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。     

CO2和微量H2S共存环境中套管防腐优选研究

目的研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征。方法采用高温高压腐蚀仪,以渤海某油田实际采出水样为腐蚀介质进行模拟实验,利用扫描电镜,能谱仪(EDAX)分析不同管材在不同腐蚀条件下腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌和组分特征,对比分析不同钢材在对应腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立长期腐蚀速率预测模型。结果单独CO2(分压为0.1 MPa)腐蚀环境中,N80材质在50℃条件下发现有局部腐蚀,其他材质表现为均匀腐蚀。CO2(分压为0.1 MPa)和微量H2S(分压为0.0006 MPa)共存条件下,碳钢和低Cr钢腐蚀差异小,为均匀腐蚀。微量H2S的加入改善了腐蚀环境,13Cr钢表面腐蚀程度较小,几乎不腐蚀。单独CO2与CO2/H2S共存的腐蚀速率相比,腐蚀速率降低60%以上。随着测试时间的增加,几种材质的腐蚀速率按照幂函数形式递减,N80、1Cr、3Cr材质的长期腐蚀速率分别为0.023、0.19、0.13 mm/a。结论微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,3Cr-N80套管、线重69.983 kg/m以上能够满足腐蚀后套管强度要求。     

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。     

我国海上油井管腐蚀与防护研究进展

总结了我国海洋环境油井管的防腐实践,为类似油气田开发提供技术参考。指出了我国海上油气井的环境与腐蚀状况,针对腐蚀环境特征,分仅含二氧化碳井下环境、含硫井下环境及热采井高温环境进行防腐技术总结。海洋环境油井气井内、外腐蚀均较严重,外腐蚀主要为海洋环境大气腐蚀,内腐蚀失效的原因多为CO2引发的腐蚀,此外因作业需要,井筒内流体性质的变化也加剧了内腐蚀失效。针对单独CO2腐蚀环境,建立了海上特色的防腐图版,并提出三种低成本防腐策略;针对H2S腐蚀环境,开展了不同材质的腐蚀规律研究与服役寿命预测;针对热采井高温腐蚀环境,开展了氧含量、高温腐蚀与热应力叠加强度变化研究。研究认为,海洋环境油气井外腐蚀可采取涂敷、牺牲阳极、阴极保护,井下CO2腐蚀可以采用防腐选材图版选择合适材质,为降低成本可以采用组合管柱防腐,含H2S环境可采用碳钢或低铬钢,以降低硫化物应力开裂(SSC)和应力腐蚀(SCC)风险,热采井宜控制含氧量及热强度衰减的影响。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

30CrMnSiNi2A超强钢激光熔覆修复试验研究

目的研究激光熔覆技术,解决30CrMnSiNi2A钢制部件表面腐蚀、划伤、裂纹等缺陷的修复问题。方法利用光纤激光器在30CrMnSiNi2A钢表面进行同基体相近成分的合金粉末熔覆试验,优化激光熔覆工艺参数,开展熔覆层的微观组织、硬度、力学性能等方面试验研究,并对拉伸试样的断口进行分析。结果熔覆层与基体呈现牢固的冶金结合,基体热影响区域小,熔覆区的抗拉强度大于基体强度的80%,熔覆区材质的脆性较基材有所增加。结论激光熔覆可用于修复30CrMnSiNi2A钢制零件表面的腐蚀、划伤、裂纹等局部缺陷。     

Experimental investigation on mechanical and metallurgical properties of super duplex stainless steel joints using friction welding process

Friction welding is one of the most economical and highly practicable methods in joining similar and dissimilar metals. In this study, high-quality welds are produced in the super duplex stainless steel by continuous drive friction welding successfully. Design of experiment was done using central composite design of response surface methodology. In the present work, the microstructure and mechanical properties of friction welded super duplex stainless steel (UNS S32760) were examined. The base material has a microstructure consisting of the ferrite matrix with austenite islands. Ferrite content was analyzed through the phase analyzer software and found that it is in the range of 42–55% in all weld metals. The phases were further analyzed through X-ray diffraction method. All the weld metals have higher hardness than the base metals. Weld transverse tensile failures consistently occurred away from the weld zone and exhibit more hardness, yield and ultimate tensile strengths than the base material. The austenite content increases with nitrogen concentration. Nitrogen could enhance the yield stress and ultimately tensile strength of super duplex stainless steel. Secondary phase precipitation is not observed in the welded joint probably due to the shorter heating times.     

7A52铝合金及25CrMnSiA钢焊接件海洋大气应力腐蚀试验研究

目的研究7A52铝对接焊拉伸试样、25CrMnSiA钢对接焊拉伸试样的海洋大气应力腐蚀行为。方法利用自行设计制作的恒载荷大气应力腐蚀试验装置,在海南万宁站海洋大气环境中,分别采用7A52铝对接焊拉伸试样、25CrMnSiA钢对接焊拉伸试样进行海洋大气应力腐蚀试验研究。对试验中断裂的试样和未断裂的试样,进行表面腐蚀形貌、断口形貌、显微组织、显微硬度分布等分析。结果 7A52铝焊接件断裂在焊接部位,Cl-富集于SCC部分的含钙或含硫的第二相质点,促进了7A52铝焊接件应力腐蚀开裂。海洋大气应力腐蚀试验的25CrMnSiA钢焊接件断裂在母材部位,而实验室拉伸试验断裂在焊接部位。结论两种焊接件在海南海洋大气环境下均存在应力腐蚀开裂,裂纹萌生、扩展于朝向海洋方向的试样表面,存在"风脆"现象。     

某20#钢腐蚀穿孔失效原因分析

目的 某船20#钢管投运不久后管段出现严重的腐蚀穿孔,通过对失效管段进行研究,以分析其失效原因。方法 通过电感耦合等离子体发射光谱仪、碳硫分析仪、金相显微镜等对材料材质进行材质符合性分析及金相组织分析。通过场发射扫描电子显微镜观察蚀坑微观形貌,并结合X射线衍射仪及显微拉曼光谱仪,对失效部位周围的腐蚀产物进行成分分析。通过电化学测试及微生物鉴别培养,进一步确定腐蚀的发生原因及机理。结果 材料符合性分析说明,此20#钢管束成分符合标准要求。通过形貌观察发现,20#钢蚀坑边缘呈阶梯状,具有明显的攀爬现象,蚀坑周围呈黑色。X射线能谱仪分析结果表明,20#钢腐蚀穿孔处内表面异常存在大量硫元素。通过拉曼分析及XRD分析发现,硫元素主要以硫酸盐及硫化物的形式存在。电化学测试结果表明,在含硫化物的溶液中,20#钢的腐蚀速率明显提升。进一步对腐蚀产物进行微生物培养,发现了硫酸盐还原菌的存在。结论 微生物腐蚀是引起20#钢管束穿孔的主要原因。     

模拟高低空交变环境下30CrMnSiNi2A钢力学性能研究

目的研究30CrMnSiNi2A钢制腔体的力学性能影响及演化规律。方法借助高低温低气压试验和中性盐雾试验交替进行,模拟高低空交替变化的腐蚀环境。通过比较静力拉伸试验和疲劳试验的结果,进一步揭示预腐蚀对静力拉伸性能和疲劳性能的影响。结果经过预腐蚀处理,30CrMnSiNi2A钢制腔体的力学抗拉强度下降了0.73%,规定塑延伸强度上升了0.04%,断后伸长率下降了0.95%。疲劳寿命数据与对数疲劳寿命数据均符合正态分布,未发生明显变化。结论高低空交变环境下,腔体内部会发生一定程度的腐蚀,但由于腐蚀程度较小,对30CrMnSiNi2A钢力学性能影响不大。     

含砂海水对40Cr钢加速冲刷腐蚀性能影响

目的研究40Cr钢在实际海水中的冲刷腐蚀性能。方法采用自制旋转冲刷实验装置,模拟实际海洋环境对40Cr钢进行实验。试验介质为含有质量分数为0.15%、0.3%、1%石英砂(300目左右)的青岛海域天然海水,冲刷流速分别为1、3、5 m/s。用交流阻抗谱和极化曲线测试检测其冲刷腐蚀性能,采用失重法测量冲刷腐蚀速率,并用扫描电镜观察其表面形貌,用XRD、EDS技术检测腐蚀产物成分。结果当流速一定,石英砂的质量分数为0.3%时,腐蚀速率最小,交流阻抗谱和极化曲线结合分析显示,此时最耐腐蚀,腐蚀产物成分为FeO(OH)。当含砂量一定时,随着流速的增加,试样腐蚀速率快速增加,耐蚀性逐渐下降,腐蚀产物主要成分为Fe O(OH)。结论流速对40Cr的冲刷腐蚀速率影响较大,而含砂量对冲刷腐蚀速率的影响较小。