G105钢钻杆在不同浓度NaCl溶液中的高温高压腐蚀及常温电化学行为

目前,对G105钢钻杆在不同Cl-浓度下的腐蚀研究较少,通过高温高压釜模拟石油井动态高温高压环境,研究了G105钢钻杆在不同浓度NaCl溶液中的高温高压腐蚀行为,采用极化曲线研究了其常温电化学腐蚀行为。采用体式显微镜和扫描电镜(SEM)观察腐蚀产物膜形貌;采用X射线能谱分析仪(EDS)分析了腐蚀产物膜成分。结果表明:G105钢钻杆在含Cl-介质中发生孔蚀,严重时会出现明显的蚀坑;随着Cl-浓度的增加,钻杆的腐蚀速率和程度增加。     

氯离子对钻杆用S135钢腐蚀的影响

为了查找西北油田S135钻杆大面积腐蚀的原因,研究了当模拟试验工况为80℃、pH=10、溶解氧3～4 mg/L、试验周期120h、不同氯离子浓度溶液对S135钻杆腐蚀速率的影响.结果表明:在模拟试验工况条件下,S135钻杆腐蚀机理均为以氧腐蚀为主的均匀腐蚀,当氯离子浓度含量较低时(10 000～50 000 mg/L),随着氯离子含量增加,S135钻杆的腐蚀速率呈现出一定的降低(0.25～0.02 mm/a);当氯离子浓度含量达到110 000 mg/L时,腐蚀速率降低至0.05 mm/a,这与当氯离子含量升高时,对溶解氧的排驱作用相关.     

高酸性气田钻井中钻具的选材评价

以高含硫化氢聚合物钻井液为腐蚀介质,考察了温度、流速、pH值、PCO2/P2S分压比对S135和G105高强度钻杆钢的腐蚀影响,并对腐蚀产物形貌和成分进行了分析.结果表明,腐蚀速率随温度的升高而增大,在60～80℃间,腐蚀速率略有下降,温度超过120℃后,腐蚀速率变化不明显;流速对腐蚀速率影响不大;pH值越低,腐蚀越明显;在本试验范围内PCO2/PH2S分压比对腐蚀速率影响不大;气相腐蚀速率高于液相腐蚀速率,这与常规酸性钻井液中液相腐蚀速率高于气相腐蚀速率相反.硫化物应力腐蚀试验表明,钻杆强度越高其临界应力越低.钻杆的抗硫性能依次为G105(C)＞G105(D)＞S135(B)＞S135(A),此方法可为国内在开发高酸性气田时合理选取井下钻具管材提供参考.     

盐水钻井液中钻杆的钨酸盐系缓蚀剂研究

为了延长盐水钻井液中G105钢钻杆的使用寿命,通过电化学阻抗谱(EIS)的测量分析,对在盐水钻井液中G105钢钻杆的钨酸盐系复合缓蚀剂进行了研究,并采用失重法通过室内动态模拟试验对所获配方进行了验证.结果表明,钨酸盐与有机胺A有较好的协同效应,复配而成的缓蚀剂具有较好的缓蚀效果;最佳配比为:钨酸盐∶有机胺A=1∶1(质量比),复配缓蚀剂在最佳用量为0.12%(质量分数)时,缓蚀率在85%以上.     

磺化钻井液对碳钢的腐蚀行为

为了解决磺化钻井液对S135钢钻具的腐蚀,对现场腐蚀物进行了X射线衍射分析,发现现场腐蚀物的主要成分为γ-Fe-2O-3,是氧腐蚀造成的.采用失重、极化曲线等方法研究了氧,HCO--3,CO2--3,Cl-等对S135钢腐蚀的影响.结果表明,氧是引起腐蚀的主要原因,钻井液中含有大量的HCO--3对腐蚀有一定的促进作用.同时通过XPS分析,对腐蚀机理进行了探讨.     

CO2对钻具的腐蚀及控制

与含CO2油气层接触的钻井液会对钻具造成腐蚀.针对用于钻水平井的PRD钻井液,采用静态挂片失重法,研究了温度、CO2分压和钻井液pH值对N80钢腐蚀的影响,筛选并评价了抑制CO2腐蚀的缓蚀剂.结果表明,PRD钻井液对N80钢的腐蚀速率随CO2分压的增大和温度的升高而增大,随pH值的增大而减小.在CO2分压为0.1～1.5 MPa范围内,温度低于100℃时,N80钢的腐蚀速率较小,温度在100～140 ℃时腐蚀速率明显增大.筛选的咪唑啉硫代磷酸酯类缓蚀剂JLB能有效抑制CO2腐蚀,在CO2分压为1.5MPa和温度120 ℃下,加入量为0.5%时,可使N80钢的腐蚀速率由0.206 mm/a降至0.072 mm/a.调节钻井液的pH值在8以上和添加JLB缓蚀剂是控制CO2对钻具的腐蚀的有效措施.     

X80钢在不同土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法研究了X80钢在3种土壤模拟溶液中的腐蚀行为。结果表明:X80钢在鄯善和新洲模拟溶液中以均匀腐蚀为主;而其在樟树模拟溶液中以点蚀为主。X80钢在3种不同模拟溶液中的腐蚀速率满足:樟树新洲鄯善。在鄯善模拟溶液中,结晶盐CaSO4.2H2O随浸泡时间的增加不断析出并沉积在腐蚀产物层表面,一定程度上抑制了Cl-和溶解O对X80钢的侵蚀作用,减缓了X80钢的均匀腐蚀速率。在樟树模拟溶液中,X80钢表面难以形成保护性产物层,腐蚀随时间不断加剧,最终促进点蚀的发生。     

X80管线钢在模拟盐碱土壤介质中的电化学腐蚀行为研究

采用电化学测试、扫描电镜、表面能谱分析及X射线衍射等方法,研究了原始态与退火处理态的X80管线钢在模拟盐碱土壤介质中的电化学腐蚀行为与机理,分析了热处理和腐蚀时间等因素对X80钢极化曲线的影响.结果表明:退火态X80钢耐蚀性低于原始态,这主要与X80钢组织因热处理发生改变有关;随着浸泡时间的增加,两种状态X80钢总的腐蚀速率呈增大趋势,点蚀敏感性增加,阴极过程均为氧的活化控制;腐蚀产物主要由FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成,而腐蚀产物膜的完整性和致密性影响了X80钢表面的腐蚀行为与过程,使管线钢表面的局部腐蚀破坏程度增加.研究还发现Cl-对X80钢的腐蚀起主导作用.     

30CrMnSiNi2A钢在模拟油箱积水环境中的腐蚀行为研究

通过分析探讨腐蚀面积、腐蚀失重速率、模拟油箱积水中的溶解氧含量和pH值、材料表面腐蚀电位等变化,研究了30CrMnSiNi2A高强钢在模拟油箱积水环境中的腐蚀行为。研究发现:30CrMnSiNi2A高强钢在模拟油箱积水中的腐蚀可分为三个阶段:快速腐蚀阶段(0～24h),腐蚀面积小,腐蚀速率快;中速腐蚀阶段(24～168h),腐蚀面积大,腐蚀速率相对减慢;慢速腐蚀阶段(168～480h),发生全面腐蚀,腐蚀产物的大面积覆盖使得腐蚀速率缓慢。随着腐蚀的进行,模拟油箱积水中的溶解氧含量从开始的逐渐减少到保持稳定;pH值从开始的迅速增大到小幅度波动变化;腐蚀电位在整个腐蚀过程中呈指数函数递减变化。另外,电化学交流阻抗谱和Tafel极化曲线测试结果表明,30CrMnSiNi2A钢在三个特征pH值处的腐蚀速率快慢为V4.2>V4.8>V5.2。     

KCl-ZnCl_2沉积盐导致Fe-15Cr-xAl合金表面氧化铬膜的退化

研究了三种Fe-15Cr-xAl(x=0,5,10,原子分数)合金在600℃于ZnCl2-KCl盐膜下的腐蚀行为.与氧化相比,所有合金在盐膜下均发生加速腐蚀,生成了疏松多孔的腐蚀产物膜,且发生内腐蚀.合金的腐蚀速率随着铝含量的增加而降低.铝的作用主要是由于Al2O3在腐蚀产物内层富集,充当阻挡层有效地阻碍了反应介质在膜中的传递.     

盐水钻井液中钼酸盐系缓蚀剂对钻杆缓蚀的影响

通过电化学阻抗谱(EIS)研究了钼酸盐系缓蚀剂在盐水钻井液中对G105钢钻杆缓蚀的影响,以寻求该体系中较佳的缓蚀方案,并用Zview2.1软件对试验数据进行了处理.结果表明,按钼酸盐:含硅化合物:有机胺B=1:4:1(质量比)复配而成的缓蚀剂,可以达到低成本、高缓蚀率的效果;并通过失重法利用室内动态模拟试验对最优配方进行了验证,证明复配缓蚀剂的缓蚀率接近95.0%,明显高于单组分缓蚀剂.     

G105钻杆腐蚀失效分析

采用金相分析并结合X射线衍射、扫描电镜和电子探针能谱分析等方法，分析了某油田G105钻杆的腐蚀失效原因。结果表明，因腐蚀产物脱落造成井下堵水眼事故，而钻杆停钻后因未及时清理泥浆而造成钻杆内表面附着泥浆，含有氯离子的泥浆加速了其对钻杆的氧腐蚀。就停钻腐蚀问题提出了预防措施。     

G105钻杆管体刺穿失效分析

某油田钻井公司使用的规格为φ101.6 mm×8.38 mm的G105钻杆先后发生两起管体刺穿失效事故,通过化学成分分析、力学性能测试、金相检验、X射线衍射等方法并结合钻杆的受力状态对钻杆刺穿原因进行了分析。结果表明:钻杆刺穿失效形式为腐蚀疲劳,在钻井液中腐蚀介质作用下,钻杆首先发生氧腐蚀和Cl~-加速腐蚀,使钻杆外表面产生许多腐蚀坑,并于腐蚀坑底部形成应力集中;随后在钻井过程的交变应力作用下,应力集中严重的腐蚀坑底部开始萌生裂纹,裂纹不断疲劳扩展直至穿透管壁;最终在钻杆内钻井液的冲刷作用下发生刺穿失效。     

温度对注气井P110油管钢耐蚀性能的影响

目前,对于注气工况下井筒存在的氧腐蚀问题及其影响因素研究较少。利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,辅以失重法、SEM、EDS、XRD等测试手段,研究含氧工况下温度对P110油管钢耐蚀性能的影响。结果表明:温度通过改变溶液中的氧含量、电化学反应速率、溶解氧的扩散作用以及表面产物层而影响P110钢耐蚀性能。温度升高,电化学反应加速,溶解氧扩散加快,CaCO_3垢层脱落,腐蚀速率增大;溶解氧含量下降,又会导致腐蚀速率下降。温度的双重作用导致P110腐蚀速率先增大后减小,100℃时最大,且会发生局部腐蚀。     

Failure analysis of IEU drill pipe wash out

Many 127.0×9.19 mm IEU G105 drill pipe failures of wash out occurred after 2367 h of pure drilling time and 8726 m of penetration footage. This paper gives a detailed investigation on these failures and a systematic analysis is carried out on service and loading conditions of the drill pipes. Measurement and inspection were performed on configuration dimensions, chemical composition, mechanical performance, metallography, macro-fractography, micro-fractography, and corrosion products. Configuration stresses at the crack positions of the drill pipe were calculated by FEA. Crack extending velocity of the drill pipe material under corrosion medium was also measured. It is thought from test and analysis results that the drill pipe wash out or fracture accidents were premature corrosion fatigue failure accident. The failure courses were as the following: corrosion pits occurred first on the internal surface at the stress concentrating area of the drill pipe, and then fatigue cracks initiated in pit bottoms, and washed out or fractured subsequently as cracks penetrated through the wall thickness of the drill pipe. The reasons of drill pipe wash out were related to configuration, material quality, and load condition of the drill pipe string.     

温度对注气井井筒腐蚀行为的影响

氧腐蚀对井下油气开采造成较大威胁,目前有关注氮气工况下温度对井筒存在的氧腐蚀影响的研究较少。为此,模拟注气井筒高温高溶解氧含量腐蚀环境,开展腐蚀模拟评价试验,利用失重法测试腐蚀速率,结合腐蚀形态观察和腐蚀产物分析,研究了注气氧含量为0.7%时温度(70~110℃)对P110钢腐蚀行为的影响。结果表明:高温高压下氧腐蚀非常严重;在注气氧含量为0.7%时,70~110℃区间内随温度升高,腐蚀速率逐渐升高,并在110℃时腐蚀最为严重,腐蚀形态为不均匀的全面腐蚀;随温度升高,试样表面的凹槽以及蚀坑逐渐增多,腐蚀越严重。     

φ139.7 mm×10.54 mm G105钻杆刺穿失效分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能试验、金相检验、扫描电镜断口分析及能谱分析等手段对某规格为φ139.7 mm×10.54 mm的G105钻杆的刺穿原因进行了分析。结果表明:钻杆刺穿的实质是早期疲劳失效;蹩钻、跳钻等钻柱振动引起钻杆上产生的严重交变应力是导致钻杆失效的主要原因;钻井液中的溶解氧对钻杆外表面造成氧腐蚀并形成腐蚀坑,促进了疲劳裂纹的萌生;钻铤直接过渡到钻杆,截面变化突然,使应力集中加剧,也是导致钻杆发生疲劳失效的原因之一。建议在钻井液中添加除氧剂和缓蚀剂,并适当降低钻压,调整钻井参数,避免钻柱剧烈振动。     

G105钻杆材料多元腐蚀行为研究

通过正交表设计实验,利用高温高压釜腐蚀实验并辅以失重法,研究了温度、Cl-浓度、S2-浓度和HCO3-浓度对G105钻杆材料多元腐蚀行为的影响。采用体视显微镜和SEM观察腐蚀形态和产物膜形貌,同时利用X射线能谱分析仪(EDS)进行产物膜成分分析。结果表明,在实验研究范围内,NaHCO3浓度是最大的影响因素,其次是温度和Na2S浓度,NaCl浓度的影响最小;腐蚀环境严重影响腐蚀速率;在60℃,NaCl浓度为5g/L,Na2S浓度为7g/L以及NaHCO3浓度为1g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以NaHCO3引起的腐蚀为主;在60℃,NaCl浓度为50g/L,Na2S浓度为30g/L以及NaHCO3浓度为30g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以Na2S引起的腐蚀为主。     

Effect of residual dissolved oxygen on the corrosion behavior of low carbon steel in 0.1 M NaHCO3 solution

The effect of residual dissolved oxygen(DO)on the corrosion behavior of carbon steel in 0.1 M Na HCO_3solution was investigated by electrochemical measurements,corrosion mass loss test,scanning electron microscopy(SEM)and X-ray diffraction(XRD).In the initial immersion stage,the increase of the dissolved oxygen concentration led to the change of from a reductive state of active dissolution to an oxidizing state of pseudo passivation in low carbon steel.While in the final stage,all the steels transformed into the steady state of pseudo passivation.In the anaerobic solution,the formation ofα-Fe OOH was attributed to the chemical oxidization of the ferrous corrosion products and the final cathodic process only included the reduction ofα-Fe OOH,while in the aerobic solution,it included the reduction of oxygen andα-Fe OOH simultaneously.As the main corrosion products,the content ofα-Fe OOH was increased while that of Fe_6(OH)_(12)CO_3was decreased with increasing concentration of dissolved oxygen.The total corrosion mass loss of the steel was promoted with the increase of dissolved oxygen concentration.