某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究

为了研究国内某区块油井套管破损的机理及防治措施,采用对比分析方法对油井采出水组分及油管内外壁腐蚀层、固井质量与套管破损失效模式进行了系统研究,并对J55钢在模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:该区块油井采出液CO2含量高,且存在硫酸盐还原菌（SRB）及少量O2,腐蚀产物含有FeCO3,腐蚀方式以CO2为主,伴随有细菌腐蚀和微量的氧腐蚀;油管的外壁和套管的内壁所处介质相同,由油管外壁腐蚀严重,得出套管内壁的腐蚀也应严重,则套破主要由套管内腐蚀发生。在套管破损机理分析之上,针对性的筛选出了一种桐油咪唑啉缓蚀剂,对CO2腐蚀控制提供理论依据。     

不同Cr含量对低Cr钢耐CO2腐蚀行为的影响

为了研究不同Cr含量对低Cr钢耐CO2腐蚀性能的影响,采用挂片失重法和模拟输油管道CO2腐蚀试验,结合EDS和EBSD分析技术,研究了不同Cr含量对低Cr钢在CO2驱油服役环境下腐蚀性能的影响。试验结果显示,随着Cr含量的增加,平均腐蚀速率下降明显,动态腐蚀速率明显高于静态腐蚀。研究表明,含Cr钢在初期CO2腐蚀过程中,会伴随产生Cr（OH）3,该化合物会改变腐蚀产物膜的致密性,从而减缓腐蚀,并且在一定Cr含量范围内,随着Cr含量的增加,组织中小角度晶界的比例也增大,可见Cr含量的增加对于低Cr钢抗CO2腐蚀能力有显著的促进作用。     

5Cr套管钢在不同CO2分压下高温高压腐蚀特性研究

为了研究5Cr套管钢在不同CO₂分压下的腐蚀特性,进行了5Cr套管钢高温高压腐蚀失重和高温高压电化学试验,并采用XRD、SEM和EDS等手段对其腐蚀产物进行微观分析。结果表明,在高温高压腐蚀环境下随着CO₂分压从低到高,其表面点蚀坑的深度和直径均无明显变化,而点蚀速率则出现逐渐减小的趋势;其腐蚀产物膜由Cr(OH)₃、FeCO₃和CaCO₃共同组成,且随着CO₂分压的升高Cr的富集量逐渐增加;在电化学测试中,随着CO₂分压的不断升高,5Cr套管钢表现出半钝化特征,产物膜逐渐增厚且致密,且极化电阻逐渐增大,阳极反应受到抑制,电化学反应阻力增大,其抗局部腐蚀能力不断提高。     

含Cr钢的CO_2腐蚀研究进展

在油气开采过程中普遍存在石油管材CO2腐蚀破坏的情况,目前对于CO2腐蚀防护最有效的方式仍是使用耐蚀合金,含Cr钢是油田常用的一类耐蚀管材,对于含Cr钢的腐蚀研究一直是油气田用户关注的焦点。根据油气田CO2腐蚀的特征及选材,介绍了低Cr钢、13Cr/超级13Cr不锈钢、双相钢等油田常见的几种耐蚀管材的CO2腐蚀研究进展,并提出了含Cr钢开发和研究存在的问题,为油气田耐蚀管材的选择提供一定的参考。     

X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢抗CO2腐蚀性能研究

用高温高压反应釜模拟油气输送管道典型腐蚀环境,研究X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢的抗CO2腐蚀性能.在温和腐蚀环境,X65钢与3Cr钢的平均腐蚀速率均较低,使用X65钢是安全的.随着温度和CO2分压提高,与X65钢相比3Cr钢表现出更优越的抗CO2腐蚀性能:在中等腐蚀环境3Cr钢平均腐蚀速率较X65钢大幅降低,在中等和苛刻腐蚀环境3Cr钢可有效抑制局部腐蚀的发生;在这样的腐蚀条件下,3Cr钢作为海底管道用钢较X65钢安全.3Cr钢较X65钢抗CO2腐蚀性能提高的主要原因是表面形成了富Cr的腐蚀产物膜,结构致密,对基体起到了有效的保护作用.     

09Cr2AlMoRE稀土合金钢的CO2腐蚀行为研究

利用高温高压釜模拟油田环境下09Cr2AlMoRE钢的CO2腐蚀行为,计算其平均腐蚀速率并对腐蚀产物进行分析。发现09Cr2A1MoRE在CO2腐蚀环境中主要是均匀腐蚀,平均腐蚀速率较大;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3但不同温度下其成分又各有不同。试验结果表明,该材料在CO2腐蚀环境中不具有优越性,使用时应充分考虑其使用环境。     

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。     

渗氮套管应力环试验研究

用应力腐蚀试验方法研究了J55钢渗氮套管在不同试验条件下的行为,并和未渗氮套管的抗腐蚀性进行了比较。结果显示在现有技术条件下,渗氮套管在低应力作用下,表面抗腐蚀能力较强;在高应力作用下,渗氮层容易破坏,抗腐蚀能力降低。     

13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

油套管CO2腐蚀防护措施研究

对油套管CO2腐蚀防护措施的研究进行了系统介绍。介绍了流体力学方法、电化学保护、管材的表面处理、管材的选择和添加缓蚀剂5种CO2腐蚀防护措施。其中着重介绍了管材的选择和开发、添加缓蚀剂押制CO2腐蚀。对CO2腐蚀防护措施应用及研究展望也作了简要阐述。     

不同温度下抗酸性套管用钢腐蚀行为研究

在模拟油田环境中,根据国产100S套管用钢的腐蚀速率、表面腐蚀形貌、腐蚀产物的成分和基体组织,研究了其H2S/CO2的腐蚀行为。结果表明,在模拟的温度范围内,100S套管的均匀腐蚀速率在110℃附近出现最小值,但随着温度升高,电化学腐蚀的阴极及阳极过程都得到加速,腐蚀产物膜的溶解加速,腐蚀速率增加。100S套管在4种不同温度的H2S/CO2腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,没有出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。     

某油井套管腐蚀原因分析

某油井套管拔出时产生严重腐蚀,对腐蚀产物颜色及腐蚀管宏观特征进行了分析,其主要腐蚀形式为点蚀.用电子扫描显微镜、金相显微镜、能谱、X衍射等方法对腐蚀套管的形貌、横截面及腐蚀产物进行分析,该井套管发生的主要腐蚀形式为二氧化碳腐蚀、硫化物应力腐蚀和氯离子点蚀,腐蚀最为严重的第74根套管,发生的腐蚀主要为应力腐蚀.     

几种合金元素对油套管钢H2S／CO2腐蚀的影响

利用失重挂片实验、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）实验方法，结合EDS分析技术研究了抗硫钢中含有的几种化学元素对H2S／CO2腐蚀的影响。研究表明：Mo和Ni含量的升高可以提高抗硫钢在高温下的耐均匀腐蚀性，Cr元素含量的增加，更有效地提高了低温下的抗蚀性能；材料化学成分及含量是影响抗硫钢在H2S／CO2环境下的腐蚀速率随温度变化规律的主要因素之一；合金元素Mn，Ni和Cr等元素含量的提高一般可以改善抗硫钢耐均匀腐蚀性能，但对硫化氢应力腐蚀不利。     

模拟局部腐蚀条件下套管强度的研究

通过力学测试方法研究了J55套管在模拟局部腐蚀条件下的拉伸强度及抗外挤强度,分析了在局部腐蚀条件下两个不同生产厂家的套管拉伸强度及抗外挤强度变化规律以及局部腐蚀条件下缺陷类型对套管强度的影响规律。得出了局部腐蚀条件下套管屈服载荷和抗拉载荷的大小取决于试样最小截面面积,及其不同缺陷下强度的大小关系;得出了外挤载荷与变形量之间的关系。     

铬铝合金化对CT80钢抗CO2腐蚀性能的影响

为了提高CT80连续管在CO2腐蚀环境中的耐蚀性能,通过在CT80钢的基础上改变Cr、Al合金元素的含量,并利用真空冶炼技术制备出了铬铝合金钢,采用电化学极化试验、浸泡腐蚀试验对试验钢进行了耐蚀性能评价。结果表明,Cr、Al两种合金元素经过合理的组合匹配,可以有效地提高CT80钢在高矿化度、饱和CO2腐蚀环境下的耐腐蚀性能,为该环境下的油气管材设计提供了理论依据。     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。