N80-1油管在火驱稠油开采过程中的失效原因分析

采用宏观、金相、XRD等手段,对N80-1油管在新疆稠油热采井火驱工艺开采过程中断裂的原因进行分析。分析认为:该断裂为过载断裂,导致油管过载断裂的主要原因是火驱过程中原油燃烧温度过高,使油管发生高温软化。原油燃烧生成的高CO_2分压导致CO_2腐蚀严重,腐蚀使管体发生点蚀和壁厚减薄,燃烧过程中钢管表面的高温氧化也导致壁厚减薄,都会加速管体发生过载断裂。指出C-Mn系油管不适合用于稠油热采井火驱开采工艺,建议选用Cr-Mo系调质钢种的稠油热采专用管。     

断裂油管失效分析

某油井P110油管在拉升过程中发生断裂。采用化学成分分析、力学性能检验、金相检验和腐蚀产物分析等方法对P110断裂油管失效原因进行了分析。结果表明,地层水中的溶解氧造成油管表面发生腐蚀,形成腐蚀坑。腐蚀导致油管厚度减薄,承载能力下降,最终形成裂纹发生断裂。     

西部某油田修复油管的断裂原因

采用无损检测、化学成分分析、金相观察、力学性能测试、断口分析、裂纹分析和腐蚀产物分析等手段系统研究了西部某油田修复油管断裂原因。结果表明:该修复油管失效属于应力腐蚀开裂;油管在修复前,管体内表面已存在应力腐蚀裂纹,后期服役过程中,受应力及井下所注污水中高含量侵蚀性CO2和Cl-影响,裂纹扩展造成油管断裂。     

某油井油管腐蚀失效分析

某油井在进行优化气举作业时,起原井气举管柱过程中油管发生断脱,油管起出后对其中两根断脱油管进行取样,通过油管的理化性能分析结果并结合现场工况,对该井油管失效原因进行综合分析。结果表明:该井油管失效源于油管壁的腐蚀,腐蚀主要发生在油管外壁,腐蚀产物主要为β-Fe OOH等物质,其表现形式为管壁的局部腐蚀减薄直到穿孔,从而造成油管承载能力明显地下降,使油管的抗拉强度无法满足下部管体重量对其的强度要求。     

西部某油田修复油管螺纹处断裂的原因

采用化学成分分析、力学性能分析、金相检查、扫描电子显微镜观察等手段对西部某油田修复油管螺纹处断裂失效进行了分析。结果表明：井下修复油管管体螺纹发生断裂的主要原因是垢下腐蚀与氯化物应力腐蚀开裂;螺纹牙底外表面附着黑色物质引发垢下腐蚀,Cl^-通过缝隙进入金属基体,在拉应力作用下,发生氯化物应力腐蚀开裂,最终造成油管在螺纹处发生断裂。     

酸性气田井下油管腐蚀失效原因

某酸性气井在修井过程中发现油管串中上部腐蚀严重,油管管体已经由外壁向内壁腐蚀穿孔。采用化学成分分析、力学性能测试、金相检验、腐蚀产物分析(SEM、EDS和XRD)等方法对油管的腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,H2S/CO2环境下导致的电化学腐蚀是油管腐蚀穿孔的主要原因。结合10a的油管腐蚀调查和管理经验,提出了相应的腐蚀控制建议。     

J55油管断裂失效分析

通过对油管断裂处及远离断裂处的金相组织、硬度等检测和对比分析对油管所用材料化学成分分析,并对断口的宏微观断裂特征及裂纹形态分析,确定油管失效模式为应力腐蚀开裂。对油管的加工制造过程和现场服役环境及工作特点进行分析,油管断裂处存在有害组织为其断裂的主要原因。有害组织的产生很可能是油管在生产制造过程中的轧制环节接触了冷流体或是在油管附近进行纵火作业导致的。     

某凝析气井涂层油管腐蚀穿孔原因分析

某凝析气井在生产过程中多次出现产量异常,关井后对井油管内涂层损伤和腐蚀情况进行调查,发现油管公扣端内涂层存在较大面积损伤。通过对油管涂层起泡和起泡处腐蚀金属的一系列理化检验分析,结果表明:井油管的腐蚀穿孔是由于油管内壁涂层酸化或者涂层缺陷,导致涂层起泡破损及脱落而失效,在井下的H_2O、CO_2、Cl~-等介质的共同作用下,油管内壁涂层脱落处发生局部腐蚀甚至穿孔。     

天然气井油管有机涂层的失效分析

目的研究有机涂层在天然气井高温、高压环境下的失效特征和失效原因,为天然气井井筒有机涂层应用提供建议。方法模拟含CO_2,H_2S等介质的气井井下环境,通过9轮次、1914 h的长周期浸泡试验,对比测试某种有机涂层试样的厚度、冲击韧性等物理、机械性能参数,分析涂层宏、微观形貌变化。结果经过反复升、降压的苛刻室内浸泡实验后,有机涂层逐步老化。耐磨值由最初的3.28 L/μm下降到2 L/μm左右;硬度值由最初的125下降到95左右;冲击韧性值由最初的37.6 J下降到浸泡890 h时的23.5 J左右,之后趋于平稳。1914 h后,涂层与碳钢基体界面结合性能变差,表面出现明显的局部腐蚀坑点。结论室内涂层试验与气井油管涂层现场生产中发生的失效特征类似,存在失重、减薄—鼓泡—膜下腐蚀、脱落的失效过程。为避免油管内涂层失效,提高防腐效果,建议:在油管生产加工过程中控制固化度,避免因固化度不足导致涂层缺陷;在工程作业中应避免钢丝作业、快速泄压等对涂层的潜在损伤;定期进行缓蚀剂加注,减轻腐蚀。     

某注水井N80油管腐蚀失效原因分析

为了查明海上某平台注水井4根N80油管发生腐蚀穿孔失效的原因,通过宏观观察以及分析了油管的化学成分、力学性能和金相组织认为:1号和3号油管为内腐蚀导致,主要为细菌腐蚀,另沉积物下腐蚀、残酸腐蚀起到加速作用;2号和4号油管为外壁腐蚀所致.油、套管之间的"死水区"存在的沉积物下腐蚀和细菌腐蚀的综合作用导致了腐蚀穿孔.     

吉林油田矿场条件下 CO2 腐蚀模拟装置的建立及实验研究

目的建立一种全尺寸腐蚀模拟放大试验装置。方法针对CO2驱油现场的实际情况,综合考虑影响CO2驱油腐蚀的各个因素,设计并研制更有效的高温高压CO2腐蚀模拟试验装置。对该装置开展模拟CO2腐蚀环境下,多种材料腐蚀特征及缓蚀剂防腐性能的实验研究,并将评价数据与室内高压釜实验、现场腐蚀监测的数据进行对比分析。结果该装置可实现液态CO2流量0~0.9 m3/h、温度-25~120℃、最高压力32 MPa下各种矿场腐蚀环境的模拟,能够模拟常规室内研究设备无法模拟的低温-高温高压条件下的多相流动状态,与现场流态更为接近,模拟结果可有效指导CO2驱油与埋存工程防腐工艺的制定。结论表面矿场条件下的CO2腐蚀模拟数据接近矿场实际腐蚀监测数据,实现了井筒、地面设备管道材料和防腐工艺技术的矿场模拟评价。     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

火焰加热炉炉管泄漏原因分析

通过对泄漏的火焰加热炉开裂炉管裂纹及断口形貌观察、断口表面产物的EDX能谱分析,结果表明该加热管为304奥氏体不锈钢无缝管。管子泄漏是发生连多硫酸应力腐蚀开裂所致。对发生连多硫应力腐蚀开裂的原因进行了分析与讨论。     

海上某油田高温高压水蒸汽对热采井管柱腐蚀问题研究

随着稠油开采的投入逐年增大,稠油热采技术成为石油行业研究的热门。稠油热采中,蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式。但是,高温高压蒸汽进入油管后,可能会对油管造成腐蚀和结垢。尤其在氮气纯度不够时,会携带有氧气,这样会对热采井管柱造成严重腐蚀。再者,考虑到热采井套管承受高温、高压引起的交变热应力的影响,腐蚀后的管柱管壁减薄或者局部穿孔,这些情况极易造成管柱形变和断裂。因此对高温高压氧腐蚀研究的开展就显得尤为重要。本文从不同氧含量、不同高温、不同水质情况等因素研究了高温高压蒸汽对热采井管柱腐蚀问题。     

核电站高温取样冷却器失效机理

采用化学分析、体视显微镜和SEM/EDS对核电机组泄漏的高温取样冷却器蛇形管材料的化学成分、腐蚀宏观和微观形貌进行了分析观察,结合冷却器的环境工况,提出了蛇形管腐蚀失效的机理。腐蚀产物的EDS能谱分析显示,蛇形管腐蚀失效部位有大量Fe、P和微量Na元素存在,说明蚀坑和穿孔是因为磷酸盐诱发的碱性腐蚀所致。蛇形管外壁局部过热,促进局部液体沸腾汽化,使得近壁处水中的磷酸盐和杂质含量达到饱和,从而以固相析出附着在管壁上。一方面,析出的磷酸盐与蛇形管表面氧化物发生磷酸盐反应;另一方面,介质的浓缩与沉积使传热恶化,导致磷酸盐隐藏和碱性腐蚀的发生,从而造成蛇形管形成蚀坑和穿孔。     

超超临界机组水冷壁高温腐蚀问题的探讨

介绍了国内首台超超临界机组水冷壁发生高温腐蚀的基本情况。对水冷壁管进行外观检查、金相分析和能谱微区成分分析,结果表明,管子外表面存在高温硫腐蚀,对发生腐蚀的原因作了探讨,并提出了预防措施。     

耐CO2腐蚀注采管柱评价与选用

CO2腐蚀是油田开发过程中的一个严重问题。采用高温高压釜模拟高含CO2环境,采用失重法研究了13Cr油管试片、镀钨合金试片的防腐蚀性能,并和N80油管试片进行了比较,分析了现场应用效果。结果表明,在富CO2环境下,13Cr油管和镀钨合金管柱的腐蚀速率远小于N80,可作为CO2驱注采防腐蚀管柱。     

压缩机仪表引压管泄漏原因分析

针对某炼油厂加氢裂化装置中的循环氢压缩机出口仪表引压管的氢泄漏事故,对该管的材料成分、金相组织、腐蚀状况、裂纹及断口等进行了分析.结果表明,该管的材质为316不锈钢;失效原因是由于在其管外壁的局部环境中氯化物的富集而发生点蚀,进而引发管子应力腐蚀开裂,最终造成管内氢气的泄漏.     

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。