模拟在役井注减氧空气对1Cr-L80井筒管材防腐研究

目的 在充分调研陆上及渤海周边相似油气田注气开发井筒腐蚀情况的基础上,明确注减氧空气开发井对井筒全寿命周期管材腐蚀速率大小.方法 系统性开展注气井不同含氧量条件下的动态腐蚀实验研究,并对生产井动态腐蚀进行评价,深入分析减氧空气对油井管腐蚀行为,分类分层次分析归纳注减氧空气工况管柱腐蚀特性、腐蚀速率影响因素以及管柱腐蚀风...     

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。     

“油气田管材的腐蚀与防护技术研究”专题序言

正随着油气田的不断开发,石油管材面临的腐蚀工况越来越苛刻,对井下和地面管材性能的要求也越来越高。据报道我国近年来许多油气田井深6000米以上,最深8032米,井底温度超过160℃、压力超过100 MPa,含伴生气CO_2也超过5%。与此同时,有些油气田地面集输系统温度超过80℃,接近甚至超过100℃,而压力也达到几十MPa。因此,这样的腐蚀环境对所用管材的耐蚀性和强度性能等方面提出了更高的要求,相应地对新型管材性能评价技术也需急待解决。虽然国内外许多研究机构和生产厂家投入巨大     

哈法亚油田注水井管材腐蚀规律研究

目的合理地进行井筒选材和更好地开展防腐工作。方法通过高压釜模拟哈法亚油田注水井腐蚀介质环境,研究温度、压力和pH对注水井油管L80钢腐蚀规律的影响。结果随着实验温度的升高,L80钢表面腐蚀产物越来越疏松,腐蚀速率增大;随着注水压力的升高,腐蚀速率增大,局部腐蚀逐渐增强;随着pH的升高,L80的腐蚀速率有所降低,主要发生全面腐蚀;腐蚀产物主要为铁的氧化物和CaCO_3。结论该研究为井筒选材和防腐工作提供一定的技术支持。     

海洋大气环境下桥梁钢构件连接螺栓防腐技术研究

基于桥梁全寿命周期考虑,通过对包覆防腐、涂层防腐、密封胶与涂层联合防腐等常用防腐技术的防腐材料、施工工艺和防腐时效等进行了综合经济对比分析,得出氧化聚合型包覆防腐蚀技术具备防腐蚀材料先进性、施工质量可控性等优点,是桥梁钢构件连接螺栓的最优腐蚀防护方案。     

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20000 mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13C...     

岛礁装备设施腐蚀现状及腐蚀控制策略研究

南海岛礁装备设施的服役环境恶劣、腐蚀问题严重.在分析南海岛礁装备服役环境情况的基础上,介绍了南海岛礁装备设施的腐蚀现状,从服役环境、装备论证、设计、鉴定、维护保养等全寿命周期角度剖析了造成南海岛礁装备腐蚀问题的原因,并从腐蚀数据采集、装备防腐设计、防腐工艺优化、完善试验鉴定、重视维护保养、构建系统治理构架等几个方面探讨了加强岛礁装备设施腐蚀控制的对策,就如何全面做好岛礁装备设施腐蚀防控工作进行了展望.     

腐蚀回路在炼化装置腐蚀评估中的应用

以某炼油企业的常压塔顶系统为例,阐述腐蚀回路在装置腐蚀适应性评估中的应用,腐蚀回路是将流程中具有相同工艺介质、相近的操作温度和压力(温度差13℃,压力差0. 4MPa)、相同或相近损伤机理的结构材料、相同的相变状态的设备和管线划分为同一条回路,通过对装置高腐蚀风险部位编制腐蚀回路,制定对应的防腐措施和监检测方案,对装置进行腐蚀适应性评估。     

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...     

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。     

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...     

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...     

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 SPEC 5CT...     

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C...     

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 M...     

渤海L油田油井生产管柱腐蚀失效原因分析及对策

目的 渤海L油田部分油井管柱频繁发生腐蚀失效穿孔,严重影响油田正常生产,为了延长井下管柱服役时间,对管柱腐蚀失效原因和防护对策进行分析.方法 采用形貌观察、金相分析和扫描电镜等手段对失效管柱及腐蚀产物进行研究,同时从油田水离子组成、腐蚀性气体、细菌含量和管柱冲蚀等方面开展腐蚀原因分析.结果 失效油井管柱主要为局部穿孔和...