_2浓度实验测量的金属管道表面最小腐蚀速率分别为3.12×10~(–4) mm/h和4.08×10~(–4)mm/h。同时,金属管道表面腐蚀速率理论计算值与实验测量值的相对误差在5%以内。结论采用多元线性回归模型可以近似预测输气金属管道表面的腐蚀速率,为管道的使用寿命提供参考数据,避免输气金属管道发生重大安全事故。     

热采井常用油套管材料在酸性介质中的腐蚀行为

通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。     

Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆腐蚀失效分析

对发生管体刺穿、外壁腐蚀的Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆进行了失效分析.结果表明,钻杆的化学成分、金相组织、机械性能均符合API标准及订货技术条件.钻杆管体刺穿是由于内壁发生严重H2S腐蚀+氧腐蚀造成的.钻杆管体外壁腐蚀是由氧腐蚀引起的.     

不同温度下H2S/CO2腐蚀产物膜对T95套管腐蚀行为的影响

目的探究不同温度下H_2S/CO_2腐蚀产物膜对T95钢腐蚀行为的影响。方法将T95油管钢切割成15 mm×10 mm×3 mm的规格,表面经抛光打磨后,利用千分尺测量具体尺寸,用AR2140电子天平称量。试片分别垂直置于上支架与下支架,下支架平稳放入釜底,而后加入模拟地层水,确保实验介质浸没下支架试样而不与上部挂片试样接触。在气密性良好的基础上连续2 h通入N_2除氧,而后顺序通入H_2S、CO_2和N_2,并升温升压至实验要求。72 h后将试样从气、液相中取出,分别取样采用电子显微镜观察腐蚀产物膜的微观形态,并利用X射线能谱仪分析腐蚀产物膜的成分,并计算去除腐蚀产物后试样在气相/液相中的腐蚀速率。结果 T95试件在H_2S/CO_2的液相环境中的腐蚀速率整体比气相环境大,这可能是因为液相腐蚀产物膜较气相腐蚀产物膜疏松。温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,随着温度的升高,H_2S/CO_2腐蚀产物膜逐渐变厚,但成膜效果变差,高温下的腐蚀产物膜具有一定保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。T95钢腐蚀产物膜的主要成分是FexSy系列化合物和FeCO_3,同时还形成Cr(OH)_3和Cr_2O_3非晶态产物,这些产物起到了阻隔阴离子穿透腐蚀产物膜的作用,使与金属基体界面接触的阴离子溶度降低,抑制了金属基体的阳极反应而减小腐蚀速率。而形成的腐蚀产物膜,造成界面反应的时间常数和Rt值明显增大,一定程度上阻碍腐蚀的继续发展。结论温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,H_2S/CO_2腐蚀产物膜随着温度的升高逐渐变厚,但成膜效果变差,温度大于120℃时,腐蚀产物膜具有一定的保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。     

φ88.9 mm×6.45 mm 110S油管断裂原因分析

对某井φ88.9 mm×6.45 mm 110S油管断裂事故进行了深入调查研究,分析了4根两两相互匹配的断裂油管样品,对断口形貌、管体几何参数、理化性能、金相组织和腐蚀产物等进行了试验分析.结果表明:φ88.9mm×6.45 mm 110S油管的理化性能均满足API Spec 5CT标准及用户要求;油管断裂机理为H2S应力腐蚀开裂.建议加强H2S现场检测,选择适合的抗H2S油管.     

钛合金油管在苛刻井下环境中的抗腐蚀性能研究

通过失重腐蚀试验和应力腐蚀开裂(四点弯曲法)试验,研究了TC4钛合金在地层水和完井液环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和SCC性能。结果表明:在地层水CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金为轻微腐蚀,温度升高,均匀腐蚀速率变化不大,温度达到220℃时,均匀腐蚀速率仅为0.0012 mm/a,且试样表面无局部腐蚀,表明该合金具有良好的抗地层水CO_2均匀腐蚀和局部腐蚀性能;在完井液CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金的均匀腐蚀速率高达0.4247 mm/a,该合金发生明显的点蚀和选择性溶解腐蚀;在地层水CO_2腐蚀和完井液CO_2腐蚀环境中SCC试验均未发现裂纹,具有良好的抗SCC性能。     

低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展

介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO_2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素(如Cr含量、温度、p H值、流速等)对低Cr油套管在含甜性气体(仅含CO_2)环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体(H2S)环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂(SSC)的性能。探寻了低Cr钢的抗CO_2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr(OH)3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO_2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO_2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。     

CO2输送管道腐蚀研究进展

在碳捕获、利用与封存(CCUS)的研究中,CO_2管输中的腐蚀控制尤为重要。在CO_2管道腐蚀研究成果的基础上,归纳了CO_2输送管道的腐蚀速率、机理、过程及主要控制措施。研究显示H2O是产生腐蚀的主要因素,输送过程中水含量的均值不应超过0.038%(体积分数)。当存在SO2及O2时,管道的腐蚀速率将达到4.0 mm/a;当存在NO2时,管道的腐蚀速率将达到12 mm/a。O2含量较低时加速腐蚀,当O2含量大于0.057%(体积分数)时出现钝化现象,且腐蚀速率小于0.01 mm/a。CO_2腐蚀产物中的表层是Fe CO3等轴晶粒,中间为棒状晶粒且充满孔洞,最内层为致密的Fe CO3晶粒。形成过程为:钢材基体在最初溶解阶段形成Fe3C架构,Fe CO3晶粒沉积在表面,然后CO_22-和HCO3-向内扩散并与钢基体反应形成中间层和内层。工程中采用抗腐蚀管材、涂镀层管材、加注缓蚀剂以及阴极保护等措施克服腐蚀影响。     

80SS钢在模拟气井井筒环境中的腐蚀行为

通过高温、高压腐蚀模拟试验和腐蚀理论分析,研究了某气田气井井筒材料80SS钢在不同H_2S分压(0.005～0.1MPa)、CO_2分压(0.1～1.0 MPa)及温度(30～90℃)下的腐蚀规律。结果表明:在CO_2分压为1.5MPa,温度为80℃条件下,随着H_2S分压的增大,80SS钢的腐蚀速率由1.69mm/a降低至0.12mm/a,当H_2S分压为0.1MPa时,试样表面出现细小的点蚀坑;当H_2S分压为0.01 MPa,温度80℃时,随着CO_2分压的增大,80SS钢的腐蚀速率增大,发生极严重腐蚀;当温度由30℃升高至90℃,80SS钢的腐蚀速率由0.24mm/a逐渐增大至0.98mm/a,腐蚀产物晶粒变大,试样表面腐蚀产物覆盖不完全,逐渐出现局部腐蚀风险。     

低H2S、高CO2超深井环境中P110SS抗硫钢的腐蚀行为

目的研究高温条件下抗硫低合金钢P110SS在低H2S、高CO_2环境中的腐蚀行为。方法模拟我国西部酸性油田工况环境,利用高温高压设备,通过失重法测试腐蚀速率,并用SEM、EDS和XRD分析腐蚀产物。结果在8 MPa的纯CO_2环境中,腐蚀速率随温度升高而降低,210℃时为0.35 mm/a,腐蚀产物为碳酸盐。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀速率依然随温度升高而降低,150℃时为0.74 mm/a,腐蚀产物呈现双层结构,内层为结晶良好的FeCO_3,外层为FeS。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀加剧,且腐蚀速率随温度升高而增大,210℃时达2.78 mm/a,腐蚀产物主要为铁的硫化物,同时随腐蚀时间延长至2160 h,腐蚀速率有所降低。结论在纯CO2环境中,高温时生成的内层碳酸盐腐蚀产物膜相对完整,对基体的保护能力较强。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀由CO_2主导,呈现与纯CO_2环境中相同的腐蚀速率规律,内层的FeCO_3细密均匀。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀由H_2S和CO_2混合控制,疏松破损的铁的硫化物无法对基体形成良好的保护,因此腐蚀速率显著升高。     

J55套管在某油田油层水中的腐蚀现象研究

通过对J55套管在某油田油层水中的腐蚀现象的研究,发现在此环境中,试样的平均腐蚀速率为0.128mm/a,试样表面存在轻微局部腐蚀现象,腐蚀产物主要由FeS、CaCO_3和NaCl组成。对试验前后油层水的成分分析发现,H_2S、CO_3~(2-)、HCO_3~-在试验过程中被大量消耗,说明在这种环境中,套管腐蚀是CO_2腐蚀、H2_S腐蚀、细菌腐蚀、垢下腐蚀共同作用的结果。     

苛刻环境中钛合金石油管材的抗腐蚀性能研究

通过高温高压腐蚀速率和应力腐蚀开裂(SCC)性能评价试验,辅以原位电化学测试分析,研究TC4钛合金石油管材在苛刻CO_2环境中的腐蚀行为和耐蚀机理。结果表明:TC4钛合金在高温高压CO_2腐蚀环境中具有极其优越的抗均匀腐蚀、局部腐蚀和SCC性能,在高达220℃的温度条件下均匀腐蚀速率仅为0.0012 mm/a。TC4钛合金在CO_2环境中的阳极极化曲线均有明显钝化区,腐蚀反应为阳极过程控制;随温度升高,TC4钛合金的自腐蚀电位降低,极化电阻减小,电化学腐蚀的热力学驱动力增大,而动力学阻滞性能减弱,腐蚀速率增大;但在高温CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金的保护电位和点蚀电位较高,仍具有良好的钝化和再钝化能力,其在180℃时的极化电阻高达2328.2?·cm~2,具有良好的抗CO_2腐蚀性能。