某高压气井13Cr油管柱泄漏和腐蚀原因分析

某高压气井完井后,13Cr不锈钢特殊螺纹接头油管柱泄漏,套管压力升高,不得不进行修井作业。对该井取出的油管现场端和工厂端螺纹接头逐根检测,发现多根油管腐蚀和泄漏。抽样分析表明,油管力学性能符合工厂规定;该种13Cr油管材料在该井工况条件下不抗腐蚀,油管接头结构导致腐蚀集中,在油井酸化后接头已发生腐蚀,导致接触压力不足,油管接头部位比管体内壁腐蚀更为严重。     

某油井用13Cr油管腐蚀原因分析

近年来,国内油田发生多起13Cr油管腐蚀失效事故,腐蚀部位主要集中在油管接头,腐蚀基本特征均为点蚀.某油井于2004年4月下入一批特殊扣13Cr油管,2010年6月对该井进行修井作业时,取出油管后发现大量油管的外螺纹接头台肩内壁及倒角消失部位存在明显腐蚀坑,油管下井深度为5001.85 m.本文以该井为例,通过理化检验及微观分析等手段对13Cr     

某油气井13Cr不锈钢油管断裂原因分析

本文采用形貌观察、理化检验、金相、扫描电镜等方法分析了西部某油田油气井13Cr不锈钢油管的断裂原因。结果表明:该油管材质的化学成分符合13Cr不锈钢的国家标准,金相组织为回火索氏体,油管裂纹是沿晶开裂,并且断口为沿晶脆性断裂,综合分析该油管断裂是应力腐蚀开裂的结果。     

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。     

965 MPa ��ǿ���׹������ƽ�ͷ����ԭ�����

 某油田在商检过程中发现1根965 MPa高强度套管外螺纹接头存在裂纹。通过对该套管进行断口分析、金相分析、力学性能检测、化学元素成分检测,认为套管化学成分和力学性能符合订货技术要求,裂纹是在工厂淬火之前就产生的轧制裂纹。由于该套管母管切定尺管时没有将母管含轧制裂纹的端头彻底切除,在随后加工外螺纹之后进行探伤检验也没有发现该带原始轧制裂纹的套管,致使该含裂纹的套管发给油田。为防止存在裂纹的套管下井,对该批套管逐根进行了探伤检查。建议工厂加强该工序质量检查,并将该工序作为驻厂监造的重点环节之一。     

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。     

涡轮机叶片早期断裂原因分析

采用金相、扫描电镜等手段分析了某企业 1Cr13钢涡轮机叶片过早断裂原因。结果表明,在裂纹起始部位,断口以沿晶断裂为主,间或少量穿晶解理或准解理。综合考虑送检叶片的介质条件和应力条件,认为其过早断裂系应力腐蚀所致。应力腐蚀裂纹形成后,除裂纹继续以应力腐蚀方式扩展外,还将叠加有疲劳扩展的成分。晶粒粗大提高了 1Cr13钢对应力腐蚀的敏感性,同时降低了材料的疲劳性能。     

某井S13Cr特殊螺纹接头油管柱腐蚀原因

为了掌握S13Cr特殊螺纹接头油管的耐蚀性,对某井特殊螺纹接头S13Cr油管柱腐蚀状况进行了全面检查,并对不同井深位置油管柱取样进行解剖分析。从油管接头关键结构尺寸和表面精度、井深、腐蚀介质等方面对腐蚀的影响进行了分析,结果表明,不同井段油管腐蚀程度不同,油管特殊螺纹接头内倒角越小,表面精度越高,油管抗腐蚀性能越好。     

2Cr13Mn9Ni4钢管硫腐蚀应力腐蚀裂纹分析

针对2Cr13Mn9Ni4管因硫腐蚀产生的应力腐蚀裂纹,用光学显微镜观察其显微组织,并用直读光谱仪和JXA-8800电子探针对材料的成分和腐蚀产物进行了分析,证明了产生应力腐蚀裂纹的原因.并提出了提高使用寿命的措施.     

0Cr18Ni9奥氏体不锈钢管破裂的原因

某公司输气管项目使用的0Cr18Ni9奥氏体不锈钢管,采用焊接方式连接,焊接工艺为手工电弧焊,钢管内输送介质为含硫化氢等腐蚀介质的富氨液,管内介质压力0.5MPa,介质温度35~45℃,运行半年后停产半年,复产时即在钢管焊接接头附近发现横向裂纹。通过宏观低倍、微观金相、化学成分分析以及扫描电镜分析等一系列方法,对该0Cr18Ni9奥氏体不锈钢裂纹形成原因进行分析。结果表明:该0Cr18Ni9奥氏体不锈钢管的破裂原因为连多硫酸应力腐蚀破裂,通过向该0Cr18Ni9奥氏体不锈钢管内吹扫氩气,密封两端口,可避免连多硫酸应力腐蚀破裂。焊接时降低焊接电流,加快焊接速率,减小焊接热影响区的范围,也可降低连多硫酸应力腐蚀破裂的可能性。     

高温高压环境Cl~-浓度和CO_2分压对不锈钢油管的影响

我国西部气田部分井深已经达到了8000m,因此在油管的选材方面采用大量的耐蚀材料(如13Cr不锈钢等)。超深井工况条件下主要的腐蚀因素包括氯离子和二氧化碳,因此利用高压釜模拟井下高温高压环境,通过改变上述两种腐蚀因素的含量,探究这两种腐蚀因素对13Cr和15Cr不锈钢油管的腐蚀影响。结果表明不锈钢油管点蚀深度随腐蚀介质含量升高而加深,目前的工况条件下不锈钢油管可以满足设计年限。     

温度对三种Cr钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜模拟油田高CO_2分压和高矿化度的生产环境进行腐蚀试验,测定在不同温度条件下1Cr、3Cr和13Cr钢的腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)等手段分析了腐蚀产物形貌和成分。结果表明:1Cr、3Cr钢的腐蚀速率随温度升高先增大后减小,二者的腐蚀速率均在80℃达到最大值,分别为7.515mm/a和4.339mm/a;13Cr钢的腐蚀速率在温度低于110℃时随温度的升高缓慢增大,在温度高于110℃时腐蚀速率迅速增大;1Cr、3Cr油管钢在试验温度范围内均出现局部腐蚀,13Cr油管钢在整个试验的温度区间表现出优秀的耐蚀性。     

N80钢级平式油管断裂原因分析

为找出修井时Φ73.02 mm×5.51 mm N80钢级平式油管工厂端螺纹根部断裂的原因,分析该油管的断口形貌、扫描电镜形貌以及宏观和微观组织,检测其机械性能,研究该油管的失效机理。试验结果表明:该失效油管材料的理化性能满足API Spec 5CT—2011标准对N80钢的要求;金相组织与油管断裂之间的关系很小;过扭矩上扣、油管柱倾斜以及无扶正器扶正的油管受到复合载荷振动和偏置应力,对油管螺纹断裂有一定的影响。     

H2S 分压对 13Cr 不锈钢在 CO2注气井环空环境中应力腐蚀行为的影响简

利用高压下的电化学实验及U型弯浸泡实验结合微观分析手段,研究了13Cr不锈钢在不同H2S分压下CO2注气井环空环境模拟液中的电化学特征及应力腐蚀规律。结果表明:油套管钢的刺漏现象以及环境中硫酸盐还原菌的存在使得环空环境成为复杂的高压H2S-CO2-Cl-环境,13Cr不锈钢在该种环境下具有明显的应力腐蚀敏感性。随着H2S分压的升高,13Cr不锈钢击破电位下降,应力腐蚀敏感性增强,这主要因为H2S分压的增大对不锈钢表面膜(钝化膜及腐蚀产物膜)的破坏作用加强。当H2S分压达到0.20 MPa时,13Cr不锈钢发生明显的应力腐蚀,断口表现为由沿晶应力腐蚀裂纹(IGSCC)和穿晶应力腐蚀裂纹(TGSCC)组成的混合断口,应力腐蚀受阳极溶解和氢致开裂共同控制。     

S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂性能

采用C环试验,研究了S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)性能。结果表明:S13Cr110油管在高pH的Weigh4完井液中存在一定的SCC风险,少量泥浆的存在会增强S13Cr110油管的应力腐蚀敏感性。在含O_2且混有少量泥浆的Weigh4完井液中,S13CR110油管会发生应力腐蚀开裂。     

API油管腐蚀失效原因分析

    对API（美国石油学会）油管腐蚀失效事故进行了系统调查,结果表明,API油管接头腐蚀严重区域集中在油管接头现场上扣端外螺纹接头内壁位置,油管腐蚀既与流体冲刷有关.也与CO₂腐蚀有关.经过试验研究,认为API油管接头中部的凹槽位置产生了紊流和剪切应力,腐蚀最严重的区域紊流和剪切应力最严重.为解决结构突变导致的腐蚀集中问题,建议油田使用接头内壁平齐的特殊螺纹接头油管.     

1Cr18Ni9Ti��ѹ�͹ܿ���ʧЧ����

 采用拉伸试验、金相分析和能谱分析等方法对1Cr18Ni9Ti不锈钢高压油管开裂的原因进行了分析。分析结果表明,高压油管的开裂是应力腐蚀开裂造成的。油管的固溶处理工艺不当,没有有效消除冷轧过程所产生的应力,材料处于严重的加工硬化状态,增加了材料的应力腐蚀敏感性。热轧过程产生的大量水蒸汽并含有氯和氧是引起高压油管应力腐蚀开裂的环境因素。     

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。     

应力腐蚀裂纹的超声检测和定量——相控阵超声（PAUT）技术应用案例

介绍欧美国家用相控阵超声（PAUT）对应力腐蚀裂纹进行检测和定量的案例。检测和定量的应力腐蚀裂纹,高为3mm～15mm,存在于下列工件中：壁厚9mm的焊缝、螺栓（裂纹深度位置分别为22ram和59mm）、汽轮机叶片根部、转子轮缘叶根槽。另外,也应用于应力氢致裂纹的检测,对其作了测高评定。还与断口试验结果作了对比。PAUT对裂纹的测高精确度,能控制在±1mm,有测定值偏小的倾向。最后,提出有关优化测量应力腐蚀裂纹端部分支状态的PAuT参数的建议。介绍国外PAUT应用案例的目的,为国内特别是承压设备行业如何参照ASME法规最新版（2011a）积极推广应用PAuT提供有用借鉴。