温度对油套管用钢腐蚀速率的影响

通过模拟塔里木油田现场环境进行腐蚀试验,研究井下不同井段腐蚀环境下KO110和3Cr110油套管用钢的腐蚀形态以及腐蚀速率,确定表面腐蚀产物的成分.结果表明:在90℃附近两种材料出现腐蚀速率的最大值,KO110为9.9437mm/a,3Cr110为5.9734mm/a;3Cr110在低温下(90℃以下)的腐蚀速率远小于KO110,在90℃以上与KO110的腐蚀速率相当,甚至要高于KO110;KO110局部腐蚀相当严重,3Cr110表现出了良好的抗局部腐蚀性能,在整个温度区间,局部腐蚀很轻微.     

高pH值完井液中超级13Cr油管的腐蚀失效及SCC机制

通过对某失效高压气井超级13Cr油管的开裂原因、腐蚀形貌、腐蚀产物及有限元分析,探讨超级13Cr油管在高pH值完井液的腐蚀失效及应力腐蚀开裂(SCC)机制。结果表明:超级13Cr油管在高pH值完井液中发生应力腐蚀开裂,裂纹大多起源于油管外壁局部腐蚀坑处,其扩展方式由最初的穿晶解理开裂转变为沿晶开裂;超级13Cr油管外壁发生明显的腐蚀,腐蚀产物层厚度随井深增加显著增大,由外到内依次为Ca_3(PO_4)_2沉积层、FeCr_2O_4高温氧化产物层及Fe_3O_4主要腐蚀产物层,其中Fe_3O_4腐蚀产物层出现较为明显的双向生长现象;超级13Cr油管在井下工况中的腐蚀机制为金属离子和氧离子在氧化膜和腐蚀产物膜中的反应扩散过程,其SCC开裂以阳极溶解机制为主,辅以膜致开裂机制,而疲劳载荷的存在促进了SCC裂纹的萌生和扩展。     

高温条件下几种耐蚀合金管柱材料的抗腐蚀性能对比分析

通过高温条件下的地层水和高温高pH值完井液CO_2腐蚀试验,对比分析研究耐蚀合金管柱材料的抗腐蚀性能及在深井和超深井的适用性。结果表明:超级13Cr马氏体不锈钢在高温CO_2环境中和高温高p H值环境中的均匀腐蚀极为严重,腐蚀速率分别高达0. 454 9 mm/a和0. 386 7 mm/a,并且局部腐蚀非常明显,已不能满足高温工况环境对管柱材料的耐蚀性要求;新型17Cr马氏体不锈钢在高温条件下具有良好的抗CO_2均匀腐蚀和局部腐蚀性能,但在高温高pH值环境中发生了明显的选择性溶解腐蚀,并且均匀腐蚀速率较大; 2205双相不锈钢、超级奥氏体不锈钢和028镍基合金在高温CO_2腐蚀环境中和高温高pH值环境中具有良好的抗腐蚀性能; TC4钛合金在高温条件下具有极其优越的抗CO_2腐蚀性能,但在高温高pH值腐蚀环境中抗腐蚀性能极差,均匀腐蚀速率高达0. 424 7 mm/a,并且相比于其他耐蚀合金,局部腐蚀最为严重。     

喹啉季铵盐和KI浓度对超级13Cr不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响

在110℃、CO_2饱和、含0.2%,醋酸的CaCl_2完井液中,超级13Cr不锈钢发生了均匀腐蚀、点蚀和应力腐蚀开裂行为。添加喹啉季铵盐和KI能有效抑制超级13Cr不锈钢的均匀腐蚀和点蚀。高浓度的喹啉季铵盐和KI使得超级13Cr不锈钢的应力腐蚀开裂得到有效控制。低浓度的KI使得超级13Cr不锈钢的应力腐蚀开裂敏感性减小,随着浓度的升高,应力腐蚀开裂敏感性逐渐减低。而低浓度的喹啉季铵盐却促进了氢渗透过程而加剧了超级13Cr不锈钢的应力腐蚀开裂行为。     

植物胶钻井液完井液体系研究

以他拉胶(TLJ—1)为植物胶钻井液完井液体系的主要处理剂,低黏羧甲基纤维素钠(LV—CMC)、聚乙二醇(PEG)和超细碳酸钙(QS—2)为该体系的降滤失剂,并配合高温保护剂PEG、高温稳定剂Gemini季胺盐以及除氧剂Na2SO3优化配制出抗温高达140℃的植物胶低固相、无固相以及加重植物胶钻井液完井液体系。实验结果表明:低固相钻井液完井液API失水量仅5.6 mL,高温高压失水量仅10 mL;无固相钻井液完井液API失水量仅7 mL,高温高压失水量仅14.8 mL;加重钻井液完井液密度可达1.60 g/cm3,沉降稳定性好。植物胶钻井液的性能完全满足现代钻井与完井工程的要求,是一种发展前景广阔的新型钻井液完井液体系。     

13Cr钢在含CO_2气井用完井封隔器上的应用

CO_2腐蚀是世界石油工业中常见的腐蚀类型,CO_2溶于水后对钢铁具有极强的腐蚀性,会对油套管及井下工具产生严重腐蚀。13Cr钢具有良好的抗CO_2腐蚀性能,可以满足含CO_2气井用完井封隔器的使用要求。本文主要讲述了13Cr钢在含CO_2气井用完井封隔器上的应用情况,说明了含CO_2气井用完井封隔器材料选用原则,针对13Cr钢在加工过程中发生的问题,给出了解决方案,并介绍了这种完井封隔器的室内试验情况。     

不同暴露时间下不锈钢在典型地区大气腐蚀的灰色分析

采用灰色关联分析方法对2Cr13和1Cr18Ni9Ti不锈钢在典型地区12a大气腐蚀和环境因素之间的关联度进行了计算,研究了大气腐蚀影响因素随时间的变化.结果表明,2Cr13和1Cr18Ni9Ti不锈钢大气腐蚀影响因素随时间的变化有所不同.2Cr13不锈钢的初期腐蚀,受相对湿度大于80%的年时数、降雨量、温度和Cl-的影响较大,受SO2影响较小.2Cr13不锈钢的中长期腐蚀,主要受Cl-、SO2、相对湿度大于80%的年时数、平均相对湿度及温度等影响.在各个腐蚀阶段腐蚀速率和各种影响因素的关联度大小次序均在不断变化.1Cr18Ni9Ti不锈钢在发生腐蚀的初期,主要受相对湿度大于80%的年时数、降雨量及降尘等因素影响.随着腐蚀时间的延长,Cl-的作用逐渐上升为主导因素,关联度大小次序趋于稳定.     

S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀研究

利用高温高压反应釜研究油田常用的四种S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀行为。结果表明,平均腐蚀速率随温度或CO2分压增大而先增大然后降低;随流速增大而升高。S135钢在动态液相中的平均腐蚀速率远大于动态气相,无论在液相还是气相S135钢平均腐蚀严重情况依次为S135（A）＞S135（B）＞S135（C）＞S135（D）。该实验条件下（温度为100℃,CO2分压为3MPa,流速为2m/s,腐蚀时间为96h）,S135钢气相局部腐蚀比较轻微,其点蚀系数介于1.12~1.49,液相局部腐蚀比较严重,其点蚀系数介于1.40~5.22。用聚合物钻井液钻遇高含CO2气层时,建议采用S135（D）钻杆,最好不用S135（A）或S135（B）钻杆。     

NR油田油井井筒腐蚀影响因素实验研究

针对NR油田油井井筒腐蚀日益严重的问题,展开了产出水对油井井筒腐蚀原因及影响因素实验研究。采用了静态挂片法,以典型井产出水为研究对象,系统研究产出水在不同腐蚀时间、pH值、CO_2浓度、H_2S浓度条件下对腐蚀速率的影响,应用正交实验研究这几种因素对腐蚀速率的影响程度。实验结果表明,腐蚀反应时间在24 h时腐蚀速率达到最大,超过24 h后随着时间延长腐蚀速率慢慢降低,当超过72 h时腐蚀速率基本不变。温度越高,产出水对挂片腐蚀越严重,挂片为均匀腐蚀,随温度逐渐升高,腐蚀产物由黄色变成黑色,棕红色的溶液中含有暗红色絮状沉淀;在65℃时,pH值越低的产出水对挂片腐蚀速率影响越大,产出水中H_2S浓度与CO_2浓度对挂片腐蚀速率影响相当,由正交实验确定了腐蚀速率影响程度大小顺序,依次为温度、pH值、H_2S浓度、CO_2浓度,与单因素影响实验结果一致。     

超级13Cr马氏体不锈钢在CO_2 及H_2 S/CO_2 环境中的腐蚀行为

在模拟油田腐蚀环境中,通过高温、高压、CO2和H2S/CO2腐蚀实验及电化学测试,研究超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为.结果表明:在CO2腐蚀环境中,随着温度的升高,超级13Cr的均匀腐蚀速率呈稍微上升的趋势,点蚀轻微;在H2S、CO2共存条件下,超级13Cr的均匀腐蚀速率变化不大,点蚀严重,当Cl-的质量浓度为160g.L-1时,其最大点蚀深度可达28μm.超级13Cr的点蚀电位明显高于普通13Cr的点蚀电位,温度升高、Cl-的质量浓度增大和H2S气体的存在降低了超级13Cr的点蚀电位,而CO2对超级13Cr的点蚀电位影响不大;在N2、CO2环境中,超级13Cr的回复电位都在钝化区间,且回复电位较高,具有良好的再钝化能力.H2S气体的存在同样使超级13Cr的回复电位和点蚀电位显著降低.     

氯离子对石油测井仪器用Cr13不锈钢点损伤行为的影响

采用高温高压模拟环境装置和实时动电位极化和交流阻抗技术对石油测井仪器用Cr13不锈钢在模拟井下不同氯离子环境中电极的腐蚀失重和电化学行为进行了研究.实验结果表明,当地层水或者钻井液中氯离子浓度较高时,Cr13不锈钢表面的点损伤难以避免;随着氯离子浓度的升高,Cr13的均匀腐蚀速率增大,试样表面点蚀坑增多;局部氯离子以FeCl2和FeCl3形式吸附是造成钝化膜损伤的主要原因.应尽量减少仪器在含氯离子环境中的停留时间或提高材料等级.     

Comparative study on the corrosion behavior of X52, 3Cr,and 13Cr steel in an O2–H2O–CO2 system: products,reaction kinetics,and pitting sensitivity

The corrosionbehaviors of X52, 3Cr low-alloy steel, and 13Cr stainless steel were investigated inanO2–H2O–CO2 environment at varioustemperaturesand O2–CO2partial-pressure ratios. The results showed thatthe corrosion rates of X52, 3Cr, and 13Cr steels in-creased with increasing temperature. The corrosion ratesslowly increased at temperaturesless than100℃ and increased sharply when the temperature exceeded100℃. In the absence of O2, X52, 3Cr, and 13Cr exhibited uniform corrosion morphology and FeCO3 was the main corrosion product. When O2 was introduced into the system, various forms of Fe2O3 appeared on the surface of the samples. The Cr content strongly influenced the corrosion resistance. The 3Cr steel with a low Cr content was more sensitive to pitting than the X52 or 13Cr steel. Thus, pitting occurred on the surface of 3Cr when 1.25 MPa of O2 was added; this phenomenon is related to the non-uniform distribution of Cr in 3Cr.     

Comparative study on the corrosion behavior of X52, 3Cr,and 13Cr steel in an O2-H2O-CO2 system:products,reaction kinetics,and pitting sensitivity

The corrosion behaviors of X52, 3Cr low-alloy steel, and 13Cr stainless steel were investigated in an O₂-H₂O-CO₂ environment at various temperatures and O₂-CO₂ partial-pressure ratios. The results showed that the corrosion rates of X52, 3Cr, and 13Cr steels increased with increasing temperature. The corrosion rates slowly increased at temperatures less than 100℃ and increased sharply when the temperature exceeded 100℃. In the absence of O₂, X52, 3Cr, and 13Cr exhibited uniform corrosion morphology and FeCO₃ was the main corrosion product. When O₂ was introduced into the system, various forms of Fe₂O₃ appeared on the surface of the samples. The Cr content strongly influenced the corrosion resistance. The 3Cr steel with a low Cr content was more sensitive to pitting than the X52 or 13Cr steel. Thus, pitting occurred on the surface of 3Cr when 1.25 MPa of O₂ was added; this phenomenon is related to the non-uniform distribution of Cr in 3Cr.     

CO2辅助蒸汽驱对四种钢的腐蚀性能影响模拟

CO₂辅助蒸汽驱是稠油开采的新型方式,但有关CO₂辅助蒸汽驱注气井中井下管柱CO₂腐蚀行为的研究较少。为此,利用高温高压釜模拟CO₂辅助蒸汽驱注气井筒工况,在CO₂分压为2 MPa,240 ℃的条件下,对4种常用的油套管钢进行了失重腐蚀挂片试验,得到了模拟工况下油套管钢的腐蚀速率,利用SEM观察了4种材质的微观腐蚀形貌,并采用SEM和EDS对4种管材的腐蚀产物进行了表征。结果表明,在实验条件下,4种材质的均匀腐蚀速率均小于油田的腐蚀控制指标（0.076 mm/a）;N80钢的腐蚀形态为均匀腐蚀,而3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀形态为局部腐蚀;4种钢材的腐蚀速率均满足CO₂辅助蒸汽驱注气井筒腐蚀控制要求。     

低温缓蚀剂的成膜特性研究

利用旋转挂片失重和扫描电镜研究了咪唑啉季铵盐缓蚀剂的成膜特性。考察了缓蚀剂用量、酸浓度、温度、pH值、HCl-H2O和HCl-H2S-H2O腐蚀介质的成膜特性。探讨了缓蚀剂的缓释机理。结果表明,缓蚀剂用量超过临界浓度有利于形成致密有机膜,起到缓释作用。腐蚀液浓度越大,空白腐蚀失重越大,相应加入缓蚀剂后缓蚀率越高。温度越高,空白失重越大,但加入缓蚀剂条件下失重随温度变化较小。pH值调节说明,微酸性或微碱性环境有利于控制腐蚀。钢片的腐蚀形貌特征指出,缓蚀剂抑制大面积均匀腐蚀,但仍存在点蚀现象,说明缓蚀剂吸附膜存在缺陷,个别活性点导致局部腐蚀。     

26CrMo4套管钢在三元复合驱溶液的腐蚀行为研究

采用电化学工作站测试了P110级套管钢(26CrMo4)在三元复合驱(ASP)溶液中的腐蚀电化学行为。研究了ASP中各主要成分、浓度和温度对26CrMo4钢腐蚀行为的影响。用扫描电镜(SEM)和能谱仪(EDS)对静态浸泡腐蚀后的试件表面进行了测试分析。结果表明,26CrMo4钢在ASP、AS、A、AP溶液中,腐蚀速率依次增大。随ASP浓度增加,腐蚀电位增大,腐蚀电流密度减小,腐蚀速率也随之减小。无论对于强碱或弱碱ASP溶液,随着温度增加,26CrMo4钢的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率加快。经80℃静态浸泡192 h后,26CrMo4钢主要发生均匀腐蚀,腐蚀产物主要为Fe(OH)3、FeCO3、Fe2O3。     

Flow-accelerated corrosion behavior of 13Cr stainless steel in a wet gas environment containing CO<Subscript>2</Subscript>

This work investigated the flow-accelerated corrosion (FAC) behavior of 13Cr in a wet CO₂-containing environment at different flowing gas velocities and impinging angles, with the natural-gas pipeline environment simulated by a self-assembled impingement jet system. Surface morphology determination, electrochemical measurements, and hydromechanics numerical analysis were carried out to study the FAC behavior. The results demonstrate that pitting corrosion was the primary mode of corrosion in 13Cr stainless steel. High-flow-rate gas destroyed the passive film and decreased the pitting potential, resulting in more serious corrosion. The corrosion degree with various impact angles showed the following order: 90° > 60° > 45°. The shear force and the electrolyte from the flowing gas were concluded to be the determinant factors of FAC, whereas the shear force was the main factor responsible for destroying the passive film.     

油套管钢在氯化钙溶液中腐蚀及缓蚀性能研究

为了获得普通碳钢在常规压井液中腐蚀性,并找到一种腐蚀控制途径,利用失重法和电化学方法研究了N80、P110钢在1.35 g/cm³ CaCl₂溶液中不同温度、高温高压,缓蚀剂种类、用量等条件下的腐蚀及缓蚀行为。实验结果表明,随温度的升高N80和P110钢腐蚀加剧,在常压60~80℃,普通碳钢自腐蚀电流密度从10^-6 A/cm²增加到10^-5 A/cm²;4 MPa条件下,温度从90℃升高至150℃时,腐蚀速率增大了1个数量级;80℃下,WLD31A用量仅为30 mg/L时,对N80缓蚀效率可达95.51%,P110钢缓蚀效率可达93.11%;在60~80℃,升高温度有利于提高WLD31A缓蚀效果,N80钢缓蚀效率从88.08%增加到96.51%,P110钢缓蚀效率从61.38%增加到93.11%。