井下油套环空连续腐蚀监测探针技术填补国内空白

正近日,西北油田分公司"一种镶嵌式油套管腐蚀监测装置"获得国家知识产权局实用新型专利授权。该项发明填补了国内超深高温油套环空腐蚀连续监测领域的技术空白。以往,井下油套环空腐蚀监测采用挂环,存在无法连续腐蚀监测的问题,常规的油套环空腐蚀探针监测耐温耐压低,只能达到120℃,耐压50 MPa,且装置采用焊接结构,存在硫化氢应力腐蚀开裂风险,直接影响超深超高温条件下的腐蚀监测数据在线录取。     

P110钢抗冲刷腐蚀行为研究

采用高温高压釜,利用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)技术,并辅以失重法对油套管钢P110在不同条件下的CO2腐蚀速率和行为进行了研究,探讨了在流动介质中多种因素对油套管钢腐蚀造成的影响,并以此提出了P110钢抗冲刷腐蚀的机理.     

浅析油田油套管腐蚀与防治

油田的发展会受到油套管腐蚀的影响。油田注水井中的套管普遍受到溶解气体、细菌、溶解盐等的腐蚀,油套管腐蚀还会受到温度、p H值和流速的影响。油田高矿化度水的二氧化碳电化学及SRB仍有一定的腐蚀。流体的冲刷磨蚀及油管连接处的缝隙腐蚀都与油套管的腐蚀形态有一定的关系。     

塔里木油田非API油套管技术要求及标准化

通过对塔里木油田油套管在使用过程中发生的失效事故和油套管订货技术标准进行分析,认为依据油套管使用工况确定订货技术标准,严格订货技术标准有利于减少油套管失效事故,统一技术标准是油田和油套管生产厂家共同的责任,统一技术标准不仅有利于油田降低采购成本,有利于油田管理和减少库存,也有利于大多数生产厂家和油套管国产化。在油套管订货技术标准中,应当对油套管的尺寸精度、材料性能、抗粘扣性能、密封性能等提出具体要求。最后介绍了塔里木油田在第三套井身结构中套管技术要求及标准化成功的案例。     

油田套管P110钢腐蚀的影响因素

油田油套管腐蚀大,影响因素较多,为了提高管道的使用寿命,给油气田的防腐蚀提供理论依据,采用动、静态高温高压釜对油井套管P110钢进行了失重法腐蚀试验,利用SEM,EDS和XRD技术对P110钢的动、静态CO2腐蚀行为进行了研究.结果显示,CO2腐蚀产物膜的主要成分是FeCO3和Fe3C;在每种条件下,温度、CO2分压、Cl-浓度对P110钢的腐蚀速率都有其临界值.     

耐蚀油套管管材的国内外研究现状

世界油气田中大约1/2含有H2S和CO2气体,针对CO2/H2S腐蚀所采取最安全的防护措施是使用耐蚀油套管材料。本文综述了国内外抗腐蚀油套管管材的研究现状,详细介绍了低碳钢、低合金钢、低碳3-5wt.%Cr钢、13Cr和超级13Cr不锈钢的冶金成分、组织结构及抗CO2/H2S腐蚀,特别是抗硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能。指出了耐蚀油套管管材在CO2/H2S油气田应用的不足之处及在以后研发过程中有待解决的问题。     

陶瓷内衬油管在高温高压H2S环境中的应用研究

通过对N80油管陶瓷内衬前后的金相组织、力学性能对比,和对N80陶瓷内衬油管耐高温H2S腐蚀试验后陶瓷内衬层形貌观察、截面微观形貌及EDS分析,对金属陶瓷内衬的应用作出评价。结果表明:N80油管内衬陶瓷层后,金相组织结果显示有晶粒尺寸变大;力学性能上,N80钢管内衬陶瓷后,抗拉强度、屈服强度得到提高;高温高压H2S腐蚀试验后,N80油管和陶瓷内衬层的失重率都随温度升高而降低;宏观观察可以看到,试验后陶瓷内衬层出现裂纹,并且试样管边缘处陶瓷内衬层有脱落现象;通过对陶瓷内衬层截面SEM和EDS分析,在陶瓷内衬层内和陶瓷与基体的界面处发现S元素。在经过高温高压H2S腐蚀试验后,陶瓷内衬层的失重率得到了很好的抑制,但陶瓷层和陶瓷内层基体仍都发生了H2S腐蚀。     

塔里木油田套管气密封检测技术现状及分析

为降低油田气井套管泄漏造成的事故风险,油田采用气密封检测技术来排查和检测完井套管的泄漏情况,保障套管的完整性,对塔里木油田气密封检测的原理、标准、现状、检测压力和检测时间进行了分析,并抽取部分检测报告对气密封检测检出套管不合格的原因进行了分析。结果表明:经卸扣、清洗、涂抹螺纹脂、排除外界干扰后再次检测,合格套管所占的比例较大。由于螺纹损坏或质量因素导致泄漏所占比例较小,认为现场操作、使用环境是造成气密封检测时套管不合格的主要因素。气密封检测技术能对接头工厂端气密封性提供技术保障,解决了油田工厂端缺少检测手段的问题。相比接头泄漏导致的严重后果,尽管下套管时间每根增加了近4 min,气密封检测仍是不可缺少的过程。泄漏率不会随着检测压力的增加而增加,与检测压力无直接关系,且检测压力为套管抗内压强度的60%时较为安全、可靠。     

海上油气田油套管用材110Cr13S适用性研究

为评价110Cr13S油套管钢在海上油气田开发工程中的适用性,采用暴露腐蚀试验、原位电化学测试、应力腐蚀测试研究了110Cr13S钢在模拟深水油气田井下高温、高压、CO₂与H₂S共存腐蚀环境中的腐蚀行为。利用扫描电镜、能谱仪、电化学工作站、慢应变速率拉伸试验机测试了110Cr13S油套管钢在温度为129.5℃,H₂S分压为358 Pa以及CO₂分压为2.754 MPa条件下的腐蚀形貌、腐蚀产物成分、电化学行为及慢应变速率拉伸曲线。结果表明：在模拟深海油气田井况条件下,110Cr13S钢的平均腐蚀速率为0.004 4 mm/a,试样表面生成了结构致密完整的钝化膜,具有较好的耐蚀性和优异的抗硫化物应力腐蚀开裂性能,110Cr13S油套管钢适用于深水、高温、高压、CO₂与H₂S共存条件下的油气井开发油套管选材。     

某井修井遇阻及油管和套管失效原因分析

对某井修井工具遇阻事故进行了调查研究,对油管和套管失效原因进行了分析。对该井套管进行了测井检查,认为在3 355.0~3 356.5m井段139.7mm×9.17mm套管发生了严重腐蚀和变形损坏,在3 098.42~3 208.42m井段177.8mm×10.36mm套管也发生了腐蚀和变形。通过对比分析修井管柱遇卡位置和套管损坏位置,认为修井工具在3 355.0~3 356.5m井段多次遇阻原因是套管变形损坏所致。通过分析油管和套管损坏特征,认为油、套管失效与腐蚀有很大关系。建议采用耐腐蚀油管和套管。     

长庆油田渗氮套管的耐腐蚀性能研究

针对长庆油田油井套管腐蚀问题,采用并评价了真空渗氮工艺.该工艺处理套管表面形成氮化层,在不降低原有机械性能的前提下提高了表面耐磨、抗蚀能力.经室内、现场试验发现,渗氮管在长庆油井腐蚀情况下的耐腐蚀性能优良.此外,还就渗氮层在不同弯曲、拉应力条件下的微观表面变化对使用性能的影响进行了研究,确定了渗氮套管下井条件.并于2003年首次在2口井得以应用.该工艺为低产低渗透油田的防腐蚀研究提供了新思路.     

油套管钢P110S的腐蚀磨损交互作用

为了持续研究油套管钢的腐蚀磨损行为,揭示其腐蚀磨损机理,采用失重法和电化学法测试了油套管钢P110S在不同浓度氯化钠溶液中的腐蚀磨损行为。结果表明:对以索氏体和贝氏体为基本组织的油套管钢P110S而言,在不同浓度的氯化钠溶液中,腐蚀与磨损呈正交互作用;在所测试的3种浓度(0.01,0.10,1.00mol/L)中,P110S在0.10 mol/L氯化钠溶液中的失重最大;电化学研究显示,腐蚀磨损前随着氯化钠溶液浓度的增加,P110S的自腐蚀电位逐渐降低,在3种浓度氯化钠溶液中腐蚀磨损一定时间后,P110S的自腐蚀电位基本相同;P110S在0.01 mol/L和1.00 mol/L氯化钠溶液中的腐蚀磨损形貌呈现零散的鹅卵形冲击坑,坑底部存在着严重的塑性变形和局部断裂,而在0.10 mol/L的氯化钠溶液中,小的冲击坑遍布试样表面,坑密且浅。     

浅析机械密封的腐蚀类型与防护措施

简述了机械密封腐蚀失效的形态,理论上分析了各种腐蚀的机理、原因、条件及特征,为解决机械密封腐蚀失效的问题提供了重要依据,并提出了抑制和减缓腐蚀发生的具体技术措施。     

高温高压酸性气井油套管钢在超临界CO_2环境下的腐蚀行为

高温高压酸性气井腐蚀环境恶劣,油套管腐蚀、变形、破损等事故频繁发生,严重影响气井安全生产。为了解掌握油套管钢的腐蚀类型、严重程度及耐蚀性能,利用高温高压反应釜在模拟井底实际工况条件下研究了J55、N80、P110、13Cr、S13Cr 5种油套管材质的抗CO_2腐蚀性能,运用失重法、扫描电镜(SEM)和能谱分析等技术,重点分析了腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌和腐蚀产物膜成分。结果表明:在本试验测试范围内,J55、N80、P110钢在90℃时腐蚀速率为最大,然后随温度升高而降低,属于极严重腐蚀;13Cr、S13Cr钢的腐蚀速率随温度的升高不断增大,在150℃达到最大值;5种材料的平均腐蚀速率随CO_2分压的增大呈先上升后下降的趋势;碳钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀+局部腐蚀,含Cr钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀;碳钢CO_2腐蚀产物膜主要成分为FeCO_3,同时夹杂有少量的Fe_3C和铁的氧化物或铁单质;13Cr和S13Cr钢CO_2腐蚀产物膜的主要成分为晶态FeCO_3和非晶态的Cr(OH)_3,此外,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

浅谈机械密封的腐蚀类型与防护措施

对机械密封腐蚀的类型、原因、机理、特征及条件进行分析，为解决机械密封腐蚀失效的问题提供了重要依据，并提出了抑制和减缓机械密封腐蚀发生的具体技术措施，为设备长周期运行提供了有力的保障。     

11Okv变压器套管事故分析及故障处理

本文着重以一起llOkv变压器套管事故分析为例,分析了套管的下端部密封不良,运行中渗漏、密封胶开裂导致电容芯严重受潮,套管下部（浸在油中）附着油泥等脏物导致绝缘击穿的事故,并制订相应的防范措施。     

基于腐蚀时间效应的含H_2S/CO_2环境中的腐蚀速率预测模型

高含H_2S/CO_2高温高压气井中井筒油管、套管的腐蚀已成为制约井筒完整性的主要因素,一旦井筒完整性失效将会给油气田的开发造成重大影响,并可能导致严重的人员安全、环境及经济损失。由于高温高压H_2S/CO_2环境腐蚀机理较为复杂,国际上使用较为广泛和经典的DE Waard腐蚀速率计算模型已不能预测类似高温高压复杂环境下井筒的腐蚀速率。目前,实验室通常开展短期的腐蚀测试试验,并以此数据预测长期的腐蚀速率,但长期的腐蚀速率与短期腐蚀速率差异甚大。因此,为了准确地预测服役寿命周期内油套管的腐蚀状况,采用自主设计制造的高温高压材料损伤试验平台,模拟气井井筒的实际腐蚀环境,开展CO_2、H_2S腐蚀环境中的电化学腐蚀速率测试试验,研究了不同测试时间下的腐蚀速率,分析了腐蚀速率的时间效应。结果表明:在管柱服役早期,其腐蚀速率较大,随着服役时间的延长,由于形成了腐蚀产物膜以及腐蚀性气体浓度的降低,腐蚀速率逐渐降低直至稳定于某一较低值。最后,利用数理统计方法建立了考虑腐蚀时间效应的腐蚀速率预测模型,可为合理选择油套管材质和油气井的安全评价提供依据。     

N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状

CO2腐蚀是石油管材服役过程中常见的腐蚀失效形式,危害极大.综述了N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状,概述了油(气)田开发过程中油管CO2腐蚀的产生和类型;列举了CO2腐蚀的研究方法、影响因素;讨论了CO2的腐蚀机理.     

某220kV主变套管进水故障分析

2013年03月27日,某220kV套管油色谱试验过程中发现乙炔等特征气体,检查发现套管内部存在少量积水现象,该型产品顶部密封环节怀疑存在设计缺堕：整壁多缩过霉守存在密封不严进水隐患。由于提前发现并及时处理,避免了设备损坏停电事故的发生。     

元素硫沉积环境中P110钢腐蚀特征的对比

通过模拟普光气田元素硫沉积环境,应用腐蚀失重法探讨了油套管用P110钢在不同温度、不同酸性条件硫沉积环境中的腐蚀失重规律,并辅以扫描电镜、能谱等技术研究了腐蚀产物膜的形貌、成分及结构。结果表明：P110钢在元素硫沉积的各环境条件中腐蚀速率极高;同时,由于两相中P110钢的腐蚀机理存在差异,在相同温度、相同酸性条件中硫相...