西部某凝析气井P110钢级油管腐蚀断裂的失效分析

西部油田某凝析气井在修井作业时,发现油管内壁存在局部腐蚀结垢现象,部分油管发生断裂。为得出油管腐蚀失效的原因,以提出针对性措施,对失效油管进行了理化性能及力学性能测试,利用扫描电子显微镜(SEM)与能谱仪(EDS)对油管断口形貌和腐蚀产物进行了分析。结果表明:失效油管的化学成分、硬度及金相组织均符合标准要求;油管内壁发生结垢形成了垢下闭塞环境,导致垢下酸性介质聚集、pH值降低,地层水中Cl^-含量较高导致了垢下Cl^-腐蚀,同时垢下Cl^-不断的自催化作用加剧了点蚀的发展,油管点蚀处形成应力集中,在上提管柱时发生准解理断裂。建议在井下添加缓蚀阻垢剂进行防护,减少结垢及腐蚀的发生。     

某油田3Cr P110修复油管断裂原因分析

某油田φ88.90mmx6.45 mm3CrP110修复油管发生断裂,采用理化性能分析、金相分析、腐蚀产物分析、腐蚀速率预测等手段系统地进行了原因分析.结果表明:该修复油管为硫化物应力腐蚀开裂,因处于复杂的CO2+H2S+Cl-综合腐蚀环境,主要在CO2的作用下产生腐蚀,水中高浓度的Cl-促使腐蚀速率加快,在油管内壁形...     

P110E油管接箍应力腐蚀开裂失效分析

西部油田某井油管因接箍开裂而落井。通过宏观分析、理化性能检测、金相显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪、X射线衍射仪(XRD)等对该井开裂接箍进行了失效分析。结果表明:接箍开裂属于硫化物应力腐蚀开裂,该井硫化氢含量较高是接箍开裂的主要原因,此接箍材料不适宜在含硫环境下使用。     

某注水井油管腐蚀穿孔失效分析

某注水井油管发生腐蚀穿孔失效。通过宏观观察、化学成分分析、金相检验、能谱分析、X射线衍射分析、力学性能测试、细菌培养试验等方法对油管腐蚀穿孔失效的原因进行了分析。结果表明:硫酸盐还原菌和腐生菌的存在使溶液中SO_4~(2-)被还原成H_2S,H_2S的存在引发了油管管壁的腐蚀,从而造成了油管腐蚀穿孔。油管的腐蚀类型为垢下微生物腐蚀。     

P110S钢级油管管体断裂原因

某油井P110S钢级油管接箍下方8 m位置处发生断裂,采用宏观观察、化学成分分析、金相检验、扫描电镜和能谱分析、X射线衍射分析等方法对油管断裂原因进行分析。结果表明：该批油管力学性能不稳定,油管断口上的腐蚀产物主要为FeS;油管的强度较高、使用温度较低且质量较大,导致油管内部形成硫化物应力腐蚀开裂。     

大庆油田某井油管外壁腐蚀失效分析

通过对大庆油田某井中的已腐蚀油管和另一口井中的未腐蚀油管的外腐蚀形态、化学成分、金相组织等对比分析,发现两者无重大差别,属于同一类型且无夹杂物等严重缺陷;腐蚀管的附着物及形态分析发现主要存在两类腐蚀产物,外表面主要存在着高分子碳氢化合物及SiO2,靠近管体则存在者一些氧腐蚀产物,无CO2腐蚀环境中的特征产物存在;腐蚀电化学试验表明,这两个管样的腐蚀特性基本一致。因此可以判定该井使用的已腐蚀油管本身无严重组织缺陷,腐蚀特性与另一油井中的油管相同,油管外壁的腐蚀主要是由于发生了氧腐蚀。可以通过减少油套管环空中腐蚀介质的侵蚀性如加入缓蚀剂、降低氧含量等,或通过采用耐蚀油管来减轻和防止这种腐蚀。     

某注水井P110油管外腐蚀穿孔原因分析

通过对注水井腐蚀穿孔油管进行宏观形貌、材质性能及腐蚀产物成分的分析,结合服役工况调研和油管中性点计算,对注水井P110油管外腐蚀穿孔原因进行了探讨.研究结果表明:全井深油管仅腐蚀穿孔P110油管出现明显局部腐蚀,且失效油管腐蚀形貌呈溃疡状,同时该失效油管位于中性点以下,处于正弦屈曲状态;穿孔油管材质性能符合标准AP...     

某油管断裂原因

某油管自墩粗端,距管端头螺纹约211 mm处发生断裂。通过宏观观察、化学成分分析、断口分析、金相检验等方法对油管断裂原因进行了分析。结果表明：操作环境中存在H₂S和CO₂,油管显微组织中存在非金属夹杂物,油管上由工具和卡具造成的机械损伤产生局部硬化和应力集中,使油管在湿H₂S环境下产生了应力腐蚀开裂。     

某井油管腐蚀原因分析

对某井油管检查发现,管体内外壁均有不同程度的腐蚀,但是在某些井段腐蚀最严重。对油管管体的化学成分分析、金相显微组织检测和SEM,EDS及XRD的分析结果表明:管体具有正常的化学成分和金相组织,腐蚀坑底部有大量的腐蚀产物堆积,Cl-在腐蚀产物层下富集。油管内壁产物为FeCO3,MgFe(CO3)2,FeO(OH),Mg3Ca(CO3)4和Fe3O4,外壁产物主要有FeCO3,MgFe(CO3)2,CaCO3和FeO(OH)。表明该井油管内壁腐蚀原因为CO2腐蚀,内壁腐蚀穿孔后,腐蚀性的介质和气体由此进入套管和油管的环空造成油管外壁CO2腐蚀。井深3279m处油管处于CO2腐蚀速率最大的温度区间,腐蚀最严重。Cl-的富集是诱发局部腐蚀的主要原因。     

某井油管断裂原因分析

在某井抽油生产过程中,油管在表面钳牙印痕位置发生断裂。对存在钳牙印痕的油管进行了全面检查和统计分析,对钳牙印痕的产生环节和油管受力情况进行了研究。结果表明:油管在本次作业之前已被尖锐的钳牙严重咬伤,咬伤油管存在壁厚减薄和应力集中的现象,导致油管萌生裂纹并发生断裂。建议在油管上卸扣和修复过程中采用无牙痕油管液压钳进行操作。     

抗硫油管断裂原因分析

采用化学成分分析、断口分析、金相检验、扫描电镜分析等方法,对某油田抗硫油管的断裂原因进行了分析。结果表明：油管在硫化氢的腐蚀作用下,首先在管壁上产生局部腐蚀,继而在应力的作用下产生微裂纹并扩展,最终发生应力腐蚀断裂。最后,通过实验室模拟井况条件试验,提出了选择合适材料的建议。     

油田注水井的腐蚀风险研究

注水井在输送注入水的同时,可能会引入溶解氧、微生物和结垢等腐蚀性因子,对油井管柱的安全运行带来挑战。通过模拟研究工况环境,开展P110油套管钢在注入水中的高温高压腐蚀评价试验及细菌腐蚀试验,利用失重法测试腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)及能谱仪进行腐蚀形态观察和腐蚀产物分析,研究了油井管在注入水后的腐蚀风险。结果表明:注入水引入的溶解氧、SRB和垢沉积均会导致P110钢腐蚀速率明显增加,且存在一定的局部腐蚀敏感性。     

某油井修复油管断裂原因分析

某油井在起甩管柱时第329根修复油管发生断裂。通过化学成分分析、力学性能测试、断口宏微观分析、金相检验以及受力分析等方法,对该油管的断裂原因进行了分析。结果表明:该油管为过载断裂,油管管壁因修复过程及均匀腐蚀减薄严重,使其承载能力大大降低,从而导致其在提升过程中的较大载荷作用下发生过载拉伸断裂。     

长北气田某气井油管腐蚀速率增大原因

长北气田油管整体腐蚀速率缓慢,但某气井在多臂井径检测中发现,该油管局部腐蚀速率增大,远远大于整个气田的油管腐蚀速率和该井前期的腐蚀速率.进行了水质、气质组分分析、多臂井径检测和腐蚀挂片等试验,分别对腐蚀挂片的宏观形貌及腐蚀产物进行了分析,并结合油管的腐蚀程度和腐蚀情况,对该井油管腐蚀速率突然加快的原因及腐蚀机理进行了分...     

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。     

油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀电化学行为的协同影响

为了获得油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀行为影响的协同性,采用动电位极化、电化学阻抗谱及正交试验等方法研究了在不同条件下模拟油田水对P110钢腐蚀电化学行为的影响。结果表明:随HCO_3~-、Cl~-、S~(2-)浓度增大,P110钢在模拟溶液中的腐蚀倾向增大,腐蚀速率先增大后减小;试验条件下,低浓度的各离子均起到了协同促进作用;温度升高,腐蚀速率则先减小后增大,并影响了其腐蚀倾向;随着典型阴离子浓度增大,电荷传递电阻先减小后增大,P110钢的腐蚀活性也呈相同趋势,温度则相反;试验研究范围内,影响最大的因素是HCO_3~-浓度,其次是S~(2-)浓度,影响最小的是Cl~-浓度,且HCO_3~-浓度、S~(2-)浓度、温度之间的相互作用小。     

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。     

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.