某气井13Cr油管腐蚀失效分析

某气井在生产过程中13Cr不锈钢油管发生泄露。油管起出后对工厂端外螺纹根部存在横向裂纹的两根油管进行取样,通过油管的理化性能和力学性能分析结果,并结合现场工况及管柱的受力情况,对该井13Cr油管失效原因进行综合分析。结果表明:起出的两根13Cr油管的化学成分符合技术条件要求;该13Cr油管工厂端外螺纹根部的横向裂纹是在腐蚀介质和拉应力共同作用下的应力腐蚀开裂。     

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。     

高CO2分压环境超级13Cr的腐蚀行为

目的：研究超级13Cr 钢在高CO2分压条件下的腐蚀行为并评价其耐腐蚀能力,为存在类似工况的气田选材提供参考。方法模拟东方气田腐蚀环境（141℃,CO2分压27.9 MPa）,通过高温高压腐蚀挂片实验和电化学实验对超级13Cr开展腐蚀行为研究。结果在东方气田高CO2分压腐蚀环境下,挂片腐蚀试验表明,超级13Cr的腐蚀形式为全面腐蚀,其均匀腐蚀速率为3×10-3 mm/a;电化学分析表明,13Cr不锈钢的自腐蚀电位（-0.785 V）和点蚀电位（-0.301 V）较超级13Cr不锈钢的（-0.580 V,-0.139 V）有明显负移,而自腐蚀电流密度和维钝电流密度明显更大。结论高CO2分压条件下,超级13Cr可满足气田油套管使用要求,超级13Cr不锈钢的耐蚀性能和抗点蚀敏感性均强于13Cr不锈钢。     

油管钢在模拟超临界CO2中耐蚀特性的研究

目的研究普通碳钢P110、3Cr、普通马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr钢在某油井超临界CO_2环境中的耐蚀特性。方法模拟该高温高压高含CO_2且含Cl–油井的腐蚀环境,采用高温高压反应釜对上述四种油管钢进行挂片实验,借助高精度天平、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)从平均腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌和化学成分及腐蚀机制方面分析其抗均匀腐蚀与抗点蚀特性。结果在CO_2分压达12 MPa,110℃,Cl–质量浓度为16 542 mg/L的典型环境,P110,3Cr油管钢的平均腐蚀速率分别为5.625,2.992 mm/a;13Cr为0.155 mm/a,有点蚀发生,HP2-13Cr则为0.003 mm/a,且为均匀腐蚀,HP2-13Cr能满足模拟腐蚀环境的使用要求。结论在上述超临界CO_2环境,碳钢P110与3Cr在基体表面不存在Cr的富集,耐蚀性差;马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr因基体表面能生成致密的钝化膜,则表现出相对优良的耐蚀性,但两者的合金元素Ni,Mo含量不同,造成了对两者抗均匀腐蚀与抗点蚀性能的显著差异。     

高温高压环境下13Cr不锈钢的腐蚀性能

采用高温高压釜研究了110钢级13Cr不锈钢在模拟油气田腐蚀环境气、液相条件下的腐蚀行为,利用SEM、XRD及EDS等对表面腐蚀产物形貌及成分进行了分析。结果表明,气、液两相环境下,13Cr材料腐蚀速率均随温度的升高而在150℃左右达到最大值,且气相腐蚀速率均大于液相。液相环境中13Cr钢主要发生均匀腐蚀,局部腐蚀较为轻微,气相则主要发生点蚀;气、液两相条件下材料的点蚀速率均大于均匀腐蚀速率。13Cr不锈钢在两相条件下的腐蚀产物膜的主要成分为Fe-Cr化合物;元素Cr主要以Cr2O3的形式存在于腐蚀产物膜中。     

某油气井13Cr不锈钢油管断裂原因分析

本文采用形貌观察、理化检验、金相、扫描电镜等方法分析了西部某油田油气井13Cr不锈钢油管的断裂原因。结果表明:该油管材质的化学成分符合13Cr不锈钢的国家标准,金相组织为回火索氏体,油管裂纹是沿晶开裂,并且断口为沿晶脆性断裂,综合分析该油管断裂是应力腐蚀开裂的结果。     

油田酸化环境下超级13Cr、15Cr不锈钢的点蚀速率研究

本文研究了超级13Cr和15Cr马氏体不锈钢分别在120℃和95℃全程酸化(鲜酸+残酸)实验中的耐点蚀性能。结果表明:超级13Cr和15Cr不锈钢在120℃条件下的点蚀速率分别为1.59mm/a和1.35mm/a;在95℃条件下的点蚀速率分别为6.55mm/a和2.60mm/y;95℃条件下两种材质的点蚀速率高于120℃条件下的点蚀速率;在两种腐蚀条件下15Cr较13Cr表现出更优异的耐点蚀性能。     

高Cl–环空保护液中超级13Cr油管点腐蚀行为研究

目的 研究超级13Cr管材在油气井服役环境中的点腐蚀失效机制,分析超级13Cr马氏体不锈钢在高温、高Cl⁻环空保护液、超临界H2S/CO2环境中的点腐蚀失效行为,明确其适用性,并提出相应的腐蚀控制措施。方法 通过分析失效油管的宏观形貌、显微组织、腐蚀形貌及腐蚀产物,判断超级13Cr油管现场失效的原因,结合高温高压反应釜模拟井下腐蚀环境,从平均腐蚀速率、点腐蚀速率等方面揭示超级13Cr油管的点腐蚀失效机理。结果 该超级13Cr材质管柱在受到H2S/CO2污染的环空保护液环境下会发生点腐蚀穿孔失效;通过观察现场失效油管发现,在受到腐蚀性气体污染的高Cl⁻环空保护液环境中,油管外壁发生了明显的局部腐蚀,油管腐蚀由外壁向内壁扩展,发生了严重的点腐蚀穿孔,并具有一定的H2S应力腐蚀开裂(SCC)特征;在环空保护液环境下,失效油管表面有Cr、O、Cl、S离子聚集,腐蚀受到CO2-H2S共同影响;模拟腐蚀实验结果显示,超级13Cr油管在腐蚀性气体污染的海水基环空保护液环境下具有点腐蚀敏感性,蚀坑深度为80.346 μm,点腐蚀速率达到10.34 mm/a。结论 超级13Cr油管在环空保护液中具有优异的抗均匀腐蚀能力,但在受到H2S/CO2污染的高Cl⁻环空保护液环境中具有明显点腐蚀倾向,建议环空保护液用淡水配制,并进行除氧处理。     

渤中19-6气田封隔器金属材料的腐蚀适应性评价

在模拟渤中19-6气田井下工况环境中对35CrMo碳钢、42CrMo碳钢、HS110抗硫钢、13Cr不锈钢、13Cr超级不锈钢(13CrS)、2205双相不锈钢等6种金属材料进行了腐蚀试验,研究其腐蚀行为。通过失重法计算金属的腐蚀速率,采用扫描电镜(SEM)观察金属腐蚀形貌,采用X射线光电子能谱仪(XPS)分析腐蚀产物成分。结果表明：HS110抗硫钢、35CrMo碳钢、42CrMo碳钢、13Cr不锈钢、13Cr超级不锈钢、2205双相不锈钢的腐蚀速率依次降低,且所有钢在液相中的腐蚀速率高于其在气相中的腐蚀速率。渤中19-6气田封隔器的中心管推荐选用13Cr超级不锈钢和2205双相不锈钢,卡瓦等功能性部件推荐选用42CrMo碳钢。     

超级13Cr油管在不同完井液中的应力腐蚀开裂敏感性

通过慢应变速率试验(SSRT),结合能谱分析(EDS)和扫描电子显微镜(SEM)观察等手段,研究了超级13Cr不锈钢油管在三种油田常用磷酸盐完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)敏感性。结果表明:超级13Cr不锈钢油管在120℃、三种磷酸盐完井液环境中均存在一定程度的SCC敏感性,且其在三种磷酸盐完井液中的腐蚀程度由弱到强依次为1号磷酸盐完井液2号磷酸盐完井液3号磷酸盐完井液。材料SCC敏感性的增加源于材料腐蚀的加剧和断裂韧性的下降。     

超级13Cr不锈钢油管在油气田苛刻环境中的适用性

简要回顾了国内外超级13Cr不锈钢油管的研究进展,论述了超级13Cr不锈钢油管在油气田苛刻环境中的适用性,并指出了超级13Cr不锈钢油管在实际使用过程中存在的问题及研究方向。     

13Cr不锈钢腐蚀性能的研究现状与进展

针对13Cr不锈钢油套管材料在油田各种环境下所面临的腐蚀问题,介绍了其腐蚀性能研究现状,分析了在高温高压环境及酸化环境下的腐蚀行为,简要说明了13Cr不锈钢几种常见的局部腐蚀类型,并提出了今后13Cr不锈钢及其腐蚀行为研究的重要方面,以期为油田油套管选材提供重要参考。     

锅炉管材在高温烟气及烟灰中的耐蚀性

采用高温模拟腐蚀试验、腐蚀形貌观察及腐蚀产物成分分析等方法考察了304不锈钢、T91不锈钢和TP347不锈钢在模拟燃准东煤工况下的腐蚀行为。结果表明:304不锈钢的耐蚀性与TP347不锈钢的接近,优于T91不锈钢的。304不锈钢表面含Cr氧化层的形成提高了试样耐高温腐蚀性能,而TP347不锈钢在SO2气氛下形成的低熔点共晶物Ni2S3会导致反应物在腐蚀层中扩散,从而导致其腐蚀比304不锈钢的严重;T91不锈钢的Cr含量最低,所以耐蚀性最差。     

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     

化学成分对不锈钢在5%H_2SO_4溶液中均匀腐蚀性能的影响

采用金相显微镜、能谱仪、电化学工作站研究了相同热处理工艺下船用奥氏体不锈钢022Cr17Ni12Mo2、022Cr17Ni12Mo2N和022Cr19Ni13Mo3的微观组织和均匀腐蚀性能。试验结果表明,三种奥氏体不锈钢的金相组织相差不大,但其在沸腾5%硫酸溶液中的腐蚀率依次降低。能谱仪分析结果表明,022Cr19Ni13Mo3不锈钢在沸腾5%硫酸溶液中钝化膜已遭到破坏,其基体和腐蚀产物中元素种类和含量基本相同。电化学试验结果与均匀腐蚀试验结果基本一致。     

温度对三种Cr钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜模拟油田高CO_2分压和高矿化度的生产环境进行腐蚀试验,测定在不同温度条件下1Cr、3Cr和13Cr钢的腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)等手段分析了腐蚀产物形貌和成分。结果表明:1Cr、3Cr钢的腐蚀速率随温度升高先增大后减小,二者的腐蚀速率均在80℃达到最大值,分别为7.515mm/a和4.339mm/a;13Cr钢的腐蚀速率在温度低于110℃时随温度的升高缓慢增大,在温度高于110℃时腐蚀速率迅速增大;1Cr、3Cr油管钢在试验温度范围内均出现局部腐蚀,13Cr油管钢在整个试验的温度区间表现出优秀的耐蚀性。     

13Cr钢油管腐蚀原因分析

    采用金相、扫描电镜、X射线衍射等手段,分析了13Cr钢油管的腐蚀原因.结果表明,CO2和Cl^-共同作用是造成13Cr钢油管局部腐蚀的主要原因,而且还有缝隙腐蚀的影响因素存在.     

表面缺欠对超级13Cr油管在气井酸化过程中的腐蚀行为影响研究

目的研究光滑表面、无缺欠原始表面和带缺欠原始表面13Cr油管试样在气井酸化增产改造过程中的腐蚀行为,明确不同表面状态对超级13Cr油管腐蚀行为及机理的影响。方法采用高温高压腐蚀模拟实验,研究了三种表面状态的超级13Cr油管在气井酸化过程中鲜酸和残酸环境下的腐蚀行为。分别通过宏观观察、扫描电镜、三维共聚焦显微镜分析了试样在鲜酸和残酸中腐蚀后的宏观、微观和三维形貌。结果在鲜酸溶液中,无缺欠原始表面试样和带缺欠原始表面试样腐蚀速率相当,但均明显高于光滑表面试样。在残酸溶液中,缺欠导致超级13Cr油管腐蚀速率显著增大,带缺欠原始表面试样的腐蚀速率是,是无缺欠原始表面试样的2倍,光滑试样的7.3倍。结论超级13Cr油管表面状态对其在气井酸化过程中的平均腐蚀速率和局部腐蚀有显著的影响,内表面缺欠会降低其在酸化过程中的耐蚀性能,且此类缺欠对残酸介质更为敏感。     

S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂性能

采用C环试验,研究了S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)性能。结果表明:S13Cr110油管在高pH的Weigh4完井液中存在一定的SCC风险,少量泥浆的存在会增强S13Cr110油管的应力腐蚀敏感性。在含O_2且混有少量泥浆的Weigh4完井液中,S13CR110油管会发生应力腐蚀开裂。     

氮元素对2Cr13不锈钢CO2腐蚀产物膜结构和电化学性能的影响

利用高温高压釜进行2Cr13不锈钢的高温高压CO2腐蚀实验,用扫描电镜（SEM）和X射线光电子谱（XPS）分析腐蚀产物膜的形貌和成分,电化学交流阻抗谱测试腐蚀产物膜对2Cr13不锈钢电极过程影响,失重法评价两种2Cr13不锈钢CO2均匀腐蚀速率．结果表明：含氮钢的腐蚀产物膜结构比较疏松,腐蚀膜中的Cr2O3被CrN和Na3CrO4部分替代,并且含有较多的Fe3O4和α—FeOOH,其膜的电阻值比不含氮的2Cr13钢的小,腐蚀速率较大．