某气井超级13Cr完井管柱腐蚀及开裂原因分析

为了探究某气井超级13Cr完井管柱腐蚀及开裂的原因,通过腐蚀检测、裂纹分析等方法,对完井管柱腐蚀及裂纹问题进行了研究。研究结果表明,油管台肩面的局部腐蚀随着井深增加呈先增大后减小趋势,油管公扣与接箍连接处在拉应力下产生缝隙,流体在缝隙处滞留,发生缝隙腐蚀,井中部处于缝隙腐蚀的敏感区,腐蚀较严重。随井深增加,泥浆附着严重,阻挡了凝析水在内壁的附着,减缓了点蚀的发生,因此油管内壁点蚀深度随井深增加呈减小趋势,油管外壁点蚀无明显规律;超级13Cr材质和完井液的不匹配使油管在拉应力作用下发生应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁,呈树枝状、穿晶。     

Cr13钢在CO_2/H_2S环境中腐蚀规律试验研究

通过模拟腐蚀环境,采用慢应变速率拉伸方法研究Cr13钢在CO2/H2S环境中的力学性能以及腐蚀规律;利用金相显微镜、扫描电子显微镜观察拉伸断口的微观形貌,分析其断裂机理。试验结果表明：Cr13钢在空气、50g/L的Cl-水溶液、pH为5.0的饱和CO2溶液中的应力腐蚀敏感性不高,表现为韧性开裂;介质的pH从5.0降到4.0,可使Cr13钢在Cl-水溶液中及饱和CO2溶液中的应力腐蚀开裂敏感性增强,使Cr13钢从韧性断裂变为脆性断裂;H2S促进了Cr13钢在水溶液和饱和CO2溶液中的应力腐蚀开裂的敏感性。     

某超深井油管腐蚀开裂分析及对策研究

现有的酸液缓蚀剂对消除高温环境下酸性高浓度盐水对超级13Cr材质油管的应力腐蚀是无效的,实际生产应用中导致了应力腐蚀开裂,需研发新型缓蚀剂解决高温酸液及高温酸性高浓度盐水的应力腐蚀。研究已有缓蚀剂缓蚀机理的基础上,分析了其不足之处,提出了聚合成膜的缓蚀机理,即利用一些化合物在酸液环境中在一定条件下相互反应,生成含至少2个活性功能团中间产物,可在金属表面快速生成聚合物膜。基于该理论,研发了新型缓蚀剂,在高温高压动态腐蚀速率测量仪测试,180℃下,15%盐酸腐蚀速率最低为16.0 g/m2·h;四点弯曲法测试证实该缓蚀剂显著消除了酸性高浓度盐水在高温环境中对超级13Cr材质试片产生的应力腐蚀开裂。新型缓蚀剂可有效减少超级13Cr材质油管在超深高温高压气井中产生的应力腐蚀开裂。      

超级13Cr油管残余应力研究

为了保证超级13Cr不锈钢油管在油田开发中的应用,分析了残余应力对超级13Cr不锈钢油管的危害,从油管生产工艺角度研究了油管残余应力的主要来源,并提出了残余应力的消除方法。研究表明,残余应力增大了超级13Cr不锈钢油管的应力腐蚀风险,降低了油管实际承载能力、冲击韧性和丝扣精度;回火后油管冷却、矫直、表面清理和丝扣加工等工序是油管产生残余应力的主要来源。根据研究结果,提出可以采用热时效、振动时效等方法消除油管残余应力,并建议在超级13Cr不锈钢油管订货技术条件中增加残余应力工艺评定的要求。     

超级13Cr钢在含CO2的CaCl2完井液中应力腐蚀开裂行为

采用四点弯曲法实验研究了超级13Cr马氏体不锈钢在1.0MPaCO2、100℃和150℃下,密度为1.318kg/L的CaCl2完井液中的应力腐蚀开裂（SCC）行为;同时研究了溶液中氧含量和少量醋酸对应力腐蚀开裂敏感性的影响。结合动电位极化曲线,考察了材料在不同条件下的腐蚀电化学行为,其结果和四点弯曲法实验结果一致。在150℃不除氧条件下,材料的应力腐蚀开裂最敏感,此时开路电位（Ecorr）处于极化曲线上的第二个活化-钝化转换区域。扫描电子显微镜（SEM）结果显示,超级13Cr马氏体不锈钢以沿晶型方式开裂。     

超级13Cr油套管钢的点蚀行为研究

石油管材的点蚀穿孔是管材失效的主要原因,采用电化学测试和化学浸泡的方法,研究了超级13Cr油套管钢的点蚀行为,旨在为超级13Cr钢的研究开发提供依据。结果表明,Cl-和温度是影响超级13Cr钢点蚀发生的主要原因,材料的点蚀敏感性均随Cl-浓度和温度的升高而增加;电化学和化学浸泡两种方法测定的临界点蚀温度(CPT)分别为40.5℃和37.5℃,相差3℃。当温度低于CPT时,13Cr钢处于破钝和再钝化的平衡状态,材料表面形成少、小而浅的点蚀坑;当温度高于CPT时,13Cr钢表面则形成多、大而深的点蚀坑,点蚀全面发生。     

超级13Gr油管内壁缺欠原因及对性能影响

采用管道内窥镜对超级13Cr油管内壁进行了宏观检查,对发现的疑似缺欠用超声波进行复检,对含有缺欠的油管取样进行理化试验。分析结果后认为油管内壁缺欠对其抗内压强度没有影响,但缺欠部位会首先发生腐蚀,可能诱发应力腐蚀开裂和腐蚀疲劳裂纹。油管内壁缺欠的产生原因与轧管工艺不当有关。目前,油管生产厂采用的打磨方法无法从根本上消除油管内壁的缺欠。     

超级13Cr油套管在含H2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H₂S/CO₂共存环境、高含Cl^-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H₂S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01 mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26 mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80% AYS和90% AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。     

120 ksi高强度小油管应力腐蚀性能研究

对采用高强度卷板、高频焊焊接（HFW）工艺开发的120 ksi钢级小油管,开展了母材和焊缝的理化性能、氢致开裂、应力腐蚀等试验分析研究。结果表明：120 ksi小油管样品理化性能控制较好,但氢致开裂试验均出现大量裂纹,其裂纹敏感率、裂纹长度率、裂纹厚度率均较高,同时管材抗应力腐蚀性能较差,样管在66%σs应力加载下出现大量裂纹或断裂,表明普通120 ksi强度级别的油管无法满足抗硫化氢腐蚀要求。     

高含H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂（SSC）、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度（抗拉强度（bσ）和屈服强度（sσ））和延伸率（δ）下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率（J）小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度（J）都呈现随时间（t）延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。     

超深储层改造液对完井管柱的腐蚀与缓蚀

井筒完整性对超深井安全高效生产意义重大,为揭示改造液对完井管柱的腐蚀规律,选取超深井改造常用的5种改造液与超级JFE 13Cr材质油管试片,通过金属挂片失重法和应力腐蚀实验,评价了超深层改造液对13Cr材料的腐蚀和新型高密度盐水加重压裂液缓蚀剂的缓蚀性能.结果表明,5种改造液对13Cr材质油管试片均存在一定程度的表面腐...     

适用于致密气藏钻完井的新型超级13Cr油钻杆管材性能测试

为满足塔里木致密气藏氮气钻完井需求,研制了一种新型高强度超级13Cr油钻杆。采用MTS试验机对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的强度性能进行了对比测试;采用示波冲击试验机对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的冲击性能进行了对比测试;采用高温高压釜对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的耐CO2腐蚀性能进行了对比测试。结果表明:新型超级13Cr油钻杆具有良好力学性能和耐腐蚀性能,其屈服强度937 MPa、抗拉强度976 MPa、延伸率为21.5%、室温冲击功162.82J。其拉伸性能与S135接近,冲击性能明显优于S135;模拟工况下,新型超级13Cr油钻杆气相腐蚀速率0.003 6mm/a、液相腐蚀速率0.039 4mm/a。因此,新型超级13Cr油钻杆既能满足钻井的需要又能满足完井开采的要求,可为含CO2致密砂岩气田氮气钻完井作业提供支持。     

超级15Cr马氏体不锈钢超深超高压高温油气井中的腐蚀行为研究

通过模拟油田超深超高压高温油气井腐蚀环境,研究超级15Cr马氏体不锈钢管材抗均匀腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂（SCC）及酸化液腐蚀的性能。研究结果表明：随着井深的增加,超级15Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率逐渐增大,且气相的均匀腐蚀速率要大于液相的腐蚀速率,但不论在液相还是在气相腐蚀条件下,均匀腐蚀速率均远小于0.1 mm/a;由于超级15Cr马氏体不锈钢有较高的Mo、Ni含量,在模拟腐蚀环境中未出现明显点蚀现象,具有良好的抗SCC性能;循环酸化腐蚀试验后试样管体和接箍部分没有出现点蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀迹象。通过经济性分析并综合考虑其抗腐蚀性能及油气井的经济性寿命,超级15Cr马氏体不锈钢可以作为超深超高压高温油气井油管材料使用。     

气化炉氧-蒸汽混合三通开裂失效探讨

气化炉氧 -蒸汽混合三通开裂是由于温度应力和高温Cl-、高压氧的作用 ,导致了应力腐蚀开裂和疲劳开裂。通过改变蒸汽的入口角度和蒸汽喷头的结构 ,使蒸汽在三通内与氧气快速混合换热 ,从而降低三通壁温使开裂得到抑制。也可通过提高材质 ,如选用 0 0 0Cr30Mo2铁素体不锈钢或 2 5 4SMO超级不锈钢来解决     

耐硫酸露点腐蚀用Q345NS超大管径螺旋埋弧焊管的开发

采用低C、低S,添加Cr、Cu、Sb等合金元素和洁净化冶炼、控轧控冷工艺生产的耐硫酸露点腐蚀用Q345NS热轧卷板,通过优化成型器结构和焊接工艺参数,选用耐酸性焊接材料,控制焊接热输入、钢管成型残余应力等措施,开发出了耐硫酸露点腐蚀用Q345NS超大管径螺旋埋弧焊管,并对其化学成分、显微组织、力学性能、耐酸性能进行了检测。结果表明,焊管管体屈服强度为374～398 MPa,抗拉强度为498～526 MPa,焊缝抗拉强度为510～531 MPa,管体、焊缝及热影响区夏比冲击试验韧脆转变温度分别达到-50 ℃、-30 ℃、-30 ℃;按照GB/T 28907—2012附录A规定进行均匀腐蚀全浸试验,在温度20 ℃、硫酸浓度20%、全浸24 h以及温度70 ℃、硫酸浓度50%、全浸24 h两种试验条件下,与Q235B材质相比,Q345NS螺旋钢管耐硫酸露点腐蚀性能具有明显的优势;该钢管表现出良好的力学性能和耐酸性能。     

焦炭塔底部进料管线弯头焊缝失效分析

介绍了焦炭塔底部进料管线腐蚀开裂情况,对开裂部位进行了外观检查。弯头断裂失效部位发生在环焊缝附近区域,且沿周向开裂,裂纹平直,而裂纹扩展方向与焊接断面基本一致。对开裂部位弯头取样,进行化学组成及金相热应力分析和硬度测试,对腐蚀产物进行化学组成分析。根据生产工艺、介质组成和分析结果确定了失效的主要原因：随着装置原料劣质化,经过10 a运行后,管线高温硫腐蚀加剧,降低了管线的承载力;由于焊缝处存在异种钢的焊接,所使用的309不锈钢导热系数较321不锈钢略小,加之前者的外壁温度又低于后者,使309钢产生较大的轴向拉伸引力,导致焊缝处存在热应力、焊接残余拉应力,在高温硫腐蚀和异种钢焊接的共同作用下导致了焊缝开裂。     

微观组织对高强度超级13Cr材料性能的影响

为了满足塔里木盆地含CO_2致密砂岩气藏氮气钻完井一体化管柱的需要,中国石油塔里木油田公司与钻杆生产厂家联合研制了一种既满足钻井工况又能满足完井和采气工况的高强度超级13Cr不锈钢油钻杆。为检验该油钻杆的可靠性,开展了管材的机械性能和腐蚀性能室内试验检测对比研究:采用金相显微镜观测得出了该油钻杆金相组织特征;采用拉伸试验机和示波冲击试验机实验测得了该油钻杆材料的基本力学性能;采用高温高压循环流动腐蚀仪实验获得了模拟工况下油钻杆材料的耐腐蚀性能。结果表明,超级13Cr油钻杆金相组织均匀、δ-铁素体含量符合标准要求;拉伸性能达到了S135级钻杆的强度要求,屈服强度达953 MPa;冲击性能优于S135级钻杆,冲击功达165.56 J;在模拟高温、高含CO_2、高矿化度采气工况下油钻杆耐均匀腐蚀和耐点蚀性能良好,而较高的δ-铁素体含量对照样在模拟采气工况下出现严重点蚀,不能满足油田生产要求。结论认为,新研制的超级13Cr油钻杆性能优良,将在塔里木油田氮气钻完井作业中得到充分应用。     

超级13Cr与镍基合金UNS N08028钝化膜耐蚀性研究

通过极化曲线和Mott-Schottky曲线,研究了超级13Cr和镍基合金UNS N08028分别在100℃、130℃和150℃且含CO_2和Cl~-的腐蚀介质中浸泡7天所形成钝化膜的电化学行为和半导体性质。极化曲线表明,超级13Cr在100℃时形成的钝化膜具有良好的耐蚀性,而镍基合金UNS N08028在150℃时形成的钝化膜耐蚀性更好。产生这种现象的原因和表面钝化膜的半导体性能密切相关,二者在100℃时形成的钝化膜均具有双极性n-p型半导体特征,但超级13Cr表面钝化膜的掺杂浓度相对于镍基合金UNS N08028较小;而在150℃介质中,超级13Cr形成的钝化膜转变为p型半导体,镍基合金UNS N08028仍然保持着双极性n-p型半导体特征。故在较低的温度和CO_2分压下,超级13Cr表面钝化膜的耐蚀性较好。而在较高的温度和CO_2分压下,UNS N08028表面钝化膜对基体的保护性反而更好。