H_2S/CO_2共存条件下油井管材及工具腐蚀试验研究

针对H2S/CO2共存条件下油井管材及工具材料腐蚀试验研究相对较少的情况,以常用的N80、P110、C90、P110SS管材、常用井下工具、常用井口制造材料35CrMo、40Cr、常用地面管汇制造材料20号钢、45号钢为研究对象进行试验研究,以了解上述材料的腐蚀性能,供选材、现场施工及腐蚀控制参考。试验所用腐蚀介质模拟塔里木油田克拉2气田气层水配制。试验结果表明,常规P110管材腐蚀速率高于N80,而P110SS的腐蚀速率远远低于P110,表明采用抗硫管材确实可以有效地预防管材的均匀腐蚀;随着温度的升高,腐蚀速率增加;随着H2S含量的增加,腐蚀速率先增大,后降低。     

含CO2高温蒸汽环境中低合金钢耐腐蚀性能评价

利用高温高压釜模拟CO_2辅助蒸汽驱注气井筒工况,在CO_2分压为2 MPa,温度为160~220℃条件下,对低合金钢进行了失重挂片腐蚀试验,得到了不同温度条件下管材的腐蚀速率,并利用扫描电镜和能谱仪观测管材在不同温度条件下的腐蚀形貌及产物组成。实验结果表明:在160~220℃范围内,随着温度的升高,低合金钢的腐蚀速率呈现先降低后增大的变化趋势,且均在160℃时腐蚀速率最高;在实验条件下,两种低合金碳钢的均匀腐蚀速率均小于油田控制指标0.076mm/a,满足注气井井筒管柱的腐蚀控制要求。     

不同温度下抗酸性套管用钢腐蚀行为研究

在模拟油田环境中,根据国产100S套管用钢的腐蚀速率、表面腐蚀形貌、腐蚀产物的成分和基体组织,研究了其H2S/CO2的腐蚀行为。结果表明,在模拟的温度范围内,100S套管的均匀腐蚀速率在110℃附近出现最小值,但随着温度升高,电化学腐蚀的阴极及阳极过程都得到加速,腐蚀产物膜的溶解加速,腐蚀速率增加。100S套管在4种不同温度的H2S/CO2腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,没有出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。     

镀钨合金在H_2S/CO_2共存环境中的腐蚀试验研究

为研究H2S、CO2共存腐蚀环境下镀钨合金的腐蚀行为,通过高温高压模拟工况腐蚀试验,测试钨合金的腐蚀速率。应用拉开法测试镀钨合金腐蚀产物膜的附着力。结果表明:镀钨合金的腐蚀速率比抗硫油管BG90SS有很大的降低,腐蚀产物膜附着力有较大的提高。能谱分析表明,镀钨合金在此共存环境下的腐蚀主要由H2S控制。     

基于双相不锈钢的膨胀管试验研究

针对常规膨胀管抗外压能力低,耐H2S腐蚀性能差等问题开展了双相不锈钢材料特性研究,并进行了不同壁厚管材膨胀、抗外压试验与耐H2S腐蚀测试。结果表明:双相不锈钢材料强塑性较高,屈强比合适,可以作为膨胀管材料;在干摩擦条件下双相不锈钢管材膨胀压力在35~40MPa,高于现用20G材料10%左右,但是双相不锈钢管材膨胀后抗外压强度大于25 MPa,耐H2S腐蚀速率0.021mm/a,明显优于碳钢材料,能够满足高压、高腐蚀井套管补贴需要。     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

TP110SS／G3钢在H2S／CO2环境中的电偶腐蚀

通过电偶腐蚀在线监测，对TP110SS抗硫钢和G3合金钢在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中的腐蚀行为做了深入研究，结合SEM，EDS和XRD等手段对电偶腐蚀产物做了深入分析。结果表明在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中电偶腐蚀与浸泡腐蚀产物基本相同，腐蚀产物膜的脱落直接导致电偶腐蚀速率的剧增。同种材料之间由腐蚀产物膜引起的电偶腐蚀不会持续进行，而TP110SS抗硫钢／G3合金钢之间的电偶腐蚀会达到一稳定值且持续进行。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

应力加载对TP110TS管钢在高含H2S腐蚀条件下腐蚀速率影响的实验研究

随着日益增加的酸性气藏开发,以高含 C02 和 H2S 为特征的酸性条件下管材腐蚀规律的研究成为套管柱在酸性环境中服役时安全性评估的基础.在本研究中,分别采用莱卡体视显微镜和扫描电镜来观察 TP110TS在 CO2 和 H2S共存时受不同外应力加载情况下的腐蚀件表面腐蚀产物宏观和微观形貌,用 X 射线衍射仪和能谱分析仪观察腐蚀产物成分的变化情况,以此来研究外加载荷对腐蚀速率的影响规律.实验结果表明随着腐蚀件所受外加载荷的增加,腐蚀严重度和腐蚀膜的厚度增大但腐蚀产物晶粒之间的胶接程度下降,腐蚀膜的致密性和在腐蚀件表面的附着能力不断下降.因此,外加载荷对腐蚀速率有明显的影响.     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

2205双相不锈钢连续管组织与性能分析

针对碳钢连续管在适量H2 S和CO2共存的油田腐蚀工况中,管材腐蚀严重以及疲劳寿命短等问题,开发了具有较强耐蚀性和强塑性合理匹配的2205双相不锈钢连续管.通过对该管材开展微观组织、 硬度、 力学性能、 塑性和腐蚀等检测评价,全面分析了2205双相不锈钢连续管的各项性能.分析结果表明:该管材组织以奥氏体和铁素体相为主,...     

油管钢的CO2和H2S腐蚀及防护技术研究进展

综述了油管钢的CO2和H2S腐蚀机理和防护措施,分析了常规防护技术的特点及其局限性。提出了用热喷涂镍基合金涂层的方法解决油管CO2和H2S腐蚀问题的思路,并经过初步的试验验证表明,Ni基合金涂层具有优异性能与广阔的应用前景。     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

钛合金油套管抗挤毁性能计算与实验

钛合金材料由于具有高的比强度，低弹性模量，优异的韧性、疲劳性能和耐蚀性，已经成为严酷工况环境下油井管和海洋油气开发工具的热门候选材料，但采用API、ISO的标准体系中的油套管挤毁计算方法得出的钛合金油套管抗挤毁强度缺乏验证。为此，在考虑制造缺陷的条件下，通过比较ISO/TR 10400标准中计算方法、外压强度挤毁准则计算方法、有限元模拟等3种不同方法计算出的钛合金油套管的抗挤毁强度，并与同等条件下钢制油套管的抗挤毁强度进行对比，得出了钛合金油套管的抗挤毁强度变化规律，最后选取了4种规格的钛合金油套管进行了实物外挤毁试验验证。研究结果表明：①钛合金油套管抗挤毁强度均随着径厚比的升高而下降，在径厚比值较低时，钛合金油套管和钢制油套管的抗挤毁强度相差不大，而当径厚比值较高时，钛合金油套管抗挤毁强度则显著低于钢制油套管；②强度挤毁准则方法计算出来的钛合金油井管抗挤毁强度和实际试验值较为接近，同时在径厚比大于15时，计算结果乘以0.9的系数，具有较好的安全性。结论认为，该项研究成果可以为钛合金油套管的设计、使用和管理提供参考。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

2205DSS连续油管的适用性研究

当连续油管用于井下作业时,管体需承受高压、强酸的井下环境以及反复缠绕、弯扭挤压等复杂载荷,因而连续油管的材料不仅应具有较好的强度和韧性,还应具有较好的耐腐蚀和抗疲劳性能。对2205DSS连续油管和传统碳钢连续油管进行了化学分析、拉伸、压扁、扩口、硬度、疲劳性能以及耐腐蚀性的对比试验。试验结果表明,2205DSS连续油管比碳钢连续油管具有更优异的抗腐蚀性能,强度可达到CT90级或CT100级连续油管的强度值,且双相不锈钢材质金相组织相对稳定,焊接热影响区的面积比碳钢连续油管的焊接热影响区的面积小,具有更为优异的疲劳性能,但2205DSS材质比碳钢成本高,生产时所消耗的能量较大,在应用方面仍存有一定的局限性。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

N08825/L450MS复合管焊缝组织性能及抗腐蚀特性研究

为了解决油田严苛服役条件下管材的耐腐蚀问题,采用拉伸试验、夏比冲击试验、DWTT、弯曲试验、硬度测试、金相分析以及晶间腐蚀试验、HIC试验、SSCC试验等方法 ,对Φ610 mm×20.5(3+17.5)mm规格N08825/L450MS双金属复合管焊缝的力学性能、微观组织和耐腐蚀性能进行了研究。结果表明,试验焊缝的各项力学性能均满足相关标准要求;覆层焊缝中心区金相组织呈等轴状树枝晶形态,边缘呈柱状树枝晶形态,均为奥氏体+铁素体;复合管覆层母材和焊缝抗晶间腐蚀和点蚀性能优良,基层母材及焊缝对HIC和SSCC不敏感,可满足含有H2S和CO2等强腐蚀油气介质的集输要求。