徐深气田油管钢CO_2局部腐蚀敏感区间预测

在徐深气田的开发过程中,发现多起气井油管钢穿孔和管柱断裂事故,分析原因主要是由CO2局部腐蚀造成。为准确反映管柱穿孔失效的实际状况,开展了局部腐蚀敏感区间预测研究。通过模拟徐深气田典型井下腐蚀工况,对常用N80油管钢进行了高温高压腐蚀模拟实验,根据腐蚀形貌及局部腐蚀敏感性的分析,探索出环境因素(温度和CO2分压)对CO2局部腐蚀的影响,以及N80钢局部腐蚀的敏感温度-CO2分压组合区间,建立了CO2局部腐蚀敏感区间的预测模型。通过对比徐深气田实际失效油管与模拟实验试样腐蚀形貌,验证了N80钢CO2腐蚀类型和局部腐蚀敏感区间预测的准确性。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

L80油管腐蚀穿孔原因

厄瓜多尔某井在生产作业中油管腐蚀穿孔,为了弄清油管穿孔原因,对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并采用扫描电子显微镜观察油管内壁腐蚀微观形貌,利用能谱仪分析内壁腐蚀产物。结果表明,油管腐蚀具有二氧化碳腐蚀的特征。井底CO2溶解于原油中的水形成碳酸容易造成内壁严重腐蚀,失效油管服役井段温度为CO2腐蚀速率较大的温度区间,原油中氯离子的存在对腐蚀起到催化促进作用。     

某注水注气井C110油管腐蚀穿孔原因分析

通过宏观形貌和组织观察,化学成分、力学性能和腐蚀产物成分测试,结合服役工况调研,分析了注水注气井C110油管腐蚀穿孔的原因。结果表明:失效C110油管的材料性能均符合标准API SPEC 5CT-2011要求;油管内壁发生氧腐蚀,腐蚀产物主要为Fe_3O_4和Fe_2O_3,油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3、Fe_3O_4、FeOOH、FeS;与油管内壁经历的单一O_2工况相比,油管外壁经历的O_2-CO_2-H_2S工况具有更低的pH,且腐蚀生成的产物多孔、保护性差,导致油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀穿孔。     

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

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。     

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。     

高Cl–环空保护液中超级13Cr油管点腐蚀行为研究

目的 研究超级13Cr管材在油气井服役环境中的点腐蚀失效机制,分析超级13Cr马氏体不锈钢在高温、高Cl⁻环空保护液、超临界H2S/CO2环境中的点腐蚀失效行为,明确其适用性,并提出相应的腐蚀控制措施。方法 通过分析失效油管的宏观形貌、显微组织、腐蚀形貌及腐蚀产物,判断超级13Cr油管现场失效的原因,结合高温高压反应釜模拟井下腐蚀环境,从平均腐蚀速率、点腐蚀速率等方面揭示超级13Cr油管的点腐蚀失效机理。结果 该超级13Cr材质管柱在受到H2S/CO2污染的环空保护液环境下会发生点腐蚀穿孔失效;通过观察现场失效油管发现,在受到腐蚀性气体污染的高Cl⁻环空保护液环境中,油管外壁发生了明显的局部腐蚀,油管腐蚀由外壁向内壁扩展,发生了严重的点腐蚀穿孔,并具有一定的H2S应力腐蚀开裂(SCC)特征;在环空保护液环境下,失效油管表面有Cr、O、Cl、S离子聚集,腐蚀受到CO2-H2S共同影响;模拟腐蚀实验结果显示,超级13Cr油管在腐蚀性气体污染的海水基环空保护液环境下具有点腐蚀敏感性,蚀坑深度为80.346 μm,点腐蚀速率达到10.34 mm/a。结论 超级13Cr油管在环空保护液中具有优异的抗均匀腐蚀能力,但在受到H2S/CO2污染的高Cl⁻环空保护液环境中具有明显点腐蚀倾向,建议环空保护液用淡水配制,并进行除氧处理。     

隔热油管外管断裂失效分析

采用宏观形貌分析、显微组织分析、力学性能分析、微观裂纹及断口分析等手段,对某油井中隔热油管外管的断裂失效原因进行分析并提出预防措施。结果表明:外管材质是合格的。在外管与接箍上扣过程中,外管螺纹的轴向应力呈两端高中间低的形式分布,螺纹根部是应力集中点。在井下硫化物与氯化物等酸性腐蚀介质的工况环境中,螺纹槽底部产生腐蚀坑,腐蚀坑周围萌生裂纹并不断扩展,导致外管在管体与螺纹连接处发生硫化物应力腐蚀断裂。     

胜利油田某油井盲管腐蚀穿孔的原因

采用直读光谱仪、金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等对腐蚀穿孔管段宏观形貌、腐蚀产物成分及物相组成等进行了观察和分析,并结合盲管现场服役工况调研,研究了胜利油田某油井盲管发生腐蚀穿孔的原因。结果表明:在现场腐蚀工况条件下,盲管主要发生CO_2腐蚀,而处于射孔范围的盲管管段,容易受流体冲刷导致腐蚀产物破损及脱落,引起局部腐蚀,造成盲管腐蚀穿孔失效。     

某输油管道腐蚀泄漏失效原因分析

目的分析输油管道腐蚀泄露失效的主要原因。方法对输油管道泄漏失效进行了深入调查研究,分析了输油管道失效样品,对泄漏孔形貌、几何参数、理化性能、金相组织进行了试验分析,并在泄漏穿孔处取样进行了电子显微镜扫描、微区能谱分析。结果经化学分析、力学性能和金相组织等理化检验分析,该失效输油管道的材料理化性能符合GB/T 8163—2008标准的相应要求及用户要求。从穿孔宏观形貌分析来看,腐蚀区域面积较大,管道内壁存在大量腐蚀产物,穿孔位于输送管道的下部,最大腐蚀深度达3.5 mm,且管道中存在大量临界腐蚀坑电子显微镜下放大观测,能看到表层覆盖有疏松的腐蚀产物,微区能谱分析显示腐蚀产物中含有大量的Cl、C、O和Fe等元素。结论材料性能并不是造成输油管道失效事故的主要原因,输油管道泄漏主要是由管体内壁点腐蚀穿孔造成的,引起腐蚀穿孔的主要因素为输送流体介质中的Cl-,当管材基体中的Fe不断被Cl-腐蚀溶解后随流体介质迁移,点蚀坑迅速扩展,最终导致腐蚀穿孔。     

特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析

对某井特殊螺纹接头油管腐蚀穿孔事故进行了调查研究,对腐蚀穿孔的油管接头样品的化学成分、力学性能、金相组织进行了试验分析,对油管腐蚀形貌进行了微观分析和宏观分析,对油管腐蚀产物进行了能谱分析,依据试验结果对袖管腐蚀的原因进行了分析讨论．认为油管属于局部冲刷腐蚀,冲刷腐蚀原因是接头部位存在结构变化引起的紊流。     

某N80S油管腐蚀穿孔的失效分析

通过宏观观察、理化性能检测、组织分析、扫描电镜观察和能谱分析等方法,并结合现场服役工况,系统分析了某N80S油管发生腐蚀穿孔的原因。结果表明:酸化作业残酸返排过程中介质的低pH和高Cl~-含量是导致油管腐蚀穿孔的主要原因,腐蚀井段局部水平或倾斜造成管段积液使得局部点蚀加剧,最终在积液位置发生腐蚀及穿孔。最后,给出了避免或减缓此类问题再次发生的几点建议。     

镍磷镀油管在某油田注水井中的损伤原因

采用SEM、EDS和XRD等表征手段分析了在注水井中使用23～65个月的镍磷镀油管的表面腐蚀产物形貌、成分和结构,并对镍磷镀层和油管钢基体的失效原因和腐蚀机理进行探讨。结果表明:服役后,油管表面镍磷镀层均发生了不同程度的损伤,油管钢基体也发生了腐蚀,64.2%的镍磷镀油管因腐蚀引起的壁厚减薄大于标准要求(缺陷深度小于12.5%管体名义壁厚);镍磷镀层厚度太薄,油管前处理工艺不达标,以及Cl-引起的腐蚀是镍磷镀层失效的主要原因;镍磷镀层失效后,腐蚀介质直接与油管钢基体接触,发生溶解氧腐蚀、二氧化碳腐蚀和垢下腐蚀。     

某油田侧钻深井油管的刺穿失效原因分析

某油田侧钻深井使用的N80-1 EU油管在服役期间发生刺穿事故。为查明该油管刺穿原因,采用体视显微镜、金相显微镜、扫描电子显微镜、X射线衍射和能谱分析等方法对失效油管进行了分析。结果表明:油管刺穿失效的主要原因是点蚀,CO_2、Cl~-、O_2、S~(2-)和输送介质的内压协同作用加速了油管的刺穿。     

渤海某油田油管接箍腐蚀开裂原因与建议

通过化学成分分析、硬度测试、金相检验、冲击韧性测试、拉伸性能测试、渗氮层厚度测试等方法,对渤海某油田A10井某油管腐蚀失效原因进行了全面研究。结果表明:由于酸化或其他井下作业残留介质、管柱渗氮处理工艺不良等因素造成渗氮层破损导致腐蚀失效,建议加强酸化等施工作业对油管的腐蚀保护以及渗氮油管的质量控制。     

N80油井注水管腐蚀失效分析

对一例腐蚀穿孔的表面氮化N80注水管进行了腐蚀产物X射线衍射分析和金相组织分析,结果表明失效注水管的腐蚀产物是Fe3O4和FeOOH,钢管近内壁母材存在大量的非金属夹杂物和带状组织,内壁表面粗糙度较大导致渗氮层不连续,是造成注水管发生严重氧腐蚀的主要原因,油井污水内含有大量的氯离子对注水管的腐蚀穿孔起到加速作用。     

油管断裂失效分析

采用金相分析、扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)和荧光分析法等检测了油管断口形貌和成分,综合分析讨论了油管断裂的原因.结果表明,失效油管材质符合N80钢的标准化学成分,油管断裂属于疲劳断裂,裂纹源为油管内壁上的点蚀坑.     

油套管N80钢的乙酸腐蚀行为

模拟油气田环境,采用高温高压釜对油套管N80钢进行失重腐蚀试验.结果表明:N80钢的腐蚀速率随着乙酸浓度的增加呈升高趋势,但在乙酸浓度为3000μl/L时反而比在1000μl/L时低,并且其在含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率远高于在未含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率.利用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射技术(XRD)研究了在不同乙酸浓度条件下油管钢N80腐蚀的特征并讨论了其腐蚀机理.     

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。