瓦庄油田套管腐蚀规律及影响因素研究

针对瓦庄油田油井泵吸入口处套管腐蚀行为,研制了一种井下动态腐蚀模拟试验装置。利用该装置进行了不同CO2分压、温度和日产液量等因素控制下套管挂片腐蚀速率的测定,并用SEM、EDS和XRD等方法分析了腐蚀产物膜的微观形貌及化学成分质量分数,在此基础上对套管腐蚀机理进行研究。研究结果表明,瓦庄油田套漏的主要原因是溶解在高矿化度地层水中的CO2腐蚀,并且腐蚀速率随着CO2分压、温度和日产液量的增加而增大,腐蚀形态由全面腐蚀向局部腐蚀转变,腐蚀产物主要是FeCO3;油田无法通过控制油井的温度和CO2分压来预防或减缓套管的腐蚀,所以流体流速是造成泵吸入口处套管腐蚀穿孔的主控因素。建议延长筛管长度或优选筛管孔眼直径来改变流体的流场,以减缓腐蚀。     

原油对CO2腐蚀影响的模拟研究

原油在某种程度上能降低输送管线中CO2 等酸气引起的腐蚀,但目前针对原油对CO2 腐蚀影响的研究主要是定性的。采用自行设计的试验装置,选取渤海开发油田8 个有代表性的原油样品(中质油—重质油),通过大量室内模拟加速试验,研究了原油、水及CO2 多相体系中原油加入量、温度、流速、原油物性和CO2 分压等因素对全面腐蚀速率的影响规律。研究结果为进一步建立原油对CO2 腐蚀影响的预测模型和开展原油对CO2 腐蚀影响的定量研究奠定了基础。     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。     

P110SS钢在高含H_2S与CO_2条件下的腐蚀规律

利用高温高压实验装置,研究了P110SS套管钢在3种典型高含H_2S/CO_2工况条件下的腐蚀速率和硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)现象。实验结果表明:随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,P110SS钢的腐蚀速率先降低再升高;P110SS钢的回火索氏体组织使其具备较为优良的抗SSCC性能;随H_2S分压、CO_2分压、温度增加,SSCC敏感性降低,温度起主导作用,井口工况SSCC敏感性最高。     

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。     

三种80级油套管的电化学腐蚀规律研究

工程实践已证明,高含量 H2S 对气井作业管材的腐蚀性破坏作用属于不可抗拒性风险因素.为科学合理的开展高含硫气井的安全风险评价工作,须模拟现场井下作业条件,运用实验技术研究在高含硫气井作业条件下油套管材料腐蚀效果变化规律.研究中以模拟罗家 8 井气田水为实验介质,选用 L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材为实验对象,在实验室内运用动态失重法测试三种管材的平均腐蚀速率.通过实验总结得到在模拟川东高含硫气井作业条件下 80 级钢油套管材料的电化学腐蚀规律.分析实验结果认为,在模拟罗家 8 井气田水介质中,当pH2S与 pCO2 参数变化不大时,温度的变化是影响 80 级油套管材料腐蚀速率主要因素;L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中气相腐蚀速率的变化规律相似,60℃为管材腐蚀速率的转折点,当温度处于 60℃～100℃范围,三种 80 级管材的气相腐蚀速率随着温度的升高而增大;L80、NT80SS和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中液相腐蚀速率的变化规律差别较明显.     

含CO2天然气井腐蚀规律及腐蚀预测研究

通过对气井腐蚀因素、腐蚀规律和腐蚀程度预测研究，旨在挖潜造成气井腐蚀的主要因素，揭示气井腐蚀速率与各腐蚀因素存在的内部规律，并预测不同条件下气井的腐蚀程度，以便为油田气井防腐提供理论参考。     

渤海油田常用套管CO_2腐蚀室内研究

近年来,随着含CO_2油气层的开发日益增多,含CO_2的油水对井下管柱的腐蚀问题也越来越突出。结合中国海上BZ34-9油田在"海上油田总体开发方案编制"阶段套管材质优选,开展了油水对管柱腐蚀规律研究,针对影响腐蚀的主要因素,对N80、3Cr、13Cr钢片进行了室内模拟实验,结果表明腐蚀速率随着含水、温度、CO_2分压、流速的增加而加快。     

油田套管腐蚀原因及防腐蚀技术参数确定

1．套管腐蚀原因。套管腐蚀的原因是多方面的，以土壤腐蚀为主。由于土壤是多相物质组成的复杂混合物，颗粒间充满空气、水和各种盐类，使土壤具有电解质的特征。土壤腐蚀基本上属电化学腐蚀，腐蚀原因主要有以下几种：     

井下油套管二氧化碳腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验与理论分析相结合的方法,研究了油气田常用的油套管材料N80钢、1Cr钢、3Cr钢和13Cr钢在井下高温高压动态（液相介质流速为2．62m／s）环境下的（20：腐蚀。结果表明,在温度为100℃和110℃、CO2压力为0．03MPa和1．488MPa的井下腐蚀环境中,油气田生产中常用的油套管材料的腐蚀程度排序为：3Cr〉1Cr〉N80〉13Cr钢;在此条件下的耐腐蚀能力方面,1Cr和3Cr钢没有表现出优势;13Cr钢具有良好的耐CO2腐蚀性能;N80钢和3Cr钢在井下油中的腐蚀轻微。     

花园油田套管腐蚀损坏的实验研究

在了解花园油田套管腐蚀损坏状况后,我们在室内进行了地层水不含ＣＯ２及含ＣＯ２的腐蚀实验。结果表明,荆沙组地层水含ＣＯ２是该油田套管腐蚀损坏的主要原因。     

南海W油田32CrMo钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度、二氧化碳分压、流速和含水率等因素对32CrMo钢腐蚀速率的影响.结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐...     

甲酸盐对套管/油管腐蚀速率评价方法与影响因素

由于目前还没有关于甲酸盐腐蚀速率评价标准,借鉴国内外金属腐蚀速率评价方法,提出甲酸盐对石油钻完井用的套管/油管腐蚀速率评价方法。实验采用金属挂片失重法,使用CGF-Ⅱ高温高压静态腐蚀仪,研究了甲酸盐种类、甲酸盐生产工艺、pH值、钢材材质、密度、缓冲剂等因素对腐蚀速率的影响。结果表明,甲酸钠对TP140钢材腐蚀速率是甲酸钾的2倍多,因为甲酸钠中Cl元素含量（0.619%）大于甲酸钾（0.024 3%）;由于生产工艺不同,甲酸钾A中S元素含量（0.18%）大于甲酸钾B（0.047 7%）与C（0.04 6%）,因而前者的腐蚀速率远高于后2者;酸性条件下甲酸盐对钢材腐蚀程度较为严重,现场应用的甲酸盐盐水需使用碳酸钠/碳酸氢钠或碳酸钾/碳酸氢钾进行缓冲;TP140在甲酸钾盐水中的腐蚀速率是BG13Cr、JFE13Cr中腐蚀速率的20倍,表明甲酸钾对不锈钢的腐蚀速率远低于对碳钢的腐蚀速率;因为高浓度的HCOO-离子才对钢材腐蚀有一定保护作用,所以TP140钢材在1.20 g/cm3甲酸钾盐水中的腐蚀速率是1.40~1.57 g/cm3甲酸钾盐水的2倍多,因此在使用低密度甲酸盐体系时需加入缓蚀剂。上述实验结果为石油钻完井过程中使用甲酸盐水时的防腐工作提供了实验依据。      

磨损套管应力集中对腐蚀速率的影响

在套管服役的过程中,酸性气体硫化氢、二氧化碳会对套管产生严重的腐蚀作用,导致套管的强度和寿命降低,甚至造成严重后果。同时,在钻井过程中,套管不可避免地受到钻柱的磨损作用,这不仅导致套管强度降低,而且对酸性气体的腐蚀产生一定的加速作用,导致套管提前失效。论文首先通过磨损套管段应力分布的解析模型确定套管磨损部位的应力集中系数,然后讨论在富含硫化氢环境下套管应力集中对其磨损部位腐蚀速率的影响作用,得到了套管磨损导致其腐蚀速率加速的计算方法。通过实例分析发现,套管磨损产生的应力集中确实在一定程度上加速套管腐蚀,因而在酸性气井钻井过程中更有必要采取有效措施来预防套管磨损。     

陆梁油田分层注水过程中注入水对套管腐蚀因素研究

根据目前陆梁油田注入水的情况，分别在陆梁油田注水井井口采集了油田注入水的二种水源，即清水和油田污水，进行了一系列的试验。通过该油田两种注入水中各项指标的测定，注入水静止、流动状态下对油田套管的腐蚀情况室内评价及与之相关的一系列实验，结论证明，油田采用分层注水过程注入水对套管具有很大的腐蚀伤害。     

N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为

为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90 ℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

油田集输20#钢管道内腐蚀主要影响因素研究

针对某油田集输管道内腐蚀失效和管道维修维护投入较多等情况,结合现场工况条件,采用电化学测试的方法,研究分析了服役工况温度和流速对20#钢管内腐蚀敏感性的影响,以及不同腐蚀性离子SO₄^2-和S^2-对20#钢管的腐蚀行为和腐蚀机理演化过程的影响。试验分析结果表明,20#钢管的耐蚀性能易受工作温度和介质流速的影响,其在50℃温度条件下的腐蚀速率比20℃提高约2.2倍。其在动态条件下的腐蚀速率较静态条件下提高约6.7倍。腐蚀性离子SO₄^2-和S^2-的添加均提高了20#钢管在原油中的腐蚀速率。添加SO₄^2-后,20#钢管的腐蚀形式和腐蚀机理均未发生改变,而添加S^2-后,20#钢管在原油中的腐蚀形式变成了点蚀,腐蚀机理也发生了变化。     

外应力对套管腐蚀速率的影响

受腐蚀性油气介质的影响，油气井套管在生产过程中将发生腐蚀，从而导致服役管柱的损坏，除化学腐蚀外，管体中由于流体压力而产生的应力也将影响管柱的腐蚀。针对管体所受外部应力会加速腐蚀速率、严重缩短管柱服役寿命这一现象，结合化学力学效应理论，分二向应力和三向应力2 种情况，建立了外应力影响套管腐蚀速率的解析模型，给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式。算例计算结果显示，该模型所得结果与目前文献中应力对腐蚀速率的影响实验研究结果相符；管柱所受应力越大，管柱实际寿命衰减得越快。该结论对精确确定管柱的寿命具有重要的参考意义。