钻井液油水比对2Cr13套管摩擦学性能的影响

目前关于钻井液润滑性能对油套管磨损行为影响的研究较少。为此,以G105钢和2Cr13钢为摩擦副,通过销盘摩擦试验研究钻井液油水比对石油套管摩擦学性能的影响。对套管磨损率、摩擦因数、表面形貌以及磨损产物进行分析,得到了不同油水比下套管的磨损机理:增大钻井液油水比可以显著减轻套管磨损;随着油水比从0增加到5,磨损率和平均摩擦因数呈现先减小后增大的趋势;油水比为0～3时套管主要磨损机制为磨料磨损,油水比为3～5时套管主要磨损机制为腐蚀磨损;低油水比下(小于3),犁沟是销盘表面主要磨损形貌;高油水比下,小孔和裂纹是销盘表面主要磨损形貌;过高的含油量会阻止摩擦热损失,导致钻井液温度迅速升高、Cl-活性显著增强,从而加剧腐蚀磨损。为防止2Cr13石油套管在使用过程中过度磨损,推荐钻井液油水比为3左右。研究结果可为减轻套管磨损以及降低钻井风险研究提供一定的指导。     

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。     

使润滑脂的微振腐蚀达到最小值

微振腐蚀是两个接触表面以低振幅作相对振动而产生的磨损金属屑及其氧化物。在大多数情况下,其机理可能包括:粘着作用;金属转移;由于机械-化学作用而产生的磨损以及因金属疲劳或在某些情况下因擦伤而不断产生的碎屑。应用摩擦氧     

井下套管外腐蚀机理与防护措施

套管外环空滞留的钻井液以及地层水中可能含有各种盐类离子和氧气、酸性气体等腐蚀性组分,诱发多组分诱导腐蚀;井下石油管的日益增多和套管穿越地层的物性差异导致严重的区域大地杂散电流腐蚀;由于套管制造过程中的金相缺陷和局部应力分布的不合理等自身因素进一步加重了井下套管的腐蚀现象。针对这些腐蚀机理,提出了套管外壁的防护措施:避免裸眼段过长、采用套管外缠绕保护膜、评选较高耐腐蚀的碳钢或低合金钢、提高注水泥质量和采用合适的抗硫水泥。     

酸性油气井生产管柱结构材料电偶腐蚀行为研究

研究了VM80SS低合金钢、BG95SS低合金钢、N08028镍基合金钢这几种酸性油气井生产管柱结构中的典型油套管材料以及作为封隔器材料的Inconel718镍基合金钢在四川罗家寨气田井下封隔液环境中的电偶腐蚀行为,采用浸泡实验法测量了VM80SS-718电偶对和N08028-BG95SS电偶对在四种不同阴阳极面积比情况下的腐蚀速率,讨论了阴阳极面积比对电偶腐蚀的影响。     

油管钢在酸性模拟环境下耐腐蚀性能研究

结合实际井况,对抗硫管材在不同温度、不同H2S分压下的耐腐蚀性能进行了分析研究。采用扫描电子显微镜、电子能谱仪以及X射线衍射仪分别对材料的腐蚀形貌、平均腐蚀速率、腐蚀产物成分进行对比分析。结果表明,材料的腐蚀速率随着温度的升高先降低后稍有增大,说明温度是影响腐蚀性能的关键因素,直接影响气体H2S/CO2在溶液中的溶解度,从而影响腐蚀状况;在低温时抗硫管并没有显示耐蚀的优势。形貌物相分析表明,抗硫管材在150℃时产物膜均匀,膜层对深层腐蚀有阻碍作用,局部腐蚀不明显,相对低合金管材表现出耐腐蚀优势。低合金管材相对抗硫管腐蚀程度严重,不适宜在试验环境下应用。     

新型井下动态腐蚀试验装置的研制与应用

为了解江苏油田CO2腐蚀套管的机理及其影响因素,制定合理的套管防腐技术措施,自主研制了新型井下动态腐蚀试验装置,并利用该试验装置进行了井下动态腐蚀模拟试验。选择1/4圆弧N80钢挂片试样,模拟实际工况条件下流体对套管的腐蚀情况,对腐蚀速率及腐蚀形态进行测试评价,并对腐蚀产物的微观形貌进行了分析。试验结果显示,在试验研究的参数范围内,N80套管钢腐蚀速率较高,不同部位的平均腐蚀速率为0.168 9~0.571 8 mm/a,并随CO2分压、温度、流速增大而增大,表现出较严重的CO2局部腐蚀形态特征。微观形貌分析表明,流速是导致抽油泵吸入口附近套管腐蚀速率最大的主控因素,其腐蚀速率达到0.5718 mm/a,这与现场腐蚀套管穿孔情况相符。研究结果表明,该试验装置具有较好的模拟性和适用性,可为油套腐蚀机理试验研究提供新的测试手段。      

磨损套管应力集中对腐蚀速率的影响

在套管服役的过程中,酸性气体硫化氢、二氧化碳会对套管产生严重的腐蚀作用,导致套管的强度和寿命降低,甚至造成严重后果。同时,在钻井过程中,套管不可避免地受到钻柱的磨损作用,这不仅导致套管强度降低,而且对酸性气体的腐蚀产生一定的加速作用,导致套管提前失效。论文首先通过磨损套管段应力分布的解析模型确定套管磨损部位的应力集中系数,然后讨论在富含硫化氢环境下套管应力集中对其磨损部位腐蚀速率的影响作用,得到了套管磨损导致其腐蚀速率加速的计算方法。通过实例分析发现,套管磨损产生的应力集中确实在一定程度上加速套管腐蚀,因而在酸性气井钻井过程中更有必要采取有效措施来预防套管磨损。     

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。     

高硫化氢油气田石油套管的腐蚀研究

为减少在天然气开采过程中带来的大量硫化氢等腐蚀气体对套管的腐蚀,缓解腐蚀对油套管材料的破坏,有效避免套管断裂和造成巨大经济损失,介绍了套管腐蚀的影响因素,总结了套管腐蚀的三种模型,重点分析了硫化氢腐蚀的成因和特点,表明硫化氢对钢材的腐蚀主要表现形式为应力腐蚀开裂。分析了耐腐蚀油套管管材的材料特性,推荐使用加入了5%(质量分数)镍的新型的Cr13套管,因为Cr在腐蚀产物膜表面大量富集,而Cr元素的活性好,可以迅速渗入介质降低钝化电位而实现抗腐蚀,材料内部表现的更加密实,表面更加光滑。并针对油气田施工过程中的不规范操作导致的套管损坏,提出了规范化措施和相应的解决方案。     

J55石油套管在地热水环境中腐蚀行为研究

土热水的矿化度非常高,单纯沿用油气装备是否能满足地热水开采要求尚不可知。鉴于此,选取不同腐蚀强度的地热井作为模拟工况,采用挂片方式进行试验模拟,研究J55石油套管在不同地热水中的腐蚀行为,并探讨其腐蚀规律及机理。研究结果表明:J55石油套管在地热水中的腐蚀速率较高,均匀腐蚀速率在0.5 mm/a以上,属于极严重腐蚀,如果在地热开采过程中长期使用极易出现套管穿孔或断裂事故;腐蚀产物以FeCO_3为主,在1号工况下材料表面形成了CaCO_3垢层,CaCO_3垢层对腐蚀起到了抑制作用,但是垢层存在明显的空隙,极易发生局部腐蚀现象。由此可见,J55石油套管不能满足地热水开发要求。     

N80油套管在油田采出液中的腐蚀与磨损协同作用研究

以长庆油田分公司樊家川油田采出液为介质,在自制的腐蚀磨损试验机中对比研究了N80油套管钢在其中的动静态腐蚀、腐蚀磨损以及缓蚀剂对腐蚀磨损(自行研发的NYS-9缓蚀剂)的协同作用。结果表明,在动态试验中,腐蚀产物膜在流体剪应力的作用下,使得N80油套管钢的局部腐蚀比静态试验严重得多;腐蚀磨损试验初期腐蚀磨损速率较大,随后逐渐减缓;NYS-9缓蚀剂对N80油套管钢具有很好的保护作用,加入缓蚀剂的质量分数为100×10-6时,缓蚀率可达到82%以上。     

套管磨损研究进展

套管磨损严重时，将使套管的抗挤毁能力和腐蚀寿命大大下降，为了减轻磨损带来的损失，有必要对套管的磨损问题进行深入的研究，在查阅大量文献的基础上，综合讨论套管磨损对抗挤毁能力和腐蚀寿命的影响，套管磨损机理及套管磨损的预测与控制方法等的研究现状，并提出套管磨损机理研究的新思路和减轻套管磨损的新方法。     

多相流动下温度、氯离子浓度及CO_2分压对X60钢腐蚀的影响

利用自制高低起伏管路模拟腐蚀实验装置,研究了在起伏管路多相流冲刷作用下,不同温度、氯离子浓度和CO_2分压对X 60管线钢的腐蚀速率、腐蚀形态以及腐蚀产物膜形貌的影响。结果表明:随着温度的增加,试样腐蚀速率呈先逐渐增大后逐渐减小趋势,在65℃左右出现峰值;较低温度时,试样表面局部覆盖少量腐蚀产物膜,冲蚀协同作用造成试样表面产生严重的点蚀、沟槽状腐蚀等;温度较高时试样表面产物膜覆盖增多增厚,其对基体的保护作用越来越强,腐蚀速率降低,局部腐蚀特征不明显。随着氯离子浓度的增大,试样腐蚀速率呈先增大后下降又逐渐上升趋势;浓度较低时,多相流动冲刷剪切力造成表层剥离,加剧材料质量损失;浓度较高时,表面产物膜厚且疏松,产生了点蚀或坑蚀等。随着CO_2分压的增加,试样腐蚀速率呈先逐渐增大后减小的趋势;较小分压下基本上形不成产物膜;中等分压下生成的产物膜致密性和厚度增大,但是与基体的结合力较小,产物膜的破坏脱落严重,腐蚀速率较大;较大分压下生成的产物膜较厚且致密,对基体的保护性增强,腐蚀速率较低。     

两种主要高强度套管的耐磨性能试验

套管磨损是深井、超深气井钻井过程中困扰作业人员的突出问题,摸清P110和V140这两种主要钢级的高强度套管的耐磨性能对于钻井设计选用套管具有重要意义。为此,采用美国摩尔技术公司的全尺寸套管磨损试验机,模拟油气田现场的钻井作业参数以及钻井液配方,开展了钻杆接头与套管内壁间低、中、高3种典型的侧向力对P110和V140钢级套管的全尺寸实物磨损试验研究,检测并对比分析了磨损套管试样在不同磨损时间段的磨损沟槽深度、沟槽宽度、磨损系数、摩擦系数以及磨损体积等参数,并对套管摩擦表面进行了扫描电镜分析,进而探讨了不同工况条件下的套管摩擦机理。结果认为:在低侧向力的情况下,两种套管的磨损情况基本相当;在中等侧向力的情况下,V140套管的磨损比P110套管严重;在高侧向力的情况下,P110套管的磨损明显要大于V140套管;随着钻杆接头与套管内壁之间接触侧向力的增加,摩擦副之间的摩擦系数增大且处于黏着磨损状态。该研究成果对于在套管柱设计中根据不同井眼曲率考虑套管的耐磨性能选用套管具有参考价值。     

N80油套管钢在长庆油田采出液/砂粒两相介质中的腐蚀磨损

以N80油套管钢为研究对象,对比研究了它在长庆油田采出液/砂粒两相介质中的腐蚀磨损行为.试验分为静态和动态两种情况,动态试验又分为纯动态腐蚀、动态腐蚀 含砂粒磨损等情况.用扫描电子显微镜分析了N80钢腐蚀磨损的表面形貌.结果表明,动态腐蚀中腐蚀产物膜比静态试验中更容易剥落,从而其局部腐蚀比静态试验严重,含砂腐蚀磨损较动态腐蚀、静态腐蚀严重,腐蚀磨损试验初期腐蚀磨损速率较大,随后逐渐减缓.     

瓦庄油田套管腐蚀规律及影响因素研究

针对瓦庄油田油井泵吸入口处套管腐蚀行为,研制了一种井下动态腐蚀模拟试验装置。利用该装置进行了不同CO2分压、温度和日产液量等因素控制下套管挂片腐蚀速率的测定,并用SEM、EDS和XRD等方法分析了腐蚀产物膜的微观形貌及化学成分质量分数,在此基础上对套管腐蚀机理进行研究。研究结果表明,瓦庄油田套漏的主要原因是溶解在高矿化度地层水中的CO2腐蚀,并且腐蚀速率随着CO2分压、温度和日产液量的增加而增大,腐蚀形态由全面腐蚀向局部腐蚀转变,腐蚀产物主要是FeCO3;油田无法通过控制油井的温度和CO2分压来预防或减缓套管的腐蚀,所以流体流速是造成泵吸入口处套管腐蚀穿孔的主控因素。建议延长筛管长度或优选筛管孔眼直径来改变流体的流场,以减缓腐蚀。     

瓦庄油田套管腐蚀规律及影响因素研究

针对瓦庄油田油井泵吸入口处套管腐蚀行为,研制了一种井下动态腐蚀模拟试验装置。利用该装置进行了不同CO2分压、温度和日产液量等因素控制下套管挂片腐蚀速率的测定,并用SEM、EDS和XRD等方法分析了腐蚀产物膜的微观形貌及化学成分质量分数,在此基础上对套管腐蚀机理进行研究。研究结果表明,瓦庄油田套漏的主要原因是溶解在高矿化度地层水中的CO2腐蚀,并且腐蚀速率随着CO2分压、温度和日产液量的增加而增大,腐蚀形态由全面腐蚀向局部腐蚀转变,腐蚀产物主要是FeCO3;油田无法通过控制油井的温度和CO2分压来预防或减缓套管的腐蚀,所以流体流速是造成泵吸入口处套管腐蚀穿孔的主控因素。建议延长筛管长度或优选筛管孔眼直径来改变流体的流场,以减缓腐蚀。     

铝合金套管干摩擦行为试验研究

为研究气体钻井环境下铝合金套管的摩擦磨损行为,在干摩擦条件下,以40CrNiMo钢材为销钉,7075铝合金为销盘,通过销盘磨损试验系统研究了接触载荷和滑动速度对7075铝合金套管摩擦行为的影响。试验结果表明：摩擦因数随接触载荷和滑动速度的增加先增大后减小,而销盘磨损随着接触载荷和滑动速度的增加先减小后增加;不同接触载荷和滑动速度下磨损率的变化主要受氧化物含量、氧化层压实程度和破坏程度的影响;当接触载荷大于50 N时,销盘磨损机理由磨粒磨损和氧化磨损转变为粘着磨损和分层磨损;不同滑动速度下的销盘磨损机理都以磨粒磨损和氧化磨损为主;在较低的滑动速度(低于0.471 m/s)和接触载荷(50 N)下,随着接触载荷和滑动速度的增加,销盘表面摩擦氧化物含量增加,氧化层变得更加连续和紧密,磨损率大大降低,然而,过大的接触载荷和滑动速度会导致氧化层破裂和剥落,使磨损率增加。研究结果对减轻空气钻井时铝合金套管的磨损具有指导意义。     

大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.