TP140在模拟鲜酸和残酸环境中的腐蚀行为

采用SEM,EDS,XPS和激光共聚焦等测试手段,研究了套管钢TP140在模拟油田鲜酸和残酸环境中的腐蚀行为。结果表明,在120℃鲜酸和170℃残酸环境中,TP140的均匀腐蚀速率均在一级标准范围内。酸化缓蚀剂在试样表面吸附成膜,降低了TP140在鲜酸、残酸环境中的均匀腐蚀速率,酸化过程中不完整铜膜覆盖在试样表面,会加重局部腐蚀。     

缓蚀剂铜膜对13Cr不锈钢在残酸试验中腐蚀程度的影响

本文主要研究了13Cr试样在鲜酸腐蚀过程中表面形成的缓蚀剂保护膜对该试样在后期残酸试验中腐蚀程度的影响。SEM、EDS分析结果表明:鲜酸试验后试样表面覆盖的缓蚀剂保护膜为铜膜;腐蚀评价试验结果表明:在残酸试验中,表面有铜膜附着的试样,其腐蚀速率是无铜膜试样的200倍,残酸试验前将试样表面的铜膜经超声清洗去除后,其腐蚀速率下降了1/3;不同pH值条件下铜膜与13Cr的电位测量结果表明:缓蚀剂铜膜的存在是13Cr试样在残酸试验中腐蚀加速的主要原因。     

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。     

G3镍基合金油管在油井酸化过程中的腐蚀行为研究

利用高温高压腐蚀模拟实验,研究了G3镍基合金油管在油井酸化过程中的腐蚀行为。采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、激光共聚焦显微镜和极化曲线等分析了试样在鲜酸和残酸中的腐蚀形貌和腐蚀机理。结果表明:G3镍基合金在模拟酸化液中具有较好的耐腐蚀性能,其主要原因是试样表面的吸附膜覆盖整个面积,使合金表面的能量状态趋于稳定,增加腐蚀活化能;同时该吸附膜阻碍了与腐蚀反应相关的电荷或物质转移,减缓了腐蚀。在模拟鲜酸介质中,G3镍基合金的极化曲线钝化区较窄,点蚀敏感性较强,很易诱发点蚀。随着温度的升高,钝化膜的自我修复能力减弱。     

油田酸化环境下超级13Cr、15Cr不锈钢的点蚀速率研究

本文研究了超级13Cr和15Cr马氏体不锈钢分别在120℃和95℃全程酸化(鲜酸+残酸)实验中的耐点蚀性能。结果表明:超级13Cr和15Cr不锈钢在120℃条件下的点蚀速率分别为1.59mm/a和1.35mm/a;在95℃条件下的点蚀速率分别为6.55mm/a和2.60mm/y;95℃条件下两种材质的点蚀速率高于120℃条件下的点蚀速率;在两种腐蚀条件下15Cr较13Cr表现出更优异的耐点蚀性能。     

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。     

超级13Cr钢在不同温度NaCl溶液中的膜层电特性与腐蚀行为*

采用全浸泡腐蚀实验方法和扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)、失重法、极化曲线、交流阻抗等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同温度NaCl溶液中的腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物及其膜层的电性能进行了分析,研究了溶液温度对其膜层电性能和腐蚀行为的影响。结果显示:超级13Cr油管钢在温度低于80℃的NaCl溶液中具有较好的耐腐蚀性,其表面膜层具有钝化特性,温度对其腐蚀有一定程度的影响,随溶液温度的升高,钝化膜层对基体的保护作用降低,其抗腐蚀性能降低,发生腐蚀的倾向性增大,当溶液温度高于60℃时尤为显著。超级13Cr在不同温度NaCl溶液中由点蚀引发了局部腐蚀,进而导致了全面腐蚀的发生,其腐蚀产物均由Fe和Cr的氧化物组成,且表面的腐蚀产物疏松不致密。     

封隔器以下140钢级套管材质在完井过程中的腐蚀行为研究

通过高温高压鲜酸(10%HCl+1.5%HF+3%HAc+5.1%TG201缓蚀剂)、残酸、地层水CO2腐蚀实验及电化学分析,研究TP140钢在苛刻工况条件下的耐蚀性。结果表明:TP140钢在鲜酸、残酸和地层水CO2腐蚀实验条件下,其均匀腐蚀速率分别为3.7490,0.4361和0.5524 mm/a。残酸实验后,试样表面存在不完整Cu膜。未去除Cu膜的TP140钢试样的自腐蚀电位(-658 m V)高于去除Cu膜的TP140钢试样的(-692 m V),腐蚀驱动力小,但其自腐蚀电流密度(3.1141×10-5A/cm2)明显高于去除Cu膜的(1.0926×10-5A/cm2)。相比于TP140钢基体(Fe),Cu为正电性金属,膜的覆盖不致密形成典型的大阴极-小阳极结构,导致严重的局部腐蚀。TP140钢在鲜酸、残酸和地层水CO2腐蚀实验条件下,试样表面最大点蚀深度可达150μm。     

超级13Cr完井管柱的腐蚀失效原因

通过对某失效超深、超高温高压气井超级13Cr完井管柱的内表面腐蚀检测,结合室内腐蚀试验,分析管内表面状态、酸化缓蚀剂等对完井管柱腐蚀的影响,探讨该气井管柱的腐蚀失效原因。结果表明:超级13Cr完井管柱内壁均匀腐蚀轻微,随井深增大、温度升高,管柱内壁点蚀严重程度增强,在6 000 m左右,最大点蚀深度高达645μm;酸化缓蚀剂与超级13Cr完井管柱不完全匹配,且管柱内壁存在吸附单质铜膜,膜的覆盖不致密会导致较为严重的点蚀;完井管柱内壁氧化皮去除不彻底,且存在表面缺陷,促进了点蚀的萌生及应力腐蚀开裂(SCC)裂纹的形核与发展,严重影响到管柱的结构完整性,最终导致管柱腐蚀失效。     

SZ36-1油田某低含CO_2水源井油管材料的选择

模拟SZ36-1油田某低含CO_2水源井生产油管的现场环境,在高温高压釜中对5种油管材料N80钢、3Cr钢、13Cr钢、超级13Cr钢以及钨钢进行72h腐蚀浸泡试验,确定油管材料的腐蚀速率,以比较各钢材的耐蚀性;采用光学显微镜观察试样腐蚀形貌,以评价各钢材的局部腐蚀情况;利用动电位极化曲线和电化学阻抗谱分析待选材料的电化学性能。结果表明:N80钢的腐蚀速率高达0.223mm/a,表面有大量点蚀坑,其电化学腐蚀反应受阳极活化控制,并且阻抗最小,不满足选材要求;钨钢因其较差的耐点蚀性也不满足要求;3Cr钢、13Cr钢和超级13Cr钢的腐蚀速率低,具有显著的阳极钝化特征,耐点蚀性好,电化学阻抗高,可以满足选材要求。     

高温高压气井管柱腐蚀现状及未来研究展望

高温、高压、高腐蚀性介质引起的管柱腐蚀问题已成为国内外高温高压气井井筒完整性的巨大威胁和挑战。首先分析了我国塔里木盆地高温高压气井管柱服役工况环境、作业生产工艺、管柱受力情况以及腐蚀现状,重点回顾了国内外高温高压气井增产改造阶段酸化液引起的腐蚀、氯离子/硫化氢/环空保护液引起的应力腐蚀开裂、管柱接头缝隙腐蚀3种主要的失效形式,同时结合文献研究和现场失效案例分析总结了管柱腐蚀机理和规律。最后总结了高温高压气井管柱未来5大研究方向:基于生命全周期选材评价、15Cr和17Cr新管材、特殊管材酸化缓蚀剂、环空保护液应力腐蚀开裂敏感性、全尺寸管柱腐蚀实验方法。     

高CO2分压环境超级13Cr的腐蚀行为

目的：研究超级13Cr 钢在高CO2分压条件下的腐蚀行为并评价其耐腐蚀能力,为存在类似工况的气田选材提供参考。方法模拟东方气田腐蚀环境（141℃,CO2分压27.9 MPa）,通过高温高压腐蚀挂片实验和电化学实验对超级13Cr开展腐蚀行为研究。结果在东方气田高CO2分压腐蚀环境下,挂片腐蚀试验表明,超级13Cr的腐蚀形式为全面腐蚀,其均匀腐蚀速率为3×10-3 mm/a;电化学分析表明,13Cr不锈钢的自腐蚀电位（-0.785 V）和点蚀电位（-0.301 V）较超级13Cr不锈钢的（-0.580 V,-0.139 V）有明显负移,而自腐蚀电流密度和维钝电流密度明显更大。结论高CO2分压条件下,超级13Cr可满足气田油套管使用要求,超级13Cr不锈钢的耐蚀性能和抗点蚀敏感性均强于13Cr不锈钢。     

Corrosion-Electrochemical behavior of 13% chromium (Cr) martensitic stainless steel in hydrochloric acid (HCl) solutions

Corrosion-Electrochemical behavior of a commercial API5CT grade L80 type 13Cr tubing enriched with microalloying elements is studied in 6, 7.5, 9, 12 and 15% HCl solutions by electrochemical methods. The objective is to contribute to the comprehension of corrosion phenomena caused by HCl of similar concentrations, generally used in acidizing job. The corrosion morphology is examined by scanning electron microscopy (SEM) coupled with EDAX. The soluble corrosion products are analyzed by atomic absorption spectroscopy and colorimetric methods. General, as well as localized, corrosion is present. The severest general corrosion with a maximum rate of 26 mm/year is obtained at 15% HCl. The localized corrosion which morphologically differs as function of HCl concentrations is revealed by SEM investigation. In all the above HCl solutions, the commercial 13% Cr martensitic stainless steel tubing shows no passive state. Above 6% HCl, the microalloying elements promote forming a discontinuous film of the corrosion products. The corrosion rate slightly decreases in 15% HCl compared to the published data on a conventional 13% Cr martensitic stainless steel tubing. This is due to both the chemical composition (silicon, manganese and vanadium) and microstructural properties. Copper seems to additionally accelerate the corrosion of the alloy. Published in Russian in Zashchita Metallov, 2007, Vol. 43, No. 4, pp. 372–380. The article was translated by the authors in English.     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

超出海上油套管选材图版的防腐设计实验研究

目的：东海A气田开发储层流体中CO2分压约1.85 MPa,温度在150℃左右。井下腐蚀环境已超出中海油选材图版的应用范围,因此应进行防腐模拟实验研究,为优选油套管材质提供依据。方法应用失重法在高温高压动态反应釜中进行高温高压动态腐蚀模拟测试,选择油气田开发中高防腐油套管常用的普通13Cr、超级13Cr、22-25Cr双相不锈钢3种材质试样,测试不同材质油套管井下的腐蚀速率。结果 CO2分压2.0 MPa下,130℃时3种材质均未发现局部点蚀,温度升至150℃时,超级13Cr和22-25Cr双相不锈钢表现为均匀腐蚀,普通13Cr材质出现了点蚀,点蚀速率为0.6413 mm/a,明显超过了腐蚀控制线;150℃下,随着CO2分压的增加,腐蚀速率增加,但分压达到约2.0 MPa后,腐蚀速率增加减缓,并且出现下降趋势。结论从井底开发储层到地面,温度逐步降低,根据实验结果,东海 A 气田开发设计组合油套管的方式防腐,深部温度高于130℃位置的油套管应用超级13Cr材质,上部温度低于130℃位置的油套管应用普通13Cr材质,以降低成本。     

超级13Cr钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析,研究温度变化对超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明,随着温度的升高：超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率呈微上升的趋势,气相环境中试样的均匀腐蚀速率大于液相,但均远小于0．1mm／a,局部腐蚀严重。在温度为150℃的气相环境中,超级13Cr钢最大局部腐蚀速率可达2．1379mm／a,其7天实验的最大局部腐蚀坑深度可达41μm。XPS检测结果显示,超级13Cr钢表面钝化膜主要成分是非晶态的Cr2O3。     

不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为

目的不同管材的CO_2腐蚀行为存在差异,为优选经济型抗CO_2腐蚀材质油套管,探究不同腐蚀条件下常规管材的CO_2腐蚀特征。方法以实际油田的地层水样为腐蚀介质,在高温高压的条件下,对不同材质的油套管进行模拟实验。利用X射线衍射仪(XRD)分析腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌特征,研究CO_2分压、温度、测试时间对油套管腐蚀速率的影响规律。结果随着CO_2分压的增加,普通碳钢和低Cr钢的腐蚀速率显著变化,当CO_2分压为0.3 MPa时,普通碳钢腐蚀速率为2.2021 mm/a,而13Cr的腐蚀速率很低,仅为0.1052 mm/a,未表现出明显的规律;腐蚀速率随着温度的升高呈先增加后降低的变化规律,N80,1Cr钢的腐蚀速率远高于13Cr钢;在较短的测试周期内,N80,1Cr,3Cr油套管钢的腐蚀速率略有增加,随着测试周期持续增加,油套管钢的腐蚀速率明显下降;从腐蚀形貌来看,普通碳钢试样的腐蚀程度严重,以均匀腐蚀为主,1Cr,3Cr钢表面存在少量的局部浅斑,以局部腐蚀为主;13Cr材质钢的表面平整,有光泽且无点蚀,腐蚀程度轻微。结论普通碳钢的腐蚀速率对CO_2分压的影响比含Cr合金材质钢更敏感,温度和测试周期均对金属表面的腐蚀产物产生影响,随着温度和测试周期的持续增加,金属表面形成Fe CO3保护膜,含Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,抑制油套管的腐蚀速率,研究成果对CO_2腐蚀环境中的油套管选材具有理论指导意义。     

Effect of mercury on corrosion in production wells in Gulf of Thailand

Abstract

The effect of mercury on the corrosion of materials used for tubing in oil and gas production wells was studied. Carbon steel (L80) and 13% chromium stainless steel (13Cr) were selected for study by potentiodynamic polarisation. Simulated produced water, with the composition obtained from the Gulf of Thailand field, was used as a corrosive solution. Temperature kinetically increased the corrosion reaction. Chloride ions and carbon dioxide also enhanced the corrosion. Acidity increased the pitting corrosion of 13Cr and increased the corrosion rate of both 13Cr and L80. A concentration of 3–12 ppm of mercury lowered the current density in the passive region and increased the pitting potential of 13Cr. The corrosion rate of L80 was decreased with small amount of mercury addition. The 13Cr showed lower uniform corrosion rate than the L80 in all conditions of the simulated produced water.     

CO2分压对SM80SS套管钢在CO2/H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（XRD）对CO2分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表明：在试验条件下,低PCO2时,反应以H2S为主,FeS优先生成,腐蚀产物膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;PCO2不断增大后,反应以CO2为主,FeS逐渐全部转变为FeS0.9,腐蚀产物膜颗粒粗大、比较疏松,平均腐蚀速率较大;腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。