压裂过程超级13Cr油管冲刷腐蚀交互作用研究

压裂过程中,高速含砂流体引起的冲蚀-腐蚀协同作用是引起油管、井下工具等设备失效的重要原因之一。利用自行研制的喷射式冲蚀试验装置,以质量分数3.5%的NaCl含砂液、固两相流体模拟加砂压裂液,采用失质量法研究了压裂排量对超级13Cr油管材料的冲刷磨损和腐蚀交互作用。研究结果表明,在质量分数3.5%的NaCl含砂流体中,超级13Cr油管用钢冲刷和腐蚀交互作用可以分为冲刷加速腐蚀和腐蚀加速冲刷磨损2部分。以114.3 mm×6.88 mm油管压裂为例,在液体排量超过2.65 m3/min时,因为冲蚀加速腐蚀和腐蚀加速冲蚀产生的交互作用都明显增大,导致总的冲蚀速率急剧上升;继续增加排量,交互作用开始由冲刷磨损主导,而冲刷加速腐蚀部分产生的交互作用降低。研究结果可为预防油气田压裂过程超级13Cr油管冲蚀提供参考。     

南海西部某油井13Cr油管失效分析

南海西部某油田井下13Cr油管服役仅1个月就出现管体腐蚀穿孔。针对目前A20H1井油管的失效状况,利用理化分析、宏观分析、微观分析以及失效机理分析等手段,对13Cr油管失效原因进行了研究。结果表明:13Cr油管化学成分、力学性能及微观结构均符合要求;管材失效形式为内壁腐蚀穿孔;材质中存在磷化物夹杂诱发了小孔腐蚀形核;介质中高质量浓度的Cl~-加速了小孔腐蚀形核和发展,而小孔腐蚀形成闭塞区导致局部酸度过大;金属基体上产生氢致开裂加速了腐蚀穿孔。提出了加强管材夹杂物检验及严格控制油管表面状况避免各种机械损伤等建议。     

东方1-1 气田高温高压下封隔液抗CO2 腐蚀研究

东方1-1 气田中深层属于高温高压气藏且天然气中CO2 含量较高,在完井作业过程中需要加入封隔液以保持油管与套管间的液柱静压力,同时还要防止CO2 气体窜漏而进入环空,加剧对油管、套管的腐蚀。为了确保井筒的长期安全,开展了在模拟东方1-1 气田腐蚀环境下,不同盐水封隔液体系对13Cr 和13CrS 两种油管材质的腐蚀程度研究。结果表明:高温高CO2 分压下,密度为1.46 g/cm3 甲酸盐封隔液对13Cr 材质的腐蚀严重,极易发生腐蚀穿孔;由HLTC 复合盐配制的封隔液对13Cr 的腐蚀程度明显小于甲酸盐封隔液,对13CrS 腐蚀更小,其腐蚀速率均小于0.076 mm/a,可以满足井筒的长期安全要求, 具有进一步推广价值。     

大涝坝气田油管腐蚀原因分析及治理对策

大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600～2500 m)是在温度90 ℃、CO2分压0.19～0.37 MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用“封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110 EUE螺纹油管”的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600～2500 m井段选用13CrFOX螺纹油管。      

超级13Cr钢在蒸馏水和3.5wt%NaCl含砂流体中的冲蚀实验研究

大型储层改造过程中,高速含砂流体引起的冲蚀是管柱失效的重要原因之一。利用自行研制的喷射式冲蚀实验装置,以蒸馏水和3.5 wt%Na Cl为模拟溶液,对比研究了超级13Cr钢在含砂液固两相流体中的冲蚀速率随主流速度和压裂排量的变化规律。分析了Cl-1对超级13Cr钢的冲蚀的加速作用机理。研究表明,对于89mm×6.45 mm油管压裂,当排量低于2.2 m3/min时,Cl-1加速超级13Cr钢冲蚀速率作用不够明显;当排量在2.2~2.75 m3/min时,Cl-1使得电化学腐蚀加剧,导致总的冲蚀速率急剧增加;当排量大于2.75 m3/min时,冲蚀速率主要由冲刷流体产生及机械作用主导,Cl-1的影响开始降低。     

常顶空冷器失效原因探讨

针对常顶空冷器失效的宏观表象 ,从空冷器所处的腐蚀环境出发 ,通过腐蚀状况的宏观及微观分析 ,对造成失效的湍流冲刷和电偶腐蚀等腐蚀机理进行了探讨 ,提出碳钢管束进口端防护衬管应采用 1Cr13或 1Cr17材质 ,也可采取竖直安装的形式以抑制腐蚀     

塔河油田某注采井生产油管腐蚀失效分析

塔河油田某注采井在修井起出管柱过程中发现油管柱出现了腐蚀穿孔和断脱。为了找到腐蚀失效原因,并采取针对性的防护措施保证井筒安全,通过对油管管材的理化性能测试、冲击性能测试、拉伸性能测试,结合扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射分析(XRD)等腐蚀特征及腐蚀产物表征分析方法,对井下管柱进行了腐蚀失效分析。结果表明,油管腐蚀是由H_2S-CO_2-Cl~--H_2O体系引起的电化学腐蚀,以CO_2腐蚀为主,同时存在H_2S腐蚀,Cl~-对腐蚀穿孔有一定的促进作用。建议添加缓蚀剂或对油管添加表面涂层、镀层、油管衬里,提高油管服役寿命。     

L80油管腐蚀失效原因分析

西江油田某油井井管出现腐蚀穿孔现象,根据现场工况并结合SEM、EDS、XRD等技术手段对其腐蚀失效原因进行了系统分析。结果表明：油管材质的各项性能指标均符合标准要求,其失效的主要原因是CO2腐蚀、氧腐蚀和Cl-联合作用使得油管管体穿孔,油管内部的腐蚀性介质进入套管和油管的环空导致油管外壁的CO2腐蚀和氧腐蚀。     

制氢装置变换气分液罐出口管线腐蚀穿孔分析及防控

某石化公司制氢装置变换气分液罐底部出口管线弯头发生穿孔泄漏。为了找出其原因，对失效管线的腐蚀形貌、金相组织、腐蚀表面微观特征及腐蚀产物进行了分析，结果表明，出口管线弯头穿孔泄漏的主要因素是管线内酸性水(碳酸)的二氧化碳腐蚀和凝结水的流体冲刷作用；腐蚀和冲刷的交互作用加速了弯头管壁的减薄直至穿孔。提出了加强监控和管线材质升级等防控措施。     

超级13Cr钢冲蚀数值模拟与试验研究

在油气田压裂等储层改造过程中,高速携砂液流动会使管柱壁面受到冲刷腐蚀影响,造成材料流失,威胁井筒安全。为此,结合数值模拟与喷射式冲蚀试验,分析超级13Cr不锈钢材料受冲刷腐蚀影响规律,利用DPM离散相模型追踪固体颗粒撞击材料表面的速度与角度,为研究不锈钢表面受撞击后的抗腐蚀特性提供流体力学参数。研究结果表明,不锈钢材料在含Cl-纯液相介质中能够生成钝化膜以保护基体材料;超级13Cr材料在流速9 m/s常温条件下流动水介质中,开路电位稳定,材料在高速流动液相中具有较强的抗腐蚀能力。当颗粒撞击超级13Cr材料表面后,材料表面钝化膜破裂致使新基体金属暴露于腐蚀介质,部分材料参与电化学反应,同时发生钝化反应与活化反应,而新钝化膜又会受到后续粒子撞击难以生成,材料表面松软且粗糙,由此造成超级13Cr不锈钢再钝化能力降低,抗腐蚀能力不足。研究结果可为油管失效评估及服役寿命预测提供理论依据。     

某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

地下储气库注采井临界冲蚀流量优化计算方法

临界冲蚀流量是限制注采井注采能力的关键因素,目前通常参照API RP 14E标准进行计算,其计算结果趋于保守,但还未有明确的室内实验或现场数据表明可在API RP 14E的基础上提高临界冲蚀流量。为此,基于腐蚀速率首次提出了临界冲蚀速率的概念;综合考虑影响管柱冲蚀的温度、压力、气体组分、含水率、含砂量以及管柱材质等因素,同时引入壁面剪切应力,开展真实注采工况下的室内等效模拟实验,进而求得实验工况下的临界冲蚀系数(C);在此基础上,建立了现场常用的N80、SM80S和S13Cr等3种材质管柱的C取值图版。研究结果表明:①含砂量、含水率、CO_2分压以及壁面剪切应力为冲蚀主控因素;②含砂量对上述3种材质的管柱冲蚀影响最为显著,其中N80和SM80S管柱冲蚀对壁面剪切应力和含水率较为敏感;③对于S13Cr管柱,当含砂量小于250 mg/L时,C值可取100,当流体不含砂、含液时,C值可取180,当流体为气相时,C值可取275;④对于N80、SM80S管柱,当流体不含砂、含液时,根据含水率和壁面剪切应力不同,C值介于100～180,当流体为气相时,C值可取275;⑤针对新疆呼图壁地下储气库注采井采出流体含水率为0.001 0‰、不出砂,管柱材质为S13Cr,C取值为180,通过室内冲蚀实验证实管柱样品在注采工况下均未出现冲蚀痕迹,并且冲蚀速率极低、无点蚀。结论认为,所建立的C取值图版结果可靠,可以为临界冲蚀流量的科学合理确定提供指导。     

微观组织对高强度超级13Cr材料性能的影响

为了满足塔里木盆地含CO_2致密砂岩气藏氮气钻完井一体化管柱的需要,中国石油塔里木油田公司与钻杆生产厂家联合研制了一种既满足钻井工况又能满足完井和采气工况的高强度超级13Cr不锈钢油钻杆。为检验该油钻杆的可靠性,开展了管材的机械性能和腐蚀性能室内试验检测对比研究:采用金相显微镜观测得出了该油钻杆金相组织特征;采用拉伸试验机和示波冲击试验机实验测得了该油钻杆材料的基本力学性能;采用高温高压循环流动腐蚀仪实验获得了模拟工况下油钻杆材料的耐腐蚀性能。结果表明,超级13Cr油钻杆金相组织均匀、δ-铁素体含量符合标准要求;拉伸性能达到了S135级钻杆的强度要求,屈服强度达953 MPa;冲击性能优于S135级钻杆,冲击功达165.56 J;在模拟高温、高含CO_2、高矿化度采气工况下油钻杆耐均匀腐蚀和耐点蚀性能良好,而较高的δ-铁素体含量对照样在模拟采气工况下出现严重点蚀,不能满足油田生产要求。结论认为,新研制的超级13Cr油钻杆性能优良,将在塔里木油田氮气钻完井作业中得到充分应用。     

全通径射孔与加砂压裂联作技术及其应用

低效油气藏通常采用射孔后进行增产措施改造，以取得理想产能。普通射孔管柱由于本身结构限制，很难为后续作业提供有效通道。全通径射孔与加砂压裂联作技术是在射孔后，整个射孔管柱形成与油管内径相当的通径，不需起出管柱或丢枪作业就可完成加砂压裂、生产测井等后续作业，也可直接作为完井生产管柱，保护了油气产层，缩短试油周期，提高完井效率。在介绍了全通径射孔与加砂压裂联作技术的工作原理、工艺特点、常用施工作业管柱、适用条件和配套射孔器材技术指标等基础上，在四川盆地岳2井进行了现场应用，避免了多打钻井口袋和射孔后压井多次起下管柱，为开发低效油气藏提供了有效的射孔完井方法。     

海上油田分层开采压力膨胀式插入密封技术

针对海上油田油水井分层开发开采时出现的井下防砂密封筒磨损、划伤及腐蚀等原因造成的与插入密封之间密封失效问题,设计了一种具有主动密封功能的压力膨胀式插入密封,此新型密封通过井下管柱内加压使其受压膨胀后与井下密封筒过盈配合,使密封单元主动与井下密封筒达到密封状态,实现分层目的。解封时膨胀单元自动恢复原状实现顺利解封,解决了使用常规插入密封无法正常分层开发开采的难题。现场应用后通过钢丝压力计分层验封结果表明,该压力膨胀式插入密封与常规插入密封相对比,密封效果好,工艺成功率高,能够实现与井下受损密封筒的有效密封,避免了油水井二次完井防砂带来的大量人力物力消耗,为海上油田油水井的分层开发开采提供了技术保障。     

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。     

柔性复合油管注水管柱的设计与试验

油田采出水中含有大量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等,其腐蚀性强,引起采出水回注井井筒注水管柱严重腐蚀,在满足现有注水管柱工作参数条件下,通过改变注水管柱材质、结构的方法,设计出一种抗腐蚀性能强的柔性复合油管。进行了油管强度校核、室内性能评价实验、注水管柱组合设计和现场试验研究。试验表明:柔性复合油管在现有注水工作参数条件下,使用寿命可达15 a以上,达到了钢质油管寿命的3倍以上,为油田注水井井筒防腐提供了一种新方法。     

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中原油田气田气井油管的内腐蚀严重,时常发生油管穿孔,断裂事故,直接影响了气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清气井腐蚀原因,在对油管进行管材失效分析和室内模拟试验的基础上,应用灰色理论中的灰关联分析方法对中原油田现场实测的腐蚀环境数据进行了相关处理,分析了影响气井油管腐蚀的主要因素并探讨了其腐蚀规律。分析处理结果表明,产出气中所含的ＣＯ２和水导致油管发生电化学腐蚀,而产出气的冲蚀作用又加剧了一过程     

耐湿硫化氢腐蚀的新材料07/09Cr2AlMoRE

介绍了耐湿硫化氢腐蚀用 0 9Cr2AlMoRE钢无缝管和 0 7Cr2AlMoRE钢板材的化学成分、力学性能、耐腐蚀机理以及焊接材料研制的试验数据。分析了稀土在钢中微观行为的作用。试验与应用结果显示 ,0 7/ 0 9Cr2AlMoRE钢具有良好的耐应力腐蚀和耐均匀腐蚀性能 ,以及较强的耐湿H2 S腐蚀能力 ,因此 ,特别适用于在H2 S腐蚀环境中工作的部分炼油设备及油田集输设备     

螺杆压缩机阳转子轴断裂及预防措施

对输送放火炬气的LG-30/8型湿式水冷双螺杆压缩机阳转子轴断裂的原因进行了分析,通过分析腐蚀产物和观察断口形貌,判断为湿硫化氢环境下发生的腐蚀疲劳破坏,并存在有应力腐蚀开裂倾向。影响轴断裂的主要因素:介质成分复杂、腐蚀性强,压缩机转子处于化学腐蚀和应力腐蚀的环境;梳齿密封与轴的磨擦;变截面处应力集中倾向大;转子轴所承受交变应力;马氏体不锈钢对钝化膜破坏的自修复能力不足;热处理中组织相变不均匀等。对于2Cr13整体转子,采取改进热处理工艺、提高材料的机械性能、减小断裂处的应力集中和控制冷却水的腐蚀性等措施,可有效防止轴断裂。采取2Cr13螺杆与35Cr Mo(或25Cr2Mo VA等)轴组合的镶嵌结构转子,螺杆的耐腐蚀和轴的抗断裂性能皆较好,可用于新制转子和旧转子的修复。