某凝析气井涂层油管腐蚀穿孔原因分析

某凝析气井在生产过程中多次出现产量异常,关井后对井油管内涂层损伤和腐蚀情况进行调查,发现油管公扣端内涂层存在较大面积损伤。通过对油管涂层起泡和起泡处腐蚀金属的一系列理化检验分析,结果表明:井油管的腐蚀穿孔是由于油管内壁涂层酸化或者涂层缺陷,导致涂层起泡破损及脱落而失效,在井下的H_2O、CO_2、Cl~-等介质的共同作用下,油管内壁涂层脱落处发生局部腐蚀甚至穿孔。     

徐深气田油管钢CO_2局部腐蚀敏感区间预测

在徐深气田的开发过程中,发现多起气井油管钢穿孔和管柱断裂事故,分析原因主要是由CO2局部腐蚀造成。为准确反映管柱穿孔失效的实际状况,开展了局部腐蚀敏感区间预测研究。通过模拟徐深气田典型井下腐蚀工况,对常用N80油管钢进行了高温高压腐蚀模拟实验,根据腐蚀形貌及局部腐蚀敏感性的分析,探索出环境因素(温度和CO2分压)对CO2局部腐蚀的影响,以及N80钢局部腐蚀的敏感温度-CO2分压组合区间,建立了CO2局部腐蚀敏感区间的预测模型。通过对比徐深气田实际失效油管与模拟实验试样腐蚀形貌,验证了N80钢CO2腐蚀类型和局部腐蚀敏感区间预测的准确性。     

酸性气田井下油管腐蚀失效原因

某酸性气井在修井过程中发现油管串中上部腐蚀严重,油管管体已经由外壁向内壁腐蚀穿孔。采用化学成分分析、力学性能测试、金相检验、腐蚀产物分析(SEM、EDS和XRD)等方法对油管的腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,H2S/CO2环境下导致的电化学腐蚀是油管腐蚀穿孔的主要原因。结合10a的油管腐蚀调查和管理经验,提出了相应的腐蚀控制建议。     

中原油田气举井油套管腐蚀因素分析

采用XRD,EPMA和硫酸盐还原菌（SRB）检测对中原油田气举井文13－127套管及文13－257井油管腐蚀产物及管材和两口井的水质进行分析,并试验了碳钢在含CO2介质中的腐蚀,研究结果表明,CO2及高矿化度产出水是气举井腐蚀的主要原因,油管丝扣处存在的缝隙,套管钢材中夹杂物的局部分布及流体冲刷是加剧油套管局部腐蚀穿孔破坏的另一原因,同时还探索了应用缓蚀剂防止气举井CO2腐蚀的可能性。     

特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析

对某井特殊螺纹接头油管腐蚀穿孔事故进行了调查研究,对腐蚀穿孔的油管接头样品的化学成分、力学性能、金相组织进行了试验分析,对油管腐蚀形貌进行了微观分析和宏观分析,对油管腐蚀产物进行了能谱分析,依据试验结果对袖管腐蚀的原因进行了分析讨论．认为油管属于局部冲刷腐蚀,冲刷腐蚀原因是接头部位存在结构变化引起的紊流。     

C-90油管失效分析

分析了宝山钢铁股份有限公司生产的Φ73mm×5.51mmC-90抗硫油管,在油田下井使用过程中发生早期腐蚀穿孔的原因。指出了抽油杆沿管内壁纵向摩擦形成沟槽状机械损伤,以及H2S、CO2和Cl-共同腐蚀是造成油管早期失效的主要原因。     

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。     

某注水注气井C110油管腐蚀穿孔原因分析

通过宏观形貌和组织观察,化学成分、力学性能和腐蚀产物成分测试,结合服役工况调研,分析了注水注气井C110油管腐蚀穿孔的原因。结果表明:失效C110油管的材料性能均符合标准API SPEC 5CT-2011要求;油管内壁发生氧腐蚀,腐蚀产物主要为Fe_3O_4和Fe_2O_3,油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3、Fe_3O_4、FeOOH、FeS;与油管内壁经历的单一O_2工况相比,油管外壁经历的O_2-CO_2-H_2S工况具有更低的pH,且腐蚀生成的产物多孔、保护性差,导致油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀穿孔。     

塔里木油田某井酸化管柱腐蚀的原因

塔里木油田某井经历了2d的鲜酸酸化和10d的残酸返排过程,管柱起出后发现油管内壁发生了严重腐蚀。对酸化油管进行理化性能检测,并结合实际工况,对油管内壁腐蚀原因进行了综合分析。结果表明:该油管的化学成分和金相组织均符合API Spec 5CT-2005的相关技术要求。导致油管内壁发生严重腐蚀的因素主要有三个:一是鲜酸和残酸在管柱中停留时间过长;二是井下温度较高,加快了腐蚀进程;三是酸化过程中缓蚀剂可能没有发挥有效的作用。建议尽量缩短酸化作业时间,在井筒温度较高的情况下,应筛选合适的耐高温酸化缓蚀剂,减少酸液对油管的腐蚀。     

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。     

N80油管穿孔失效原因分析

N80油管在井下使用过程中发生了早期腐蚀穿孔失效。对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并运用扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)观察和分析了油管横截面腐蚀形貌和腐蚀产物成分,结合井下的工况条件对N80油管的失效原因进行了分析。结果表明:N80油管腐蚀穿孔的主要原因是由腐蚀介质引起的电化学腐蚀,油管内输送介质中的氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

N80-1油管在火驱稠油开采过程中的失效原因分析

采用宏观、金相、XRD等手段,对N80-1油管在新疆稠油热采井火驱工艺开采过程中断裂的原因进行分析。分析认为:该断裂为过载断裂,导致油管过载断裂的主要原因是火驱过程中原油燃烧温度过高,使油管发生高温软化。原油燃烧生成的高CO_2分压导致CO_2腐蚀严重,腐蚀使管体发生点蚀和壁厚减薄,燃烧过程中钢管表面的高温氧化也导致壁厚减薄,都会加速管体发生过载断裂。指出C-Mn系油管不适合用于稠油热采井火驱开采工艺,建议选用Cr-Mo系调质钢种的稠油热采专用管。     

西部油田油管腐蚀结垢机理研究

通过对西部某油田油管腐蚀结垢现状调查、单井采出液成分分析和垢样XRD分析，结合油管结垢趋势预测及室内高温高压腐蚀试验，探讨了油管腐蚀结垢机理。结果表明：垢物主要是CaCO3、CaSO4和铁锈产物，在结垢出现的同时伴随油管腐蚀的发生。影响油管腐蚀结垢的主要因素是采出液中含有丰富的的Ca^2＋、HCO3^-,Cl^-以及原油伴生气中的CO2含量较多。该油田存在严重的腐蚀结垢趋势。     

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。     

含低H_2S和中等CO_2气井的电化学腐蚀问题研究

对近年来某气田低含H2S、中含CO2气井在不同产水量和产出水矿化度下的井筒碳钢管柱的腐蚀情况进行了分类分析,通过理论和室内试验研究了影响油管腐蚀的主要参数条件,明确电化学腐蚀特征.发现导致油管严重腐蚀和局部穿孔的主因是高矿化度的地层产出水、复杂的井下环境参数和特定的H2S/CO2分压,为今后减缓和控制腐蚀提出了研究方向.     

超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀机制研究

目的 研究超临界CO2/原油/盐水环境下J55碳钢的腐蚀机制.方法 利用高温高压反应釜模拟CO2压力为9 MPa、温度为65℃的超临界CO2/原油/盐水腐蚀环境,分别测定不同含水率下J55碳钢的平均腐蚀速率,通过扫描电镜和能谱仪观察分析腐蚀产物膜的微观形貌及元素组成,并测量最大腐蚀深度和计算点蚀系数.建立超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀模型,并阐述其腐蚀机制.结果 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的平均腐蚀速率随着含水率的升高而增大,含水率<50％时,腐蚀产物较少,最大腐蚀深度和点蚀系数较小,腐蚀形态为均匀腐蚀.随着含水率的增加,腐蚀产物增加,最大腐蚀深度和点蚀系数迅速增加,腐蚀形态变为局部腐蚀.结论 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的腐蚀速率远低于在超临界CO2/盐水环境中,原油的缓蚀作用明显.原油的存在改变了J55碳钢的腐蚀形态.     

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。     

注水海底管道穿孔原因分析

采用宏、微观形貌观察,化学成分、腐蚀产物分析等方法对某油田平台注水穿孔海底管道的穿孔原因进行了分析。结果表明:穿孔弯管段碳含量超标,管道内壁疏松的腐蚀产物为Fe_2O_3和Fe_3O_4,是氧腐蚀产物;弯管段穿孔由冲蚀和垢下腐蚀共同作用引起,垢层下的穿孔则是由于垢下腐蚀导致的。     

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