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《石油机械》2016,(8):65-70
鉴于西部"三超"气井完井管柱腐蚀严重的问题,针对点蚀管柱,利用有限元软件建立了椭球、扫略和实际等3种不同形式的点蚀简化模型,并分别对这3种简化模型进行数值模拟,研究不同点蚀简化方法对管柱剩余强度的影响。研究结果表明:对于椭球简化模型,最大Mises应力随点蚀深度呈线性变化,而扫略简化模型呈指数变化,实际简化模型则呈二次曲线变化;不同点蚀简化模型管柱剩余强度差别较大,当腐蚀深度较小时,扫略简化模型更接近于实际工况,随着腐蚀深度增加,3种简化模型管柱剩余强度计算结果趋于相同,而腐蚀深度超过一个定值后,椭球简化模型更接近于真实;当管柱点蚀深度比在区间[29.10%,31.66%]时,可以忽略建模方式对管柱抗内压强度的影响;当管柱点蚀深度比在区间[23.53%,25.35%]时,可以忽略建模方式对管柱抗挤强度的影响。研究结果可为腐蚀环境完井管柱的可靠性评估提供基础数据。 相似文献
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章炳华 《石油化工设备技术》2009,30(3):37-41
对现役PTA加氢反应器不同部位的腐蚀原因进行了分析,认为点蚀和冲涮腐蚀是由于HAc-Br-腐蚀介质在不同状态下引起的;氢气入口管裂纹主要是由于在运行过程中介质中含有Br-在临氢状态下局部应力集中产生的氢致应力腐蚀开裂。研究并实施了点蚀坑的补焊修复技术和延缓氢致应力腐蚀开裂产生的氢气入口管改造等腐蚀控制措施。 相似文献
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王世平 《石油化工腐蚀与防护》2002,19(3):30-32
文章对锦州石化公司热电厂 1号炉面减温器换热管断裂原因进行了分析 ,反映出设备振动和温度变化引起的腐蚀疲劳是其主要原因。同时管壁存在点蚀 ,而裂纹源于点蚀坑 相似文献
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利用高温高压反应釜模拟高温酸性腐蚀环境,结合扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线光电子能谱分析(XPS)等技术手段,分析研究了13Cr马氏体不锈钢在高温酸性环境下钝化膜破钝机制,结果表明:在模拟腐蚀环境下,随着腐蚀时间延长,13Cr不锈钢表面钝化膜膜层逐渐由金属氧化物和氢氧化物膜转变为金属硫化物膜。在模拟高温含H2S/CO2腐蚀环境下腐蚀21 d后,13Cr不锈钢表面钝化膜破损并形成点蚀坑,随着腐蚀时间进一步延长,点蚀坑尺寸增大。13Cr不锈钢在高温酸性腐蚀环境下具有较高的点蚀敏感性,H2S和Cl-对钝化膜的破损及点蚀的形成具有协同作用。 相似文献
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在高温高压含CO2油气井中,套管腐蚀是相当严重的,CO2腐蚀以点状(坑状)腐蚀为主,腐蚀的形状大多呈球窝形。为此,文章建立CO2点蚀模型,以点蚀后套管的剩余强度为出发点,应用弹塑性有限元方法分析了点蚀套管的抗挤强度、抗内压强度、抗拉强度的变化。同时运用无因次分析和曲线拟合方法,建立了点蚀套管无因次剩余强度与套管点蚀无因次形状参数之间的关系曲线以及拟合曲线。有限元程序的计算结果与试验结果具有良好的一致性。结果表明,点蚀套管强度剩余的百分数并不正比于套管剩余壁厚百分数,剩余强度曲线呈降-稳-降三段式变化。由多腐蚀点干扰分析发现,多腐蚀点同时存在时,应力分布及其大小与单腐蚀点情况相差不大。 相似文献
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针对油气集输管线在CO2和含高浓度的Cl-地层水环境中易发生腐蚀失效的问题,通过腐蚀失重试验和电化学测试分析,研究了2205双相不锈钢在高分压CO2+高矿化度+高浓度Cl-地层水集输管线环境中的腐蚀行为。结果表明:在模拟油田集输管线环境中,升温引起的2205双相不锈钢的均匀腐蚀速率基本不变,整体表现为轻度腐蚀,但由于Cl-的存在,2205双相钢在50 ℃和70 ℃时出现明显的点蚀坑形貌;2205双相钢在3种测试温度下的阳极极化曲线存在明显的钝化区,随着温度的升高,2205双相钢的点蚀电位先升高、再下降,在30~50 ℃,存在一个临界点蚀温度CPT;交流阻抗图谱在50 ℃和70 ℃分别表现出了点蚀诱导期和点蚀发展期的特征。 相似文献
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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。 相似文献
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高腐蚀环境下油井管剩余抗挤强度的理论解 总被引:3,自引:1,他引:2
在高温高压高酸性气田中,油井管局部腐蚀或点蚀会产生应力集中,降低油井管强度,严重时会发展成穿孔泄漏。在本体应力集中系数应力分量表达式的基础上,推导了浅半球腐蚀孔、半球腐蚀孔及深半球腐蚀孔的应力集中系数表达式,并对油井管的剩余抗挤强度进行修正,同时应用推导的腐蚀孔应力集中系数公式对套管的剩余抗挤强度影响规律进行研究。结果表明,腐蚀孔直径d=2.5mm、深度h=1mm时,套管剩余抗挤强度下降近46%,而当h=1mm、d=5或7mm时,套管剩余抗挤强度分别下降30%和20%。 相似文献
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酸性气田开发中腐蚀对套管强度的影响 总被引:1,自引:0,他引:1
在酸性气田的套管服役过程中,酸性等腐蚀条件会引起套管的腐蚀,套管腐蚀都会降低套管的有效强度,从而影响套管的抗挤强度和抗内压强度。研究了腐蚀孔引起的应力集中对套管强度的影响。将套管的腐蚀孔看成是类圆形腐蚀孔,以弹塑性力学的知识建立了计算套管腐蚀孔引起的应力集中系数的数学模型,在此基础上建立了套管腐蚀后的剩余强度的计算模型。利用该文推导出的计算套管腐蚀后的剩余强度的计算公式,对影响套管强度的腐蚀孔参数进行了分析,分析了套管剩余强度随着腐蚀孔开口直径和腐蚀孔开口深度这 2个参数变化而变化的关系。 相似文献
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采用电化学法研究了316L不锈钢在循环水中的点蚀电位(瓯)、蚀孔深度和数目与cl-质量浓度的关系。结果表明,常温下316L不锈钢的Eb总是随着cl-质量浓度的增大而减小,当cl-质量浓度小于900mg/L时,增大cl-质量浓度易导致点蚀敏感,而大于该值时增大cl-质量浓度不会明显增大点蚀倾向;从蚀孔深度和表面蚀孔数目可以看出,随着cl-质量浓度升高,最大蚀孔深度增大,当cl-质量浓度较大时这种增大变缓慢;316L不锈钢在cl-质量浓度小于1150mg,/L时点蚀倾向对cl-质量浓度敏感,在cl-质量浓度大于l150mg/L时点蚀倾向对cl-质量浓度不敏感,其点蚀倾向由大变小的cl-质量浓度阈值为1150mg/L。 相似文献
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井筒载荷-腐蚀耦合作用对碳钢套管服役寿命的影响 总被引:4,自引:0,他引:4
基于应力-腐蚀介质协同作用原理,结合化学力学效应理论,对高温高压超深井碳钢油、套管在使用过程中面临着CO2、H2S等腐蚀介质以及拉、压等复杂载荷建立了结合热应力影响套管腐蚀速率的解析模型,给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式,研究了碳钢油井管服役寿命,并对内压力、挂片实验实测腐蚀速率以及壁厚对碳钢套管服役寿命的影响进行了研究。结果表明,解析模型所得结果与文献报道的应力对腐蚀速率的影响结果相符。在井筒载荷及腐蚀工况下,增加壁厚相对于减小套管内压力,增加套管使用寿命效果不明显。初始腐蚀速率对套管的服役寿命影响较大,当管柱所受应力越大,管柱实际寿命衰减得越快。 相似文献
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长庆H油井套管的腐蚀与开裂机理研究 总被引:1,自引:1,他引:0
长庆油田油井套管的严重破损已给油田生产造成了很大经济损失。针对长庆油田某区块H油井J55套管的腐蚀与开裂进行了宏观和微观区域形态组织分析,用自制局部电解平面加工仪进行应力测试.用小平面剥层加工后,通过X射线应力仪测试了残余应力沿管壁厚度的分布。分析了腐蚀坑的形成和发展过程以及径向应力分布对裂纹的影响。研究认为。H油井内部的特殊环境导致了其中H74套管的菊花状腐蚀形貌和串状腐蚀的破坏形式,某些部位涌出的较强腐蚀介质降低了某些部位的腐蚀电位而促进了腐蚀的发展。分析结果表明,H油井J55套管腐蚀裂纹主要是由于HCO3^-、CO3^2-和Cl^-的作用形成的,其破坏是在其壁厚腐蚀减薄到某一尺度时内应力值大于剩余强度而引起的,它是串状腐蚀和径向拉应力共同作用的结果。细茵腐蚀也是套管腐蚀影响因素之一。 相似文献
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利用超声脉冲回波检测套管腐蚀和缺陷 总被引:5,自引:2,他引:3
介绍了利用超声脉冲反射法测量厚度的原理,分析讨论了利用该原理测量石油套管腐蚀和缺陷的局了发性和可行性,提出了生种利用超声检测套管厚度的基本方案。并进行了数值模拟。 相似文献
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深井钻井过程中,钻柱对套管内壁造成磨损多为"月牙形"磨损。在弹塑性力学分析的基础上,应用长槽形磨损模型分析磨损套管的抗内压强度变化规律。采用有限元数值模拟计算分析了磨损套管剩余强度的变化规律。根据磨损位置产生的附加弯曲应力,对原有的长槽形磨损模型进行了改进,并与试验结果进行了对比分析。分析结果表明,套管接头直径对套管抗内压强度影响较小。使用目前套管柱强度设计中常用的均匀磨损模型进行套管强度设计,偏于安全。改进后建立的磨损套管抗内压计算模型能更准确地描述磨损套管的剩余强度,与试验值更为接近,可为套管柱强度设计提供更为合理的理论参考。 相似文献