LN2—3井油管腐蚀行为

采用一种实用的评价油管腐蚀状况的挂片装置,通过扫描电镜和Ｘ射线衍射仪对腐蚀产物分析,结合仿真模拟试验,研究了ＬＮ２－３井油管的腐蚀现状,结果表明,ＬＮ２－３井油管的腐蚀中度腐蚀．     

渤海某油田油管接箍腐蚀开裂原因与建议

通过化学成分分析、硬度测试、金相检验、冲击韧性测试、拉伸性能测试、渗氮层厚度测试等方法,对渤海某油田A10井某油管腐蚀失效原因进行了全面研究。结果表明:由于酸化或其他井下作业残留介质、管柱渗氮处理工艺不良等因素造成渗氮层破损导致腐蚀失效,建议加强酸化等施工作业对油管的腐蚀保护以及渗氮油管的质量控制。     

某注水井N80油管腐蚀失效原因分析

为了查明海上某平台注水井4根N80油管发生腐蚀穿孔失效的原因,通过宏观观察以及分析了油管的化学成分、力学性能和金相组织认为:1号和3号油管为内腐蚀导致,主要为细菌腐蚀,另沉积物下腐蚀、残酸腐蚀起到加速作用;2号和4号油管为外壁腐蚀所致.油、套管之间的"死水区"存在的沉积物下腐蚀和细菌腐蚀的综合作用导致了腐蚀穿孔.     

某油井油管腐蚀失效分析

某油井在进行优化气举作业时,起原井气举管柱过程中油管发生断脱,油管起出后对其中两根断脱油管进行取样,通过油管的理化性能分析结果并结合现场工况,对该井油管失效原因进行综合分析。结果表明:该井油管失效源于油管壁的腐蚀,腐蚀主要发生在油管外壁,腐蚀产物主要为β-Fe OOH等物质,其表现形式为管壁的局部腐蚀减薄直到穿孔,从而造成油管承载能力明显地下降,使油管的抗拉强度无法满足下部管体重量对其的强度要求。     

牙哈301井油管腐蚀原因分析

对牙哈301井油管腐蚀原因进行了调查研究,对油管腐蚀形貌和分布规律进行了分析,对油管材质进行了试验.通过调查研究和试验分析,认为油管为二氧化碳腐蚀,腐蚀介质来源于天然气中的二氧化碳和凝析水,腐蚀严重程度和分布规律与油管结构和井深位置有关.     

某油井用13Cr油管腐蚀原因分析

近年来,国内油田发生多起13Cr油管腐蚀失效事故,腐蚀部位主要集中在油管接头,腐蚀基本特征均为点蚀.某油井于2004年4月下入一批特殊扣13Cr油管,2010年6月对该井进行修井作业时,取出油管后发现大量油管的外螺纹接头台肩内壁及倒角消失部位存在明显腐蚀坑,油管下井深度为5001.85 m.本文以该井为例,通过理化检验及微观分析等手段对13Cr     

L80油管腐蚀穿孔原因

厄瓜多尔某井在生产作业中油管腐蚀穿孔,为了弄清油管穿孔原因,对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并采用扫描电子显微镜观察油管内壁腐蚀微观形貌,利用能谱仪分析内壁腐蚀产物。结果表明,油管腐蚀具有二氧化碳腐蚀的特征。井底CO2溶解于原油中的水形成碳酸容易造成内壁严重腐蚀,失效油管服役井段温度为CO2腐蚀速率较大的温度区间,原油中氯离子的存在对腐蚀起到催化促进作用。     

某凝析气井涂层油管腐蚀穿孔原因分析

某凝析气井在生产过程中多次出现产量异常,关井后对井油管内涂层损伤和腐蚀情况进行调查,发现油管公扣端内涂层存在较大面积损伤。通过对油管涂层起泡和起泡处腐蚀金属的一系列理化检验分析,结果表明:井油管的腐蚀穿孔是由于油管内壁涂层酸化或者涂层缺陷,导致涂层起泡破损及脱落而失效,在井下的H_2O、CO_2、Cl~-等介质的共同作用下,油管内壁涂层脱落处发生局部腐蚀甚至穿孔。     

某高压气井13Cr油管柱泄漏和腐蚀原因分析

某高压气井完井后,13Cr不锈钢特殊螺纹接头油管柱泄漏,套管压力升高,不得不进行修井作业。对该井取出的油管现场端和工厂端螺纹接头逐根检测,发现多根油管腐蚀和泄漏。抽样分析表明,油管力学性能符合工厂规定;该种13Cr油管材料在该井工况条件下不抗腐蚀,油管接头结构导致腐蚀集中,在油井酸化后接头已发生腐蚀,导致接触压力不足,油管接头部位比管体内壁腐蚀更为严重。     

煤层气井油管偏磨漏失分析

通过对某煤层气井偏磨漏失油管的宏观磨痕分析、理化性能分析、水样分析,研究了煤层气井油管的开裂原因。结果表明:抽油杆与油管之间的摩擦是油管本体开裂的原因;油管硬度低于抽油杆硬度以及溶解在地层水中的CO_2和Cl~-腐蚀作用是油管本体开裂的另一原因。     

模拟电池阴阳极面积比对沉积物下API—P105钢腐蚀规律的影响

利用自行研制的双速流动试验装置,用模拟电池的方法,实测了在模拟轮南油田回注污水中,油套管用钢ＡＰＩ－Ｐ１０５沉积物下局部腐蚀速度。结果表明,沉积物下局部腐蚀速度,随模拟电池的阴、阳极面积比（Ａｃ／Ａａ）的增加先增大后减步,而后又重新增大,并且从理论上对出现这种非单调变化的试验结果进行了解释。     

稀土元素对油管激光合金化层组织及性能影响

在N80油管表面预置Ni-Cr-Ti-B4C-La_2O_3合金粉末,通过激光处理获得与基体冶金结合良好的合金化层,研究La_2O_3添加量对激光合金化层组织和性能的影响。利用光学显微镜(OM)、扫描电子显微镜(SEM)和显微硬度计对合金化层的组织及显微硬度进行测试分析,利用电化学测试系统测试合金化层的动电位极化曲线。结果表明,La_2O_3添加量影响N80油管表面激光合金化层原位生成TiB_2,TiC相的尺寸及分布、硬度及耐蚀性。当La_2O_3的加入量为0.5%时,激光合金化层中TiB_2,TiC增强相细小且分布均匀,硬度最高,耐蚀性得到改善。     

316LN不锈钢管状试样高温高压水的腐蚀疲劳行为

设计了一种管状疲劳试样,高温高压水流经试样内部,试样外部与空气接触。利用管状试样研究了316LN不锈钢高温高压水腐蚀疲劳性能,重点关注了应变速率对其疲劳性能的影响。实验结果表明,高温高压水环境降低了316LN不锈钢的疲劳强度,且疲劳寿命随应变速率降低而降低;管状试样与标准棒状试样获得的疲劳寿命相差不大,表明利用管状试样研究核电结构材料高温高压水环境疲劳性能是合理可行的。在低应变速率条件下,疲劳裂纹源区域为典型的扇形花样,呈现准解理开裂特征。疲劳裂纹扩展区为典型的疲劳辉纹特征。疲劳裂纹萌生阶段高温高压水环境效应更加显著。同时讨论了316LN不锈钢在高温高压水环境中的疲劳损伤机理。     

油膜下局部腐蚀的探讨

采用丝束电极测试每一丝电极的电位、腐蚀电流大小,直观地探测油膜局部区域的电化学参数分布,研究油膜下的腐蚀情况。结果表明,各涂油丝束电极间存在电化学差异,油膜下存在腐蚀微电池,油膜下的腐蚀是分区进行的,阴极区受到保护,阳极区金属发生腐蚀。     

Corrosion and erosion‐corrosion behaviors of carbon steel in naphthenic acid media

The naphthenic acid corrosion (NAC) and erosion‐corrosion (NAEC) behaviors of carbon steel were investigated detailedly in laboratory. The resistance to NAEC of pack‐aluminized carbon steel and carbon steel coated by high velocity oxygen‐fuel (HVOF) thermal‐sprayed AISI 316L stainless steel, was also investigated in both laboratory and an oil refinery. It was found that the control‐step of NAC was primarily dependent on the temperature. The NAC rate of carbon steel increased markedly with the increase of the total acid number and temperature, which may be attributed to the enhanced absorption and active reaction of naphthenic acid molecules on the metal surface. Increasing the velocity of flow seriously aggravated NAEC, especially in the high temperature range. The reasons were closely associated with the enhanced mass transfer and the accelerated active reaction as well as the rapid spallation of corrosion products from the metal surface. Both the aluminized carbon steel and the carbon steel covered by HVOF coating showed better resistance against NAEC compared to the carbon steel due to higher microhardness and corrosion resistance of their surface‐layers. The HVOF coating is hopeful to be applied for NAEC prevention of the components in oil refineries in view of present experimental results.     

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。     

采用丝束电极研究防锈油膜的防护性能

将１０１根金属丝聚集成束，制成一种检测防锈油膜防护性能的新型测试电极，测定了涂油丝束电极的腐蚀电位和油膜电阻的分布。结果表明，腐蚀电位分布服从非连续二基分布。油膜极化电阻分布服从对数正态分布。     

In-situ corrosion investigation at Masnedø CHP plant – a straw-fired power plant

Various austenitic and ferritic steels were exposed on a water-cooled probe in the superheater area of a straw-fired CHP plant. The temperature of the probe ranged from 450–600°C and the period of exposure was 1400 hours. The rate of corrosion was assessed based on unattacked metal remaining. The corrosion products and course of corrosion for the various steel types were investigated using light optical and scanning electron microscopy. The ferritic steels suffered from corrosion mainly via material loss. The austenitic steels suffered from predominantly selective corrosion which resulted in depletion of chromium from the alloy. A clear trend was observed that selective corrosion increased with respect to the chromium content of the alloy.     

稠油热采管BG90H钢在不同条件下的腐蚀行为

通过干空气和湿空气以及在H_2S和CO_2共存条件下腐蚀试验模拟油田现场稠油热采的过程,研究了稠油热采管BG90H钢在不同条件下的腐蚀行为。结果表明:BG90H钢在干空气中的均匀腐蚀速率小于在湿空气中的均匀腐蚀速率,在湿空气中材料出现局部腐蚀(点蚀);湿空气中水蒸气含量大,在金属材料表面结露、均匀成膜,且供氧充分,使BG90H钢的吸氧腐蚀速率显著上升,由于完整液膜下试样表面腐蚀原电池数量的显著增多,材料点蚀程度显著增强。在CO_2和H_2S共存腐蚀条件下,腐蚀速率在120℃出现最大值,此时金属表面上生成一层疏松的、多孔且较厚的腐蚀产物膜;当温度在100~120℃及大于180℃时,局部腐蚀较为严重,但在150~180℃时,局部腐蚀轻微;腐蚀过程由CO_2/H_2S联合交替控制。