长庆油田某采油厂集输管道内腐蚀原因及腐蚀机理

采用光学显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等对长庆油田6个典型区块管道腐蚀失效的原因进行了分析,并对腐蚀机理进行了探讨。结果表明:6个典型区失效管道的组织为铁素体和少量的珠光体,元素分布均匀,化学成分符合20#钢的标准规定。1号、3号、4号、5号、6号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)。2号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)和铁的硫化物(FeS)。1号、4号、5号、6号典型区块管道主要发生了二氧化碳腐蚀。2号典型区块管道发生了二氧化碳和硫化氢腐蚀。3号典型区块管道发生了二氧化碳和氧腐蚀。     

金属材料在模拟地热水环境中的腐蚀与结垢特性

目的地热水的腐蚀和结垢是地热资源开发利用的核心问题,研究几种常见金属材料在地热水中的腐蚀和结垢规律,为地热资源开发利用提供理论依据。方法通过扫描电子显微镜,X射线衍射仪、动态挂片试验、极化和交流阻抗测试等方法,对比研究紫铜、304不锈钢和20#碳钢在模拟地热水溶液中的腐蚀和结垢情况。结果 3种金属材料表面的结垢产物均为Ca CO3,20#碳钢表面的Ca CO3均为方解石相,304不锈钢和紫铜表面的Ca CO3包含方解石相和少量文石相,304不锈钢表面的Ca CO3分布较紫铜疏松,且含垢量较小。20#碳钢表面腐蚀产物的内层主要是黑色的Fe3O4,外层主要是黄色的Fe2O3;紫铜表面的腐蚀产物主要是铜的氧化物;304不锈钢表面无腐蚀产物。浸泡期间,304不锈钢未发生腐蚀且腐蚀电流密度最小;紫铜的整体耐蚀性能不及304不锈钢,但耐点蚀性能最佳;20#碳钢腐蚀严重,腐蚀电流密度较大。结论在模拟地热水溶液中,304不锈钢拥有比紫铜和20#碳钢更好的耐腐蚀性能和阻垢性能。     

A2井表层套管腐蚀机理分析与防护对策

目的 通过对A2井表层套管外腐蚀产物组分化验与电化学测试,确认其腐蚀原因,并结合现场实际情况制定防护措施。方法 对收集到的腐蚀产物进行能谱元素、XRD组分分析,并参考NACE-TM0194—2014和SY/T 0532—2012进行SRB、TGB分析。结果 能谱分析显示,腐蚀产物主要由氧、铁、碳元素组成,其次还含有少量钠、钾、氯、硫元素;XRD分析显示,腐蚀产物主要成分为BaSO4、Fe2O3和FeS;细菌化验显示,腐蚀产物中含有SRB和TGB,具备通过微生物代谢提供H2S的条件。实际检测A2井涂敷防腐实施后,表面腐蚀得到明显控制。结论 A2井表层套管外腐蚀产物主要为Fe2O3和FeS,腐蚀的主要原因为大气环境氧腐蚀,次要原因是细菌作用产生的次生硫化氢腐蚀,产物中大量的重晶石和少量的无机盐来源于钻井液,海水为细菌提供了来源。基于腐蚀产物分析结果,采取的主要防护措施是隔绝大气和水。通过对石油管道涂敷技术调研分析,结合A2井作业空间,提供了一种STOPAQ防腐膏挤注与涂敷防护方案。该技术操作安全方便,无需对腐蚀面进行特殊预处理,作业过程中无需停产。     

温度对N80钢CO_2腐蚀产物膜结构和力学性能的影响

利用高温高压釜,以油田地层水为腐蚀介质,以高温高压气水两相为腐蚀环境,在N80油套管钢上生成CO2腐蚀产物膜,研究了65～115℃温度范围内腐蚀产物膜的结构和力学特性.结果表明:当温度在65～90℃时,腐蚀产物膜的主要成分为(Fe,Ca)CO3;在115℃时,膜的主要成分为(Fe,Ca,Mg)CO3和Fe3O4.随温度的升高,腐蚀产物膜的各项力学性能,如硬度、杨氏模量、断裂韧性以及膜与基体的结合强度均显示出升高的趋势.     

某炼油厂常减压装置换热器腐蚀情况分析

针对某公司500万吨/年常减压装置换热器E-502设备在使用过程中发生的腐蚀失效问题,通过金相组织观察、SEM、EDS及XRD分析,研究了换热管的腐蚀失效原因及机理。结果表明:换热管内、外表面均发生了局部腐蚀,且外表面要比内表面腐蚀严重;换热管外表面腐蚀产物中的主要物相有α-FeO(OH)、Fe2O3和Fe3O4,内表面腐蚀产物有大量非晶体,以及少量Fe3O4和Fe2O3;E-502换热器的腐蚀作用主要来源于溶解氧对碳钢的电化学腐蚀及含盐污水中高含量Cl-的吸附、渗入膜内破坏膜的保护性,引起了坑蚀核,在自催化作用下导致孔蚀破坏。     

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。     

天然气输气管线钢的CO2腐蚀行为

在模拟含二氧化碳气体的天然气气氛中,对X60管线钢、16MnR钢和20#钢静态挂片腐蚀试验,得出三种材料腐蚀速率从小到大的顺序为X60<16MnR<20#。随着温度升高挂片腐蚀速率加快且以点蚀为主,在60℃附近时腐蚀速率最大。当温度升至90℃时,均匀腐蚀开始产生,腐蚀产物膜形成。腐蚀产物主要由铁的氧化物(Fe2O3、FeO)、碳酸亚铁(FeCO3)及氢氧化铁(Fe(OH)2)等组成,对钢片起到一定的保护作用。     

南海东部某油田隔水导管腐蚀失效分析

目的 分析南海东部某油田隔水导管腐蚀失效行为,便于确定该海上油田隔水导管腐蚀类型,分析其腐蚀特点,指导其防腐处理,从而改善海上油井生产现状,延长油井生产年限,提高油井产能。方法 基于废弃隔水导管宏观分析的初步判断,对隔水导管的材质、腐蚀形貌、腐蚀程度与产物成分进行分析。 结果 该海上油田隔水导管力学性能、化学成分及金相组织均符合API Spec 5L标准。SEM及体式照片显示,外壁比内壁腐蚀更严重。内壁发生了轻微腐蚀,以均匀腐蚀为主;外壁发生了局部腐蚀,点蚀坑深度在115 μm左右,且出现了微裂纹,裂纹宽度在150 μm左右,表明X56隔水导管具有一定的SCC倾向。EDS分析显示腐蚀产物主要元素为Fe和O,二者质量总和超过75%。XRD分析确定腐蚀产物的主要成分为γ-FeO(OH)。对比防腐涂装和未涂装挂片腐蚀形貌,合金和有机防腐涂层具有良好的防腐蚀效果,可有效地隔绝腐蚀介质与金属本体的接触,阻止腐蚀反应发生。结论 海上油田隔水导管的腐蚀过程以吸氧腐蚀为主。内壁以均匀腐蚀为主,腐蚀较轻微;外壁发生了局部腐蚀,且出现了微裂纹。合金和有机防腐涂层具有良好的防腐蚀效果,可推广至现场,有效延长油井生产年限。     

电厂水冷壁管爆管失效的原因

某电厂锅炉水冷壁管发生了爆管。通过失效管道宏观形貌和显微组织观察、管材化学成分和力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对该水冷壁管爆管的原因进行了分析。结果表明：爆管位置有明显腐蚀沟槽，局部位置发生了Na元素浓缩，腐蚀产物主要为铁的氧化物(Fe₃O₄和Fe₂O₃)、水垢和一定量的NaFeO₂;断口无明显塑性变形，宏观形貌表现为脆断特征，微观形貌表现为沿晶断裂特征；爆管位置组织为铁素体+珠光体，组织中有大量沿晶裂纹；锅炉运行期间，锅炉水pH出现过一段时间较高(10.0～10.2)的情况。综合以上分析，确定水冷壁管失效原因为碱腐蚀引起的应力腐蚀开裂。     

某井5″钻杆刺漏原因分析

目的对某井5″钻杆刺漏形成原因进行分析。方法对刺漏钻杆样品的材料进行化学成分分析、力学性能测试、金相分析、晶粒度评价、非金属夹杂物评价,对刺孔周边的裂纹进行金相分析、断口宏观分析和扫描电镜分析,对腐蚀坑底部的腐蚀产物进行EDS分析,对钻杆刺穿机理进行模拟分析,对刺漏钻杆受力情况进行有限元模拟分析。结果该刺漏钻杆的化学成分、力学性能符合API Spec 5DP—2009标准要求,其中冲击韧性较高(两支刺漏钻杆的冲击功分别为83 J和87 J),是技术标准的2倍以上。刺漏钻杆样品的组织为回火索氏体,为正常调质态的组织形貌。刺漏钻杆样品晶粒度级别为9级,非金属夹杂物等级最高为1.0级,符合产品技术标准要求。该刺漏钻杆外壁存在大量的腐蚀坑,而且在腐蚀坑底部存在氧元素的腐蚀产物,即存在氧腐蚀。刺孔延伸裂纹及其周边的裂纹扩展较为平直,而且在裂纹尖端存在疲劳辉纹形貌,证实该刺漏扩展以疲劳裂纹的形式进行。结论此次两支钻杆的刺穿属于早期腐蚀疲劳破坏,其产生的因素有:(1)钻井液中的溶解O对钻杆外壁腐蚀较为严重,形成较深的腐蚀坑;(2)在通过严重狗腿度井段时,腐蚀坑底部萌生了小裂纹,随后裂纹在旋转弯曲作用力下疲劳扩展直至刺透钻杆壁厚;(3)对此井下过井的钻杆进行严格的检测,防止有缺陷的钻杆下井使用,以避免发生早期失效现象。     

油气管道腐蚀与防护研究进展

随着管网的复杂化和管道腐蚀的多样化,管道老化问题日益显著,管道失效事故发生率上升,造成巨大的经济损失。分析了油管腐蚀的影响因素,管外土壤、管内输送介质及管杆腐蚀磨损是引起油管腐蚀的重要因素。归纳了油管腐蚀的一般特征,油管腐蚀是多种介质综合作用的结果,系统性总结了H_2S、CO_2腐蚀机理。H_2S腐蚀速率与其浓度呈正比关系,在浓度一定时,H_2S腐蚀速率主要取决于材料的硬度和强度。CO2腐蚀速率主要受温度、压力、介质流速以及pH值的影响。通过比较分析多种油管防护方法的优缺点,指出爆炸复合油管防护性能强且有效期长,是一种最适合油气井长效防护的方法。对管道施加外防护层和内壁检测是油管防护的有效手段,有益于降低油管事故率和提高油田综合效益。     

国产80钢级SEW膨胀管实物试验研究

对国产80钢级SEW膨胀管(BX80)进行了实物膨胀试验,并对其膨胀后的规格尺寸、力学性能、抗挤强度等进行了研究。结果表明:国产BX80膨胀过程压力较低且保持平稳,膨胀后管材仍具有良好的强度、塑性及韧性匹配,其力学性能和抗外挤强度指标均满足API Spec 5CT—2012、API TR 5C3—2008等标准要求,说明国产BX80膨胀管易于膨胀且膨胀后的使用性能优良,可满足工程应用要求。     

基于改进BP神经网络优化的管道腐蚀速率预测模型研究

目的构造金属管道腐蚀速率预测模型,预测管道的使用寿命。方法分析了二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)对金属管道的腐蚀过程,给出了管道腐蚀的化学反应方程式。引用了BP神经网络构造金属管道腐蚀速率的数学模型,采用了改进粒子群算法对预测模型进行优化。以45号金属管道为例,借助于Matlab软件对管道腐蚀速率进行仿真验证,并与实验测量数据进行对比和分析。结果金属管道腐蚀速率随着CO2或H2S压强的增大而逐渐增大,仿真结果显示CO2和H2S的最大腐蚀速率分别为7.20×10-5 mm/h和5.76×10-5mm/h,而实验测量结果显示CO2和H2S的最大腐蚀速率分别为7.14×10-5 mm/h和5.65×10-5 mm/h,采用改进BP神经网络预测模型所产生的相对误差在5%以内。结论金属管道在不同压强条件下,采用改进BP神经网络预测模型能够近似地预测其腐蚀速率,为金属管道的更换提供了参考依据。     

钢管理化试验取样频次和验收指标的探讨

指出了在我国现行某些天然气和原油管道用钢管技术条件中,理化试验取样频次不规范和某些理化性能验收指标不科学之处。从严格控制钢管质量和科学合理降低生产成本出发,并结合APISpec5L(44版)等标准的规定和我国板材、钢管生产的实际状况,提出了较为合理的钢管理化试验取样频次和部分验收指标范围。     

环境因素诱导入井管具的腐蚀

对于同一口油井来说,腐蚀介质基本一致,但是井下油井管各部位的腐蚀差异却较大,这主要是环境因素造成的.本文讨论环境因素引起的杂散电流腐蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀和应力腐蚀.这些腐蚀现象在油气田开发过程普遍存在.入井管具较多,因材质存在一定的差异,电位差较大的局部区域出现较严重的电偶腐蚀.在其连接处可能发生缝隙腐蚀,钻杆加厚过渡带的残余应力将诱发应力腐蚀.希望本文的讨论为油田开发的相关设计和决策提供一定的参考依据.     

Characterization of corrosion morphologies from deteriorated underground cast iron water pipes

Following the completion of the Advanced Condition Assessment and Pipe Failure Prediction project in Australia, it has emerged that cast iron pipes normally experience corrosion damages extending over the large spatial area that resemble a patch, and structural failures are commonly associated with these patches. In this study, we defined a corrosion patch as a cluster of individual defects within or less than the one‐wall‐thickness distance of each other and conducted a morphometric study on patches from several deteriorated cast iron pipes. It was found that the size parameters, viz., the patch length, width, area, and volume potentially attain steady‐state progression over long‐term deterioration and are consistent with current understanding in underground corrosion. The rectangularity, convex deficiency, and solidity shape parameters were found to be related to each other and could be described by power‐law functions. Moreover, the analysis of two‐dimensional (D_2D) and three dimensional (D_3D) fractal dimension parameters revealed that they serve as useful proxies for different patch properties. In particular, the D_3D revealed linear trends with the patch aspect ratio and an ability to delineate between failed and in‐service pipes. It is expected that the results from this study will serve as important baseline information for future works aiming to generate and implement realistic corrosion patches for pipe structural integrity analysis.     

新型Te-Ni-Cr合金在Na2SO4-25％NaCl熔盐中的腐蚀行为

利用粉末冶金技术制备了新型Te-Ni-Cr合金材料.通过静态质量损失试验,X射线物相分析,扫描电镜形貌观察及微区成分分析等手段,研究了合金在750℃Na2SO4-25wt％NaCl熔盐中的热腐蚀行为及热腐蚀动力学规律.研究表明:稀有元素碲的加入,使合金的腐蚀速率较Ni-Cr合金有比较明显的下降;随时间的延长,合金表面的腐蚀程度不断增加;腐蚀产物主要为铁的氧化物、镍及铬的硫化物和氧化物;热腐蚀层主要由铁的氧化物和CrO3组成.     

X80钢级高频焊接管线管的试制

通过优化HFW焊管机组成型参数、焊接参数和焊缝热处理工艺,成功试制出X80钢级管线管.首批试制的X80钢级管线管的各项性能满足API Spec 5L标准(44版)的要求,为后续拓展高频焊管钢级奠定了工艺基础.针对试制中出现的问题指出了需要改进的方向.