塔中83井钻杆断裂原因分析及预防措施

对塔中83井钻杆断裂事故进行了调查研究,对钻杆断口进行了宏观分析和微观分析,对断裂钻杆化学成分、力学性能和金相组织进行了试验分析.分析结果认为,钻杆材质符合有关标准规定,钻杆断裂属于H2S应力腐蚀断裂（Sulfide Stress Cracking,以下简称SSC）.通过对该井H2S含量测定和H2S分压计算,认为该井H2S分压已远超过NACE标准规定的发生应力腐蚀的界限.根据塔里木油田现状,建议使用铝合金钻杆和防硫钻杆.     

Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆腐蚀失效分析

对发生管体刺穿、外壁腐蚀的Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆进行了失效分析.结果表明,钻杆的化学成分、金相组织、机械性能均符合API标准及订货技术条件.钻杆管体刺穿是由于内壁发生严重H2S腐蚀+氧腐蚀造成的.钻杆管体外壁腐蚀是由氧腐蚀引起的.     

Ф127minx9．19mm IEU S-135钻杆腐蚀失效分析

对发生管体刺穿、外壁腐蚀的Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆进行了失效分析.结果表明,钻杆的化学成分、金相组织、机械性能均符合API标准及订货技术条件.钻杆管体刺穿是由于内壁发生严重H2S腐蚀+氧腐蚀造成的.钻杆管体外壁腐蚀是由氧腐蚀引起的.     

一种新型耐H2S腐蚀耐磨带用焊丝的研究与应用

文中介绍了石油钻杆受H2S环境影响的主要失效形式为坑蚀失效和应力腐蚀开裂失效;研发了 一种应用于耐H2S腐蚀的Cr-Ni-Mo新型鸣锐156GH耐磨带用药芯焊丝,该焊丝不仅具有优异的耐腐蚀性,还具有高耐磨和高抗裂的综合性能.根据硫化物应力开裂(SSC)试验结果和实际现场应用结果显示,新型鸣锐156GH耐磨带材料具有良好...     

H2 S 对油气管材的腐蚀及防护研究综述

随着石油天然气工业的迅速发展,酸性气体引起的油气管材腐蚀问题日益突出,尤其是H2S引起的腐蚀广泛存在,严重影响着油气开采及输送管道和炼制加工设备的使用寿命。综述了H2S对油气管材腐蚀的机理、影响因素及防护方法,探讨了温度、H2S分压、p H值、流速、Cl-浓度、CO2分压及管材材质等因素对H2S腐蚀的影响,建立了H2S腐蚀速率预测模型并对其进行了相关分析,对H2S腐蚀防护方法进行了评述。最后,简述了H2S腐蚀的研究现状及发展趋势。     

炼油工业中H_2S的腐蚀

综述了含H2 S介质中材料的各种腐蚀形态 ,阐述了H2 S腐蚀发生的机理和影响因素 (外部环境 ,材料条件等 ) .介质温度和浓度对腐蚀有较大的影响 ;腐蚀过程中析出的H是引起SSCC的重要因素 ;硬度、夹杂和带状组织降低材料对H2 S腐蚀开裂的阻力 .     

钻杆涂层的最新经济效果

<正> 过去,钻杆腐蚀是钻井承包商遇到的最大消耗之一。目前,在钴杆上使用涂了底漆的塑料涂层大大减少了钻杆因腐蚀而引起的损坏。使用了塑料涂层后,美国的钻井承包商每年所节约更换钢管的费用高达一亿美元。影响钻杆寿命的因素钻井承包商对钻杆加强维护,已使钻杆运转成本降低。钻杆受腐蚀和机械损坏都会缩短寿命,因此,有效减少腐蚀损失     

镀镍钻杆内壁腐蚀原因

某油田在钻杆下井作业前的检测中发现2支镀镍钻杆内壁腐蚀严重,为了查明此次钻杆腐蚀的原因,对钻杆内壁腐蚀产物进行了形貌宏观和微观分析,微区成分分析。结果表明,镀镍钻杆内镀层存在漏镀与显微孔洞是钻杆产生腐蚀的主要原因;原油中的H2S溶解于水形成氢硫酸加速钻杆腐蚀,且氯离子的存在使得局部腐蚀进一步加剧。建议规范生产流程,改善镀层质量,避免镀层中存在漏镀或孔洞等缺陷,提高钻杆的抗腐蚀能力。     

国内外高强度钻杆的技术质量评述

高强度石油钻杆在钻井设备和工具中占有十分重要的地位。通过对国内外 S135， G105钻杆的解剖分析与实物质量评价试验，结合国内外文献，综合论述了国内外钻杆的选材、机械性能、几何尺寸和结构特点以及整体钻杆的极限承载能力。     

石油钻杆刺穿失效原因分析

某石油钻杆在油田使用过程中发生早期刺穿失效。运用理化检测技术对失效的钻杆进行宏观形貌、化学成分、显微组织、力学性能分析和硬度测定。结果表明,钻井过程中在腐蚀介质的作用下,在钻杆内壁起刺处首先形成腐蚀坑,在复杂交变应力载荷作用下,钻杆表面腐蚀坑底部形成微裂纹并迅速扩展,最终导致钻杆发生腐蚀疲劳失效。为预防此类失效的发生,要严格控制钢管轧制工序,选用合适轧制工具尺寸,提高钢管内外壁表面质量,避免钻杆在油田使用时再次发生腐蚀疲劳失效。     

油气钻井工程中的腐蚀防护及一种新的防护方法

油气田勘探开发中金属设备的腐蚀类型主要有应力腐蚀、腐蚀疲劳、硫化物应力腐蚀开裂和点腐蚀等,目前国内外的研究主要集中在CO2、H2S和CO2/H1S的腐蚀与防护方面,主要有材料选择、钻井液的控制以及防腐蚀涂层等.介绍了一种新的防护方法-陶瓷复膜,试验结果表明,该方法极大地提高了工件的耐腐蚀性能,具有广阔的应用前景.     

脱酸塔底换热器腐蚀原因分析及改进措施

AS脱硫工艺利用焦炉煤气中的氨作为脱硫剂,洗涤吸收煤气中的硫化氢,该工艺流程短、设备数量少、能耗低。但普遍存在的问题是生产设备和工艺管道的腐蚀严重。针对脱酸塔底换热器使用中出现的腐蚀情况,分析原因并提出了相应的改进措施。     

Environmentally Assisted Cracking of Drill Pipes in Deep Drilling Oil and Natural Gas Wells

Corrosion fatigue (CF), hydrogen induced cracking (HIC) and sulfide stress cracking (SSC), or environmentally assisted cracking (EAC) have been identified as the most challenging causes of catastrophic brittle fracture of drill pipes during drilling operations of deep oil and natural gas wells. Although corrosion rates can be low and tensile stresses during service can be below the material yield stress, a simultaneous action between the stress and corrosive environment can cause a sudden brittle failure of a drill component. Overall, EAC failure consists of two stages: incubation and propagation. Defects, such as pits, second-phase inclusions, etc., serve as preferential sites for the EAC failure during the incubation stage. Deep oil and gas well environments are rich in chlorides and dissolved hydrogen sulfide, which are extremely detrimental to steels used in drilling operations. This article discusses catastrophic brittle fracture mechanisms due to EAC of drill pipe materials, and the corrosion challenges that need to be overcome for drilling ultra-deep oil and natural gas wells.     

钻杆溶解氧腐蚀影响因素分析

溶解氧腐蚀是钻杆使用寿命下降的最重要的原因。通过试验研究和文献分析,论述了钻井施工过程中服役环境、溶解氧浓度、泥浆pH值、井下温度、压力、钻井液、钻杆材质等诸多因素对钻杆溶解氧腐蚀的影响。分析认为,氧浓度对钻杆腐蚀起主导作用,钻杆腐蚀速度随着氧浓度的增加而加快;防止钻杆氧腐蚀最简便的措施是提高钻井液的pH值,最有效的办法是采用除氧剂对钻井液进行除氧。     

X60螺旋缝埋弧焊管在湿H2S环境中的腐蚀行为

采用自行设计的焊管实物管段腐蚀试验方法和装置研究了内胀成形和外控成形两种X6 0螺旋缝埋弧焊管在含H2 S的NACE溶液中的腐蚀行为。结果表明 ,焊管在H2 S介质中的损伤表现为母材表面氢鼓泡及应力腐蚀裂纹 ;随着施加应力的提高及残余应力的增大 ,H2 S腐蚀倾向增大 ;在H2 S介质中和外加应力及残余应力的共同作用下 ,焊管的氢损伤机理既有氢致开裂 ,又有氢致应力腐蚀 ,应力不但促进氢致应力腐蚀 ,同时也促进氢致开裂过程 ;试验结果说明改进焊管焊缝表面质量、降低残余拉应力、控制工作应力是改善和控制焊管H2 S腐蚀的重要措施     

Effect of Immersion Time on the Mechanical Properties of S135 Drill Pipe Immersed in H2S Solution

During drilling process, if oil and gas overflow containing H₂S enters drilling fluids, the performance of drill pipes will decline significantly within a short time. In this paper, S135 drill pipe specimen was immersed in the saturated solution of H₂S at room temperature for 6, 12, 18, and 24 h, respectively. The tensile properties and impact properties of S135 drill pipe were determined before and after immersion for comparison. In addition, the S135 specimens were immersed for 3 days at 80 °C to determine the changes in fatigue performance. The test results indicated that the yield strength of S135 material fluctuated with immersion time increasing and the tensile strength slightly varied with immersion time. But the plasticity index of S135 decreased significantly with the increase in immersion time. The impact energy of S135 steel also fluctuated with the increase in immersion time. After 3-day immersion at 80 °C, the fatigue properties of S135 steel decreased, and fatigue life showed the one order of magnitude difference under the same stress conditions. Moreover, fatigue strength was also decreased by about 10%. The study can guide security management of S135 drill pipe under the working conditions with oil and gas overflow containing H₂S, reduce drilling tool failures, and provide technical support for drilling safety.     

S135钻杆钢预腐蚀后的弯曲疲劳性能

目的：考察有机盐钻井液对S135钻杆材料腐蚀及疲劳性能的影响。方法首先利用高温高压釜模拟有机盐钻井液井筒的工况环境,对疲劳试样进行预腐蚀,通过点蚀仪测定试样表面的腐蚀状况;然后利用旋转弯曲疲劳试验机在不同弯曲应力条件下对预腐蚀试样和未腐蚀试样的疲劳性能进行测试,算得不同存活率下的疲劳强度,并绘制不同存活率下的S-N曲线。用体视显微镜和扫描电镜观察预腐蚀试样和未腐蚀试样的疲劳断口形貌,进而得出S135钻杆材料表面腐蚀对其疲劳寿命的影响程度和影响机制。结果经过腐蚀的试样表面有较多腐蚀坑,腐蚀坑深度在0.4~0.7 mm之间。未腐蚀试样的疲劳强度为553 MPa,其疲劳断口只观察到单个疲劳裂纹源;腐蚀试样的疲劳强度为409 MPa,其疲劳断口观察到多个疲劳裂纹源。 S135钻杆材料腐蚀疲劳开裂敏感性指数为26%。结论经过高温高压有机盐钻井液环境腐蚀后,试样表面点蚀严重,腐蚀坑底部存在应力集中并导致裂纹源的形成,多个裂纹源的同时生长加快了裂纹的扩展,最终降低S135钻杆钢的疲劳强度。     

经济型抗CO2、H2S腐蚀油套管的开发

简述了油井管在油田的CO2腐蚀原理和特点以及低Cr油套管的研制和开发过程。重点介绍了经济型抗CO2、H2S腐蚀大生产成品管的力学性能,抗CO2、H2S腐蚀开裂性能。运用SEM扫描电镜、X光电子能谱仪、X射线衍射仪、体视显微镜等设备分析了经济型钢管经CO2腐蚀后的表面腐蚀产物的组成以及抗CO2腐蚀的机理。     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。