13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

有机盐钻井完井液对套管油管钢腐蚀速率的影响

模拟油气田腐蚀环境,利用高温高压釜,采用SEM和EDS技术,辅以失重法,考察了常用套管油管钢P110、N80、HP13Cr以及超深井用套管钢VM140在有机盐钻井完井液中的腐蚀行为.结果表明,HP13Cr钢几乎不腐蚀,P110和VM140钢为轻度腐蚀.N80钢为中度腐蚀,随着腐蚀天数的增加,HP13Cr、N80和VM140钢的腐蚀速率都随之增大,只是HP13Cr和VM140钢的腐蚀速率增大不明显,P110钢的腐蚀速率却随之减小.     

M油田A油层油井油套管防腐选材研究

M油田A油层CO2分压达0.1～0.2MPa,地层温度约80℃,Cl-质量浓度为140000 mg/L,为研究优选M油田A油层油井含CO2环境的油套管钢,设计加工现场腐蚀挂片测量装置,在现场对6种低合金钢和不锈钢进行90天的挂片测试,发现低合金钢和低Cr钢发生严重局部腐蚀且平均腐蚀速率高;不锈钢13Cr和超级13Cr钢平均腐蚀率较低,可满足使用要求,综合考虑经济性、耐蚀性,推荐13Cr作为开发A油层的油套管钢。     

黄桥气田CO2腐蚀及选材评价研究

CO2腐蚀长期困绕黄桥CO2气田的开发.文章根据黄桥CO2气田腐蚀现状和特征,分析其腐蚀异常的原因,并选用4种管材开展含水CO2的高温高压模拟试验.结果发现,现有的油套管材料P-110和N-80在高温高压CO2条件下对管壁产生严重腐蚀;9Cr管材耐CO2腐蚀性差,有轻微的点蚀;13Cr管材基本不发生腐蚀,可以满足CO2气井正常生产的要求.上述研究成果对正在开采的气井和新钻井的井下选材具有指导意义.     

中国海上油套管CO_2分段腐蚀预测模型研究

油套管CO2腐蚀是目前我国海上油气田开发中的难点,常用的腐蚀预测模型多存在适用范围的局限性。机理研究表明,碳钢和低合金钢的腐蚀机理存在温度转变点,腐蚀机理的转变是导致预测模型适用范围受限、超出范围后精度较低的主要原因。针对这一问题,基于目前海上油套管设计使用的半经验腐蚀预测模型,建立了分段腐蚀预测模型。在大量腐蚀试验数据的基础上,建立了碳钢、1Cr、3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀速率预测模型。误差分析结果表明,分段腐蚀预测模型能有效提高腐蚀速率预测的精度,可为海上油气田CO2腐蚀条件下的油套管选材与防腐策略制定提供技术支持。实例分析展示了分段预测模型的实用性和有效性。     

CO2凝析气藏气井油套管腐蚀原因分析及常用钢材腐蚀性评价

对黄桥CO2凝析气藏气井油套管腐蚀特征及原因进行了分析,并选择N-80、3Cr和9Cr等3种油套管常用钢材进行了CO2腐蚀室内动态评价试验.试验结果表明N-80钢材腐蚀十分严重,3Cr钢材腐蚀较严重,9Cr钢材腐蚀较轻.建议CO2凝析气藏气井油套管采用9Cr管材,若采用N-80、3Cr管材,必须采取防腐措施.试验结果对黄桥CO2凝析气田完井管材的选择具有指导意义,对其他CO2气田开发也具有借鉴意义.     

N80钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对N80钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得的CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,N80钢的气相腐蚀过程与液相腐蚀过程相似,但腐蚀速率小于液相,气相中N80钢为中度腐蚀;N80钢在85℃时为局部腐蚀,110℃有轻微的局部腐蚀,而170℃时为均匀腐蚀;在CO2腐蚀介质中,N80钢表面形成了腐蚀膜层,85℃时为单层,110℃和170℃时则为双层结构;N80钢的腐蚀膜主要是由晶态FeCO3构成的,还夹杂着少量Fe的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

模拟油田CO_2/H_2S环境下3Cr和P110钢的腐蚀行为研究

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压试验设备,采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)技术,辅以失重法,研究了油套管3Cr(API 5CT LS0钢级)和P110钢在H2S分压为0.5 MPa时不同CO2分压下的腐蚀速率和腐蚀形态,并对试样表面腐蚀产物的成分进行了分析.试验结果表明,随着CO2分压的增大,3Cr钢平均腐蚀速率也随之变大,而P110钢呈现先增大后减小的趋势,且3Cr钢的腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象.探讨了在CO2/H2S环境下Cl-及Cr元素对P110和3Cr钢腐蚀的影响.     

含Cr钢油井套管CO2耐蚀性能研究

针对某油田油井套管破损严重的问题,对J55钢和3Cr、5Cr、9Cr和13Cr钢在含CO2油井模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,相对于J55钢,含Cr的合金钢腐蚀速率较低,且随着Cr含量的增大,腐蚀速率降低程度增大,Cr钢表面腐蚀产物膜表面Cr的富集程度增加,尤其13Cr最为明显,Cr的腐蚀产物主要为非晶态的Cr（OH）3。评价5种材质的耐蚀性能,为含CO2油井套管的选材提供理论依据。     

国内高温高压井下工具试验装置发展现状综述

石油压裂酸化改造离不开国内井下工具的发展,而井下工具的发展离不开井下工具试验装置的发展及应用.只有先进的检测手段,才能够对工具性能进行准确、全面的测试.本文旨在对井下工具检测系统及装置在国内外近年来的发展进行总结论述,并希望对未来的发展研究方向提出有根据的预测.     

河口高温高压油藏机械卡堵水工艺

针对河口高温高压深层低渗透油藏机械卡堵水工艺中存在的井下工具工作性能不稳定、有效期短等现象,优选并改进了液压式封隔器及耐高温高压组合密封件,简化了施工工艺,现场试验6口井,成功率100%,有效期突破320d,可有效实现此类油藏的分层采油     

流体高温高压PVT测试仪的研制

为了测试流体在高温高压条件下的密度、体积随温度和压力的变化规律,研制出高温高压PVT测试仪。测试仪主要由加热系统、温度控制和显示系统、加压和压力指示系统以及测试系统等组成。介绍了测试仪的主要技术指标和用途,并给出了使用时的操作规程。使用这种测试仪对完井液在不同温度和压力下的密度做了一系列测试,结果表明,高温高压PVT测试仪设计结构紧凑,测试方便可靠,用途广泛,维修方便。这种仪器还可用于评价各种处理剂的热稳定性和缓蚀剂的缓蚀性能等。     

高温高压气井测试期间水合物防治技术研究

从测试井筒温度压力场的分布规律研究入手,预测分析高温高压井测试过程中水合物生成可能性,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟实验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压井测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,进一步降低了测试作业施工过程中事故和风险。     

高密度抗盐水泥浆体系研究

针对高温、高压盐层中固井出现的各种问题,研制出两种高密度抗盐水泥浆体系。对两种高密度抗盐水泥浆体系配方各组分进行筛选实验,结果表明,分别以重晶石、铁矿粉为加重剂,另加SZ1—2降失水剂、SXY分散剂、KQ—D防气窜剂、SN-2A和CST-2缓凝剂及DGN多功能外加剂可配制密度分别为2．2和2．4g／cm^3抗盐水泥浆体系。两种高密度抗盐水泥浆体系均具有在淡水和18％盐水中流变性好、触变性强、失水量小、抗压强度高和稳定性好等特点,能克服常规水泥浆盐层固井中出现的问题。     

大排量连续混配压裂液在高温深井的应用

压裂液连续混配技术具有即配即注、零残留胶液、可根据现场情况随时调整液体配比机动灵活的特点,但目前现场应用井温较低（≤100℃）,排量较低（≤4m3／min）,为满足大排量、高温深井的需要,开展了大排量、高温深井连续混配压裂液技术的研究。室内优选了流动性好、水解速度快、耐高温的速溶胍胶SG-5作为连续混配压裂液用稠化剂,研制了复合增效剂,同时具有助排、破乳、杀菌作用,实现一剂多效,节约成本,简化配液施工工序,降低作业强度,形成了适合中原油田井况的中低温液体有机硼交联体系（≤130℃）和耐高温固体有机硼交联体系（130℃～160℃）,在剪切速率170s^-1连续剪切90min后粘度均保持在200mPa·s以上。大排量连续混配压裂液体系在中原油田应用9井次,施工成功率100％,最高温度达到163℃,最大排量4．8m3／min,为今后大排量、高温深井的连续混配压裂施工奠定了技术基础。     

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级,以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法,主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等,提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标,建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180℃高温无黏土储层钻井液、抗260℃超高温油基钻井液、抗315℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。     

阳离子调剖剂在高温高盐油藏的应用研究

针对高温高盐油藏的苛刻条件,开发了新型阳离子复合凝胶调剖剂.室内评价结果表明,调剖剂成胶后,(115±15)℃下30天不破胶,在矿化度7×10 4 mg/L下胶体不变形,岩心封堵率达到93%,冲刷30PV后封堵率为92%,各项性能指标明显优于常规有机交联凝胶调剖剂.在T142-27井区的调剖应用实验表明,对应油井的含水...     

SDC-M型天然混合羧酸盐高温高盐下的性能特点

本文介绍了改进产品SDC—M型天然混合羧酸盐的主要性能特点,实验表明,在高温高盐条件下,SDC—M型天然混合羧酸盐与分散剂DSB复配使用,可较好地溶于不同矿化度的污水中,一定比例条件下,二者可与高二价阳离子形成超低界面张力,具有较好的洗油效果,可广泛用于油井洗井及单井吞吐采油技术中。     

13Cr不锈钢的CO_2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下 ,13Cr不锈钢中 1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2 腐蚀行为。结果表明 ,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为 2Cr13>1Cr13>HP13Cr。当温度为 15 0℃时 ,3种材料的平均腐蚀速率达到最大。CO2 分压和流速增大 ,材料的平均腐蚀速率随之增大。当Cl-浓度为 10× 10 -6～ 10 0 0 0× 10 -6时 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大 ,当Cl-浓度超过 10 0 0 0× 10 -6后 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降。