低铬油套管钢材在不同工况下的腐蚀规律研究

目的 研究低铬油套管钢材在不同腐蚀环境中的腐蚀特征。方法 采用高温高压动态反应釜对1Cr、3Cr这2种常用低铬油套管钢材进行纯CO2、CO2和低浓度H2S共存条件下的腐蚀试验。结果 温度在40~80 ℃条件下,各种钢材的腐蚀速率随着温度的升高而变大。加入低浓度H2S后,可以抑制CO2腐蚀,且随着温度升高,抑制性逐渐减弱。分析认为,在单独CO2环境以及CO2和低浓度H2S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面出现铬富集现象,形成的Cr(OH)3膜保护基底。同时,在CO2和低浓度H2S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面形成致密的FeS产物膜有助于保护基底,抵抗Cl^－侵蚀。结论 低Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,能有效抑制油套管的腐蚀速率,以上研究成果对CO2和低浓度H2S环境中的腐蚀理论以及油田油套管材料合理选择均有一定指导意义。     

低含H2S工况下110SS的超临界CO2腐蚀行为

目的明确低含H2S工况下,110SS钢在超临界CO2相中的适用性及腐蚀行为。方法利用高温高压反应釜对高温高压低含H2S气井的井底腐蚀工况进行模拟,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀行为进行分析研究。结果在141℃、13.3 MPa CO2分压、1.33 kPa H2S分压工况下,110SS在含饱和水的超临界中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率为0.017 mm/a,腐蚀轻微,CO2腐蚀占主导地位。基体表面腐蚀产物膜分布并不均匀,呈水珠状分布,产物膜为单层结构,腐蚀产物以碳酸亚铁为主,含少量H2S腐蚀产物,且H2S腐蚀多集中于水珠状区域内部。腐蚀产物膜由不连续的晶粒构成,部分部位基体直接暴露于腐蚀性介质中,对基体的保护有限。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水,无积水问题的气井,可选用110SS管材作为油套管材质(温度≤141℃,CO2分压≤13.3 MPa,H2S分压≤1.33 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L)。     

S13Cr在超高温超临界CO2环境下的腐蚀行为及产物膜特征

目的明确超级13Cr在超高温超临界CO2环境下的适用性、耐蚀性及腐蚀产物膜特征。方法采用高温高压反应釜模拟气井井底超高温超临界CO2腐蚀工况,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合扫描电子显微镜(SEM)、能谱(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物特性进行分析研究。结果在215℃、31.2 MPa CO2分压、7.24 kPa H2S分压下,超级13Cr在含饱和水的超临界相中及含饱和CO2的模拟凝析水相中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率分别为0.009 mm/a及0.126 mm/a。腐蚀受CO2-H2S共同控制。腐蚀产物呈双层结构,内层腐蚀产物以碳酸亚铁为主,外层以磁黄铁矿为主,且内外两层腐蚀产物膜结合较弱,易剥离。超临界相中,内外层腐蚀产物膜均较为稀疏,水相区内外层腐蚀产物膜更为致密,但外层腐蚀产物膜容易发生破裂剥落。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水、无积水问题的气井,可选用超级13Cr作为油套管材质(温度≤215℃,CO2分压≤31.2 MPa,H2S分压≤7.24 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L),但对于井底有比较严重积水问题的气井,或者含水率较高的油井,超级13Cr并不适合。     

南海某油田CO2回注井防腐选材实验

目的开展腐蚀选材实验,确定经济合理的井下油套管材质。方法分别模拟回注气层(114℃、CO2分压为24.89 MPa、凝析水Cl^–质量浓度为1000 mg/L)、回注水层(117℃、CO2分压为28.39 MPa、凝析水Cl-质量浓度为20000mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13Cr、超级13Cr和22Cr双相不锈钢材质。结果3Cr出现严重的均匀腐蚀及点蚀,最大均匀腐蚀速率出现在回注水层工况,达1.0973 mm/a;最大点蚀速率出现在回注水层工况,达0.4241 mm/a。13Cr均匀腐蚀速率较低,最高腐蚀速率为回注气层工况,达0.0274 mm/a;在回注水层工况条件下,点蚀速率较高,为0.3833 mm/a。S13Cr均匀腐蚀速率较低,回注气层工况腐蚀速率最高,达0.0113 mm/a,无点蚀。22Cr均匀腐蚀速率较低,为0.0011mm/a,无点蚀。整体规律为回注水层条件下的腐蚀速率大于回注气层,主要腐蚀产物为FeCO3,对13Cr以上管材,主要腐蚀形式为点蚀。结论对CO2回注深井,应尽量选取气层回注。在CO2分压为24.89MPa、地层温度为117℃、地层水Cl^–质量浓度为20000mg/L条件下,推荐选用超级13Cr为回注井管材。     

3种13Cr110钢高温高压CO2腐蚀行为对比研究

为了对比评价3种13Cr钢耐CO2腐蚀性能,在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对3种钢的CO2腐蚀行为进行了试验研究。结果表明,3种钢的CO2腐蚀速率以B13Cr110S、B13Cr110、HP13Cr110的顺序增大,B13Cr110S钢的腐蚀速率随温度升高变化不大,而B13Cr110和HP13Cr110钢则随温度升高而增加;B13Cr110S钢的C02腐蚀产物膜薄而致密,在较高温度下B13Cr110和HP13Cr110钢形成的腐蚀膜易干裂,但3种钢在该试验介质中均发生了均匀腐蚀;3种钢的腐蚀膜组成各不相同,但均含有Fe和Cr元素的氢氧化物及其失水后的氧化物。     

渤海油田中深层低含H2S气井油套管选材研究

目的解决渤海油田中深层低含H2S井下环境的油套管安全选材问题。方法利用高压釜模拟气井的腐蚀环境,对不同材质的备选油套管钢在不同井深模拟工况条件下的腐蚀速率和应力腐蚀开裂行为进行研究,采用电子扫描显微镜(SEM)及其能谱仪(EDS)和X射线衍射分析仪(XRD),分析或检测腐蚀形貌、腐蚀产物的组成,综合考虑均匀腐蚀和开裂,提出该气田的油套管选材方案。结果碳钢在气田工况下均未发生应力腐蚀开裂,但腐蚀速率高,为0.242~0.6003 mm/a。S13Cr在气田工况下均未发生应力腐蚀开裂,中层开发井工况下的最大腐蚀速率为0.0399 mm/a,深层开发井工况为0.1633 mm/a。超级双相不锈钢2507、镍基合金2535在该气田工况下应力腐蚀开裂敏感性低,腐蚀速率分别为0.0122 mm/a及0.0083 mm/a。结论超级13Cr马氏体不锈钢(S13Cr)材质适用于地层温度低于180℃的中层开发井全井段使用,2507超级双相不锈钢及2535镍基合金材质适于温度高于180℃的深层开发井,为节约深层开发井的投资,可以考虑采取组合管柱防腐方案。     

两种HP13Cr110钢腐蚀性能对比研究

针对2种不同厂家的HP13Cr110钢,通过模拟高温高压腐蚀试验和标准耐点蚀试验,借助表面形貌的观察分析,评价对比了2种材质HP13Cr110钢的高温高压下CO2腐蚀性能和耐点蚀性能,为油田井下油套管选材提供技术支持。结果表明,在高温高压腐蚀环境条件下2种材质的腐蚀类型均以均匀腐蚀为主,腐蚀程度处于较轻的中度腐蚀,使用时基本上是安全的。     

南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

3Cr管材在含氧气驱生产井中腐蚀行为与防护研究

目的针对注含氧气体开发井筒管材腐蚀问题,系统性开展生产井动态腐蚀实验研究,明确注含氧气体开发井筒全寿命周期管材腐蚀速率的大小,为全寿命周期防腐材质选择及防腐措施提供数据支撑和参考。方法采用模拟渤海某油田生产井井口(27℃、2.0 MPa)、井中(98℃、13 MPa)、井底(135℃、18 MPa)工况,进行不同含氧量条件下的动态腐蚀实验,O2含量占总气体的3%(摩尔分数),采用模拟油田伴生气组分(CO2含量占伴生气组分的4.13%、总气体组分的4.01%),实验周期为14d,实验材质3Cr管材,对照组采用13Cr材质,仅在井底工况进行试验分析。结果由于生产井中O2(3%)和CO2(4.01%)共存,O2对CO2腐蚀起到显著催化作用,同时地层水电导率远高于注入井中的去离子水,因而随含氧量的升高,管材腐蚀速率急剧升高。3Cr和13Cr材质的腐蚀速率均远高于极严重腐蚀等级,单独使用材质防腐不适用于目标油田生产井工况。结论针对氧气、二氧化碳协同腐蚀的工况特征,应采用3Cr材质加咪唑啉类缓蚀剂进行防腐,同时加强氧气浓度检测,或者考虑采用ISO 15156-3推荐的双相不锈钢22Cr、超级双相不锈钢25Cr或28Cr。     

高温高含二氧化碳条件下五种含Cr钢适用性评价

目的 预测某高温高含二氧化碳油井中管柱的腐蚀情况,为该油井推荐安全经济的材质。方法 采用高温高压反应釜模拟现场工况进行腐蚀试验,通过失重法、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)对五种含Cr钢的适用性进行评价。结果 在40~160 ℃温度范围内,五种钢材随温度的升高,其均匀腐蚀速率先升高后降低,且均在80 ℃时达到最大值。3Cr钢的腐蚀速率最高,在整个温度范围内,均远高于0.076 mm/a。在温度为120 ℃时,9Cr钢开始出现局部腐蚀。在温度为160 ℃时,13Cr钢有一定的局部腐蚀倾向。S13Cr、22Cr钢在整个温度范围内的腐蚀速率都较低,试验后试样表面平整连续,耐蚀性能好。结论 建议在采出井井筒中上部40~80 ℃较低温度井段选用9Cr钢,中部80~120 ℃中高温井段选用13Cr钢,底部120~160 ℃高温井段选用S13Cr钢。     

二氧化碳驱油工艺中油酸咪唑啉对碳钢的缓蚀行为研究

目的 研究CO2驱油工艺中咪唑啉缓蚀剂对油套管P110钢腐蚀的缓蚀机制与规律。方法 模拟长庆油田CO2驱工艺环境为实验条件,采用失重挂片、电化学测试、微观表征等手段,研究油酸咪唑啉缓蚀剂对P110碳钢的腐蚀抑制行为。结果 P110钢的腐蚀速度随着CO2分压的升高而增大,但是增大幅度不明显。当CO2分压为2、6 MPa时,油酸咪唑啉对P110钢腐蚀具有显著的抑制效果,缓蚀效率均超过98%,试片表面基本完整;当CO2分压升高到8 MPa时,油酸咪唑啉的缓蚀性能明显下降,缓蚀效率仅为64.33%,试片表面存在明显的腐蚀特征。结论 CO2分压升高到8 MPa时,P110钢表面携带过剩的正电荷,不利于油酸咪唑啉缓蚀剂的吸附。     

考虑环空压力的生产套管CO2腐蚀速率预测

目的 预测考虑环空压力条件下不同产量、温度变化碳钢套管的腐蚀速率.方法 利用优化的经典半经验模型对碳钢套管的腐蚀速率进行预测.明确海洋环境碳钢套管CO2腐蚀的机理,找出海水中生产套管发生腐蚀的主要影响因素及腐蚀机理,通过CO2溶解度模型优化腐蚀速率预测模型,考虑温度、环空压力、产量等变化对腐蚀的影响规律,预测生产套管的腐蚀速率.结果 计算了产量变化后环空的压力分布,产量越大,环空压力相对越大,但产量增大到一定值后,环空压力的增加不再明显.产量会影响环空的温度分布,而温度的变化又关系着热膨胀压力,影响套管的腐蚀速率.通过高温高压室内腐蚀实验验证了腐蚀预测模型的可靠性,对比实验结果 ,模型的预测误差在10％以内,满足现场腐蚀预测需要.结论 产量、温度、CO2溶解度、环空压力等因素均对腐蚀有较大影响,考虑环空压力变化条件下生产套管总体的腐蚀速率远超NACE标准中度腐蚀的0.125 mm/a,需要采取一定的缓蚀措施.     

元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响

目的研究元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响,为评价825合金在高温高压含CO2/H2S和元素硫环境中的适应性提供依据。方法将825合金分别置于含元素硫和不含元素硫的模拟气田环境中,进行高温高压含硫实验。采用失重法、高温高压电化学法、扫描电镜和能谱测试方法对825合金的均匀腐蚀、局部腐蚀、电化学腐蚀、微观形貌和化学组成进行表征,揭示元素硫对825合金在高温高压含H2S和CO2环境中腐蚀行为的影响规律。结果在不含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率仅为0.0217 mm/a,无局部腐蚀现象产生,也没有检测到明显的点蚀噪声信号;在含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率高达0.469 mm/a,具有明显的局部腐蚀特征,且点蚀噪声信号显著,与光学照片观察结果一致。结论825合金在高温高压含元素硫和氯离子环境中容易发生局部腐蚀,这主要是由于元素硫在水溶液中发生水解反应,在局部区域生成了H2S和H2SO4,在高温和氯离子的耦合作用下,显著地加剧了825合金的腐蚀,腐蚀产物以氧化物和硫化物为主。     

一种新型油井管材机械及防腐性能研究

目的重点评价一种新型油井管钢材00Cr9材质的拉伸强度、冲击韧性、硬度及螺纹连接等力学性能和防腐性能,为该新材质的使用条件提供理论依据。方法力学性能方面,根据GB/T 228—2002《金属材料室温拉伸试验方法》对00Cr9-110钢级的材料试样(2个)进行抗拉强度、屈服强度标准测试,参考API SPEC5CT(2011)对该材质(2个试样)的夏比V形缺口冲击韧性(CVN吸收能)进行测试。选取00Cr9管材(00Cr9-110钢级)和马氏体不锈钢13Cr两种材质进行显微维氏硬度对比测试,同时联合国家石油管材质量监督检验中心对00Cr9管材的螺纹连接性能进行实验分析。防腐性能方面,采用腐蚀质量损失实验和硫化氢环境下抗应力腐蚀开裂(Stress Corrosion Cracking,SCC)实验分别对其防二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)的耐蚀性能进行评价。腐蚀模拟实验采用磁力驱动反应釜来模拟实际腐蚀工况环境,实验过程中通过调节釜的转速带动试片模拟流速。材料的常温常压SCC实验设计的实验条件为NACE A溶液,设计加载80%实际屈服强度,温度为24℃,实验气体为0.1 MPa H2S,实验周期为30天,加载强度的方式包括C形环及单轴拉伸。结果00Cr9材质较常规13Cr管材降低了金属中的含碳量,并细化了晶粒组织,使钢材中的杂质均匀化,减少了金相中的组织缺陷,从而提高了油井管的机械强度与耐蚀性能,大幅提高了现场作业效率。该材质的抗拉强度和冲击韧性满足要求,维氏硬度(HV1=256)出现硬度轻微超标的现象(规定HV1<250),螺纹连接性能达标。在低温含CO2的环境中点蚀速率很小,主要为均匀腐蚀,腐蚀质量损失满足要求。应力腐蚀开裂敏感性高,容易发生硫化物应力腐蚀开裂,不满足NACE MR0175抗硫要求。建议在90℃以下、含CO2和不含H2S的井下环境中使用。结论目前00Cr9材质油井管价格低于普通13Cr材质管材,在渤海区域大规模应用可降低油田开发成本,未来有望在渤海地区取代目前常用的13Cr材质油井管材。