高含硫气田集输管材耐腐蚀评价

高含硫气田采气工程金属管材的腐蚀评价包括硫化氢应力腐蚀开裂、氢致开裂、电化学腐蚀3个方面,模拟工况应综合考虑H2S/CO2分压、温度、气液相、单质硫、流动条件、应力加载和矿化度等评价条件。采用淬火加回火工艺制造的L360QCS直缝埋弧焊钢管,硫(0.02％)、磷(0.003％)元素含量控制低,硬度小于248HV,在模拟普光气田高含硫集输工况的条件下没有发生氢致开裂和硫化氢应力开裂,管材的抗硫性能较好。     

三种80级油套管的电化学腐蚀规律研究

工程实践已证明,高含量 H2S 对气井作业管材的腐蚀性破坏作用属于不可抗拒性风险因素.为科学合理的开展高含硫气井的安全风险评价工作,须模拟现场井下作业条件,运用实验技术研究在高含硫气井作业条件下油套管材料腐蚀效果变化规律.研究中以模拟罗家 8 井气田水为实验介质,选用 L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材为实验对象,在实验室内运用动态失重法测试三种管材的平均腐蚀速率.通过实验总结得到在模拟川东高含硫气井作业条件下 80 级钢油套管材料的电化学腐蚀规律.分析实验结果认为,在模拟罗家 8 井气田水介质中,当pH2S与 pCO2 参数变化不大时,温度的变化是影响 80 级油套管材料腐蚀速率主要因素;L80、NT80SS 和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中气相腐蚀速率的变化规律相似,60℃为管材腐蚀速率的转折点,当温度处于 60℃～100℃范围,三种 80 级管材的气相腐蚀速率随着温度的升高而增大;L80、NT80SS和 L80(进口)三种管材在模拟罗家 8 井气田水介质中液相腐蚀速率的变化规律差别较明显.     

湿H_2S环境下钻具腐蚀断裂机理及预防措施

"三高"油气田开发一直是国内外油气田开发的一个难点,其中高含硫对钻具、设备安全和作业人员健康都构成了威胁。塔中I号气田是塔里木油田典型的高含硫油气田,部分井H2S质量浓度达到了607 000 mg/m3,近年来多次发生H2S致钻具腐蚀开裂事件,给油田安全生产带来了严重挑战。通过对塔中I号气田多起钻具断裂事故分析,表明:湿H2S环境下钻具发生腐蚀断裂有电化学腐蚀、氢致开裂和硫化物应力腐蚀开裂三种;其主要影响因素有H2S含量、p H值、温度和钻具材质。建议加强对钻具材质中有害元素的控制,定期检测泥浆中p H值变化情况,加强对钻具的管理工作,选择的合适的压井方式等来防止类似事件发生。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

国外高含硫气田固井技术和工具的新进展

国外的深井高压高含硫气井固井主要针对平衡稳压、防气窜、防硫化氢腐蚀等技术难题,并根据具体含硫情况充分考虑避免或减轻H2S对套管和水泥的腐蚀问题,选用抗硫和高抗硫的套管和水泥。文章重点介绍了国外高温高压高含硫气井先进的固井工艺技术、防气窜固井工艺技术、水泥浆体系及工艺和工具方面的新进展,并针对国内高含硫气井固井技术的现状提出建议。     

高含硫气田电化学腐蚀现场试验研究

针对高含硫气田开发的腐蚀问题,开展了现场和室内腐蚀评价研究。研究结果表明,在目前试验井争件下,介质的电化学腐蚀性不强,材料的平均腐蚀速率小于0．1mm／a,腐蚀以局部点蚀为主。室内研究表明,水中Cr含量对腐蚀影响严重。高含硫气田在生产过程中,可能会产出含Cl^-的地层水或出现元素硫沉积的问题,其对腐蚀的影响及防护措施应引起高度重视。     

H2S分压对镍基合金G3应力腐蚀开裂的影响

针对高含H2S和CO2油气田开发过程中油井套管腐蚀严重的问题,探讨了镍基合金在H2S-CO2-Cl^-环境中的腐蚀机理。采用慢应变速率拉伸试验法(SSRT)研究了G3镍基合金在高含H2S-CO2-Cl^-环境中的腐蚀情况,特别是H2S分压对应力腐蚀开裂(SCC)的影响。     

固井水泥石的硫化氢腐蚀机理与抗腐蚀方法研究

在含H2S气体的油气田开发中,H2S的腐蚀问题很严重,不仅腐蚀套管,而且对水泥石的腐蚀也很严重。在这些油田开发中,固井问题变得复杂,如果我们能研究清楚H2S对固井水泥石的腐蚀问题,那么就能更好的采取防治措施防止H2S对固井水泥石的腐蚀,更能防止对套管的腐蚀。本文分析了固井水泥石H2S腐蚀的腐蚀机理,以及影响因素,阐述了固井水泥石抗H2S腐蚀的机理、方法、水泥浆体系,耐H2S腐蚀水泥浆类型。     

加氢裂化装置管道腐蚀类型及材料的选用

介绍了加氢裂化装置中的主要腐蚀类型：高温氢损伤、高温H2＋H2S、高温硫腐蚀、湿H2S腐蚀、环烷酸腐蚀、NH4Cl及NH2HS腐蚀、连多硫酸腐蚀、胺应力腐蚀开裂以及装置中主要发生腐蚀的部位;分析了各种腐蚀发生的机理,提出了各腐蚀环境下管道材料的选用原则。     

中高含水井油套管碱性缓蚀技术

针对中高含水油井采出水矿化度高、SRB(硫酸盐还原菌)发育及H2S、CO2含量较高易在油井井筒形成酸性环境,导致油套管腐蚀速度加剧的情况,研究了经济实用的非对称性NYS-9碱性防腐技术,在长庆陇东油田进行了现场试验。室内评价试验和现场应用结果表明,这种含氮的杂环化合物,能有效抑制含H2S、CO2及SRB的高矿化度水中N80油套管的腐蚀,同时通过添加硫脲及表面活性剂对目标分子的复配,使缓蚀效率进一步提高。该技术的开发对下一步中高含水油井油套管防腐治理具有良好的借鉴和指导意义。     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

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。     

含Cr钢油井套管CO2耐蚀性能研究

针对某油田油井套管破损严重的问题,对J55钢和3Cr、5Cr、9Cr和13Cr钢在含CO2油井模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,相对于J55钢,含Cr的合金钢腐蚀速率较低,且随着Cr含量的增大,腐蚀速率降低程度增大,Cr钢表面腐蚀产物膜表面Cr的富集程度增加,尤其13Cr最为明显,Cr的腐蚀产物主要为非晶态的Cr（OH）3。评价5种材质的耐蚀性能,为含CO2油井套管的选材提供理论依据。     

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。     

G3油管与SM80SS套管在CO2环境中的电偶腐蚀行为研究

油气井因采用不同材料的油套管和附件,其构成电偶腐蚀的现象正逐渐增多。如国内开发的高耐H₂S/CO₂的G3油管钢,在井下与普通抗硫套管如SM80SS接触时,就可能发生电偶腐蚀。采用电化学技术研究了这两种材料构成电偶腐蚀电池时面积效应、环境温度对电偶腐蚀电池的影响规律。结果表明,在模拟油气田水介质腐蚀环境中,G3钢和SM80SS钢分别成为阴、阳极;温度升高（30、60、90 ℃）会使电偶电流增加,电偶效应增大;随着阴阳极面积比增大,电偶电流不断增大。该研究结果有望为同类材料的设计提供一些基础理论参考。     

油井自动点滴加药装置研制与应用

为解决传统油套环空投加化学药剂浪费严重、劳动强度大、工作效率低等问题,研制了井下自动加药装置,进行了室内模拟试验,并在现场应用试验15口井。现场试验结果表明:该装置运行正常可靠,具有操作简单、成本低等特点,特别适用于套损井、边远探井。     

油管套管抗内压强度计算研究

高温高压高含硫气井中的油管、套管一旦爆裂失效,将可能导致油套串通,甚至含硫气体串出地面,危害性较大。因此,在油管、套管强度设计中,不但要合理地计算出最小的抗内压屈服强度,而且还要准确地预测出极限强度即爆裂强度。针对API Bulletin 5C3:1994屈服计算公式存在的不足以及ISO/TR 10400:2007爆裂强度计算模型计算精度不够理想的问题,根据屈强比（Y/T）对油管、套管爆裂失效强度影响规律,提出了具有更高精度的油管、套管抗内压爆裂计算新模型,通过与试验数据计算对比,证明了新模型的可靠性和合理性,对优化“三高”气井油管、套管抗内压强度设计提供了新的参考依据。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。