纯钛温度计套管在含盐酸介质中表面变色原因分析

纯钛温度计套管在含盐酸介质中使用3个月后表面产生灰黑色现象。通过外观检查、化学成分分析、力学性能测试、微观组织形貌及EDS微区成分分析等方法，探究钛温度计套管表面变色原因。结果显示，钛温度计套管外表面局部呈灰色或灰黑色可能是因为发生了吸氢腐蚀；在盐酸环境下，介质中的F元素加速了钛基体吸氢腐蚀并使表面出现微裂纹。     

海上油气田用TN110Cr13M材质油套管的腐蚀电化学行为

通过高温高压釜模拟某海上油气田井下工况(129.5℃、硫化氢分压0.26 kPa、二氧化碳分压2.75 MPa),采用电化学试验和腐蚀环境暴露试验测试了TN110CR13M油套管钢在此环境中的腐蚀行为。结果表明：在模拟环境中,TN110CR13M油套管钢具有较好的耐蚀性,其平均腐蚀速率仅为0.018 8 mm/a。且经过30 d暴露试验后,试样表面可生成耐蚀性好、结构完整的高含Cr腐蚀产物膜,提高了材料的耐蚀性。     

某油气田混输管道内绝缘涂层及防腐蚀工艺的适用性

采用高温高压反应釜模拟某油气田混输管道内的腐蚀工况,通过表观形貌观察,绝缘性能测试,附着力及耐磨性测试,对三种常用涂层的环境适用性进行评价,并通过腐蚀形貌观察,厚度及漏点测试对现场风送挤涂防腐蚀工艺进行评价。结果表明:虽然三种涂层在出厂前均通过了耐酸性、耐碱性等常规测试,但在模拟管道内腐蚀环境中,涂层均表现出了失效或性能降低,现场施工工艺对于涂层的保护效果也有较大影响。为了避免涂层服役时发生类似情况,针对不同工况进行内防腐蚀设计时,需要重点考虑服役环境中涂层的适用性并严格控制现场的施工工艺。     

含镀层合金钢循环盐雾加速腐蚀行为与机理研究

目的 研究含镀层合金钢在室内模拟及强化腐蚀环境下的腐蚀行为与机理,建立快速评价含镀层钢腐蚀寿命的加速试验方法.方法 利用设计的室内加速腐蚀环境试验谱,通过实施模拟海洋大气环境效应的循环盐雾加速腐蚀试验,采用外观检查、SEM、XRD及电化学测试等手段,表征了暴露不同周期样品的腐蚀失重、腐蚀形貌、腐蚀产物成分、极化曲线及阻...     

模拟地层水中TP140钢的缝隙腐蚀行为研究

利用高温高压釜模拟井下高温高压环境,通过气、液相失重法、表面轮廓分析和形貌观察评价和研究TP140高强度套管钢与PTFE、HP13Cr及其自身构成的缝隙在模拟地层水中的腐蚀敏感性及缝隙腐蚀特征;并借助动电位极化测试和电化学阻抗谱技术对比了不同结构缝隙在90℃模拟地层溶液中的电化学行为差异以揭示TP140钢在井下地层水环境中的缝隙腐蚀行为机制。结果表明:高强度套管钢TP140在井下地层水中具有较高的缝隙腐蚀敏感性;TP140所构成的3种结构缝隙在模拟地层水的液相中相比于气相呈现出更为严重的全面腐蚀损伤,其中TP140与HP13Cr构成的缝隙中腐蚀尤为严重,这归因于电偶促进作用的显著影响。     

油套管钢化学镀Ni-P的抗CO2腐蚀性能

利用电化学腐蚀试验测试装置及静态高温高压釜，通过线性极化法和Tafel外推法、腐蚀失重法评价了裸样N80油套管钢及其镍磷镀防腐层的抗CO2腐蚀性能.结果表明，在抗CO2腐蚀方面，Ni-P镀层的腐蚀趋势比裸样的腐蚀趋势小，腐蚀电流密度和腐蚀速率低；且电化学测试结果与高压釜测试结果一致，即化学镀Ni-P试样的耐蚀性优于裸样的耐蚀性.     

渤海油田注水井油套管的腐蚀机理

渤海油田注水井下环境复杂，管柱多次发生穿孔，套管腐蚀严重。在渤海某油田实际注水井取水样，分析其水质和细菌类型，并以现场水样为腐蚀介质进行模拟试验，开展了注水井水样中的微生物腐蚀性评价，对比分析了加入杀菌剂或缓蚀剂前后N80钢、3Cr钢和13Cr钢等在对应环境中的腐蚀速率，并建立了长期腐蚀速率预测模型。结果表明：微生物腐蚀是造成渤海油田注水井管柱腐蚀的主要原因，注入水中的细菌以硫酸盐还原菌(SRB)和铁氧化细菌(IOB)为主，杀菌剂可有效降低油套管的腐蚀速率；N80钢和3Cr钢在微生物环境中的均匀腐蚀速率分别为0.58 mm·a^-1和0.27 mm·a^-1,加入杀菌剂后的均匀腐蚀速率分别为0.18 mm·a^-1和0.13 mm·a^-1,N80钢在不加杀菌剂的环境中无法满足生产要求；低浓度杀菌剂对注水井油套管的微生物腐蚀具有明显的抑制作用，选用3Cr材质并加入低浓度杀菌剂能够满足注水井的防腐蚀要求。     

碳钢和低合金钢在河南地区地热水中的腐蚀行为

采用高温高压釜进行模拟试验,并结合腐蚀形貌宏观观察、SEM、EDS、XRD方法研究了Q235、Q245R、Q345R及石油套管J55四种钢材在地热水环境中的腐蚀行为。结果表明,河南兰考地区地热水对材料的腐蚀速率最低,但是其结垢现象十分严重;四种材料中Q235耐地热水腐蚀的能力最强,能够替代石油套管在地热开发CO2工况下使用。     

16Mn集输管线钢在含CO2凝析气田的腐蚀行为

对比研究了16Mn钢在模拟工况环境和实际工况环境中的腐蚀行为。采用失重法、扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对试样腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物成分进行了分析,研究了温度和CO2分压对腐蚀速率的影响。结果表明,16Mn钢主要发生严重的CO2腐蚀,液相腐蚀速率大于气相腐蚀速率,腐蚀速率随温度和CO2分压增加而增大。     

湿气输送管线热电偶套管失效分析

长庆气田某段天然气输送管线在役热电偶运行仅10个月就发生突然失效，无法进行温度测量，停输后卸下，可见热电偶套管外壁出现了严重的点蚀现象。采用宏观分析和剖管检测观察套管内外壁腐蚀情况，采用扫描电镜 (SEM) 分析微观形貌，采用直读火花光谱仪分析套管材质，采用能谱分析 (EDS) 和X射线衍射仪 (XRD) 对腐蚀产物进行成分分析。结果表明：热电偶套管未按设计要求使用304奥氏体不锈钢，而使用了2Cr13马氏体不锈钢，且材质存在设计要求较低的问题。另外，湿气输送时，天然气中含有一定饱和度的水分，在CO₂、H₂S、Cl^-等多种腐蚀因素的协同作用下，2Cr13热电偶套管很快出现点蚀穿孔，进而导致热电偶腐蚀失效。最后，针对湿气输送工况下热电偶套管的腐蚀机理，提出了相应的改进措施。     

高含CO2-H2S-Cl-环境中井深温度对管线钢腐蚀的影响

利用高温高压反应釜模拟高含CO₂-H₂S-Cl^-的腐蚀环境，对X60管线钢进行恒定井深温度和阶变井深温度下的腐蚀模拟试验。通过失重法评价了X60管线钢的均匀腐蚀速率，并利用激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段，研究了井深温度对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明：在高含CO₂-H₂S-Cl^-环境中，恒定井深温度下，X60管线钢表面均发生了点蚀，腐蚀速率随着温度升高而下降；X60管线钢在阶变井深温度下的均匀腐蚀速率低于恒定井深温度下的，其局部腐蚀风险随温降的增大而增大。     

高温高压高含硫气井T95技术套管腐蚀实验研究

目的 建立一套高温高压高含硫气井极限工况技术套管腐蚀环境分析方法,结合腐蚀评价实验确定钻井和采气极限工况条件下管材的适用性和安全周期。方法 根据东南亚海上某高温高压高含硫气田腐蚀环境（储层压力为57.3 MPa,温度为155 ℃,H2S的体积分数为0.46%,CO2的体积分数为6.44%,地层水Cl?的质量分数为1.6%）,分析钻井阶段“全掏空”和生产阶段“生产套管-技术套管环空气窜”两种极限工况,设计腐蚀选材实验条件。通过SSC（硫化物应力开裂）实验和均匀腐蚀质量损失实验,评价T95套管在极限工况下的适用性。结果 若钻井阶段发生井喷,T95套管可满足30天处理事故和复杂情况的需求,且处理后仍能满足后续作业要求。若生产阶段出现生产套管-技术套管环空气窜,T95套管的套管鞋处均匀腐蚀速率为0.3047 mm/a,近井口处均匀腐蚀速率为0.7536 mm/a,可满足5年的使用寿命。现场应用证明,T95管材能够满足钻井和生产阶段应对复杂情况的需求。结论 钻井阶段的井喷工况和生产阶段的环空气窜工况是高温高压高含硫气井设计和实施中应考虑的极限工况,通过相应条件下的腐蚀实验可确定技术套管的适用性使用极限周期,确保现场作业的安全实施。     

海上热采井套管热应力强度衰减与高温腐蚀叠加条件下的管材优选研究

目的探究不同材质套管在高温腐蚀环境下的适用性。方法采用高温高压釜,以渤海某稠油油田岩心、地层水样为腐蚀介质,对不同材质的套管进行模拟评价。结果利用气相色谱技术分析确定了该油田的腐蚀环境:CO2分压最高值为0.2 MPa,H2S分压最高值为0.0023 MPa。用最高的腐蚀气体分压进行了腐蚀模拟实验,测定出不同钢材在此腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立了长期腐蚀速率预测模型,得到100H、80-1Cr、110-3Cr的长期腐蚀速率分别为0.24、0.20、0.05 mm/a。综合腐蚀实验结果和稠油热采套管强度衰减规律,对热采套管进行了强度设计,80-1Cr、100H、110-3Cr的安全寿命分别为3.8、6.5、11.2 a。结论高温会引起套管强度衰减,且腐蚀会导致套管径厚比变化,而多轮次注蒸汽会加速腐蚀进程,降低套管的使用寿命。研究结果对腐蚀环境中稠油热采套管的选材具有重大指导意义。     

某海底油水混输管道回收管段的腐蚀检测评价

采用宏观检查、力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对某弃置海底油水混输管道的回收管段进行了评价,并通过水质分析、结垢趋势预测、细菌测试以及室内腐蚀模拟试验对该管输送介质的腐蚀性进行了分析。结果表明:该管道内壁腐蚀严重,输送介质具有强腐蚀性,腐蚀以CO2腐蚀为主,并存在垢下腐蚀和细菌腐蚀。基于回收管段的腐蚀检测评价结果,给出了该油田新建海底油水混输管道腐蚀控制和完整性管理的意见和措施。     

异种金属偶接在高温高酸性环境中的电偶腐蚀行为

模拟150℃,H_2S分压1.0 MPa,CO_2分压1.5 MPa,Cl~-质量浓度200 000mg/L的高温高酸性腐蚀环境,采用高温高压电化学测试技术和浸泡腐蚀试验,研究了镍基合金718分别与低合金钢35CrMo、20CrMnTi和铝合金2A12偶接后的电偶腐蚀行为,并利用扫描电子显微镜(SEM)与X射线能谱仪(EDS)对腐蚀试样的表面形貌及腐蚀产物成分进行分析。结果表明:在模拟高温高酸性工况下,与镍基合金718偶接后金属的电偶腐蚀速率与两偶接材料的电位差呈正相关,而异种金属偶接对腐蚀产物和腐蚀机理没有明显影响。在高酸性腐蚀环境中使用的井下工具结构在设计时应避免电位差过大的镍基合金718-铝合金2Al2异金属发生偶接。     

某水平井套管开裂失效实验及数值模拟研究

通过分析水平井套管现场服役工况,并结合宏观观察、理化性能检测、组织分析、扫描电镜观察和能谱分析等实验研究及数值计算方法,系统分析了水平井套管发生开裂失效的原因。结果表明,套管材料性能满足标准要求,但套管内壁存在大量腐蚀坑,套管在酸化压裂过程中发生点蚀。断口分析表明,裂纹起源于腐蚀坑底,套管内部存在非金属夹杂缺陷。通过数值模拟计算,分析了套管在完整及含缺陷状态下的承压能力,套管在腐蚀和缺陷作用下承压能力极大降低。当缺陷深度为0.5 mm、内压47 MPa时,套管在52 MPa压裂过程中沿原始缺陷方向发生开裂失效,与套管在压裂作业过程中失效情况相符。依据所得研究结果提出避免此类失效事故的建议。     

热采井常用油套管材料在酸性介质中的腐蚀行为

通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。     

CO2驱油田注采井油套管腐蚀速率控制值

腐蚀控制是CO2驱的关键技术,国内外CO2驱油田普遍采用普通碳钢(J-55、N-80等)油套管通过添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀.国内普遍采用0.076mm/a作为腐蚀速率控制值,而国外则没有统一的标准.0.076mm/a来自于标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,从测试环境、腐蚀源和腐蚀环境来看,直接把它作为CO2驱油田腐蚀环境条件下的选材与腐蚀控制衡量指标是不合理的.通过最危险工况条件下油套管的强度计算所获得的寿命周期内允许的平均腐蚀速率可以作为发生均匀腐蚀材料的选材依据.没有必要设定一个平均腐蚀速率标准值来作为CO2驱油田腐蚀环境条件下优选和评价缓蚀剂的衡量指标.     

多元热流体对油气采输管线的腐蚀

分别模拟油气田井下及地面工况条件,利用高温高压动态腐蚀试验,测试火箭动力综合提高原油采收率装置产生的多元热流体中CO2对地面管线及井下管柱的腐蚀性.结果表明;本试验条件下,多元热流体对油套管钾(N80)的腐蚀速率最高值出现在60℃、10 MPa、24 h,为0.459mm/a;1 MPa,50℃条件下,多元热流体对地面管线钢(A3)的腐蚀速率为0.161mm/a;缓蚀剂筛选结果表明,缓蚀剂9BS缓蚀效果非常明显,加药量为35 mg/L时,缓蚀率为94.59%.     

凝析气田多相流环境下常用油套管钢的CO_2腐蚀规律

针对凝析气藏CO_2腐蚀工况,利用高温高压反应釜,进行了常用油套管钢N80、P110和3Cr在模拟凝析气田多相流环境中的动态腐蚀试验,研究了温度、CO_2分压及含水率等因素对N80、P110和3Cr腐蚀速率的影响规律。用扫描电镜对腐蚀试样进行了表面形貌观察,对腐蚀产物进行了X射线衍射分析。研究结果表明,在CO_2分压1.4MPa,含水率30%的情况下,N80和P110的腐蚀速率随温度增加而减小,3Cr的腐蚀速率随温度增加先增后减;在60℃条件下,N80、P110和3Cr的腐蚀速率均随含水率和CO_2分压的增加而增大;在模拟凝析气田多相流环境下,3Cr相对于N80和P110具有较好的耐蚀性。