CO_(2)地质封存与利用环境下水泥单矿C_(2)S的腐蚀速率

在CO_(2)地质封存和利用过程中,固井水泥容易与井下的酸性介质CO_(2)发生碳酸化反应,腐蚀固井水泥石造成水泥石力学性能大幅度衰退。针对水泥石单矿C_(2)S在CO_(2)地质封存和利用环境中腐蚀反应速率不清晰的问题,通过SEM、XRD以及TG的测试方法,定量分析C_(2)S腐蚀产物的变化规律。根据腐蚀产物CaCO_(3)的摩尔生成率和非稳态扩散渗透模型拟合得到腐蚀反应产物CaCO_(3)的生成系数α。SEM实验结果表明,腐蚀反应后C_(2)S水泥单矿颗粒的表面均有较大改变,生成了部分腐蚀产物CaCO_(3);XRD结果表明,单矿C_(2)S腐蚀产物CaCO_(3)的晶型主要有方解石和文石;TG测试结果表明,C_(2)S水泥单矿随着腐蚀龄期的增加,腐蚀产物的量均明显增加。拟合结果表明,C_(2)S腐蚀产物生成速率随着温度的升高而增大,90℃下CaCO_(3)腐蚀产物的生成速率系数α最大为54.90。

钻柱腐蚀疲劳寿命评价和影响因素分析

油气钻井过程中钻柱受力复杂,容易发生断裂情况,根据现场情况评价钻柱腐蚀疲劳寿命可以为钻柱安全使用提供依据。从现场实用角度,通过轴向力、循环应力和疲劳极限的计算,对比了基于疲劳系数、寿命百分数和旋转计数的钻柱疲劳评价方法,并考虑了腐蚀的影响。分析结果表明,当在严重狗腿度的井段钻进时,弯曲应力和屈曲增加将加快钻柱疲劳失效;当对应的机械钻速降低、转速增加时,钻柱的剩余使用寿命将进一步降低;当发生较严重的腐蚀时,钻柱剩余使用寿命将迅速降低。在高抗拉井段和狗腿度变化大的井段的钻柱应定期倒换使用,以保障现场钻具安全规范使用。

钻杆内涂层主要缺陷问题研究及控制

钻杆内涂层在提高钻井作业效率、降低成本方面具有重要作用,涂层质量问题直接关系到其应用效果。研究表明,钻杆内涂层的主要缺陷包括脱落、腐蚀和开裂,形成机理涉及多方面因素。本研究旨在对主要缺陷及形成机理进行深入探讨,并思考其控制方法,提出提高涂层质量的保障措施,有助于延长涂层与钻杆的使用寿命,为石油钻采作业提供更安全、高效和经济的解决方案。

水溶性抗CO_(2)、H_(2)S油井缓释剂技术在杨米涧油区的应用

随着杨米涧油区进入大规模注水开发,综合含水达到85%以上,井下管柱的腐蚀问题日显突出,主要反映在长6层位的井筒管杆泵腐蚀严重。为了有效减缓油井腐蚀问题的发生,降低油井腐蚀对生产设备的危害,减少油井腐蚀对采油正常生产造成的经济损失,开展油水井防腐缓释技术应用。

某油井聚酮材料内衬油管失效分析

[目的]塔河油田某油井的聚酮材料(POK)内衬TP110S油管现场应用105 d后发生腐蚀穿孔。[方法]通过形貌观察、化学成分测定、金相组织分析、硬度测试和拉伸试验,对油管基材进行失效分析,采用维卡软化温度和氧化诱导时间来评价POK内衬材料的理化性能和热学性能。[结果]内衬管基材穿孔失效的原因在于油管基材的Cr含量低,在高温环境下受CO_(2)和Cl-的协同腐蚀作用。POK内衬失效的原因是起管过程中受到井内高温至井口低温的温度变化影响,同时内衬材料脆化严重,导致部分POK内衬在起井过程中脱落,而温变产生的轴向拉伸应力和翻边预紧力导致个别内衬回缩明显。[结论]后期进一步规范油管上、卸扣作业过程,降低轴向应力,并改进POK材料,以提升内衬的抗温变能力。

含硫气井钻井过程中的腐蚀因素与防护研究

在含硫气井的钻井过程中对于HRC大于22的钻具钢材除了腐蚀疲劳之外,在pH值小于9的环境中还会发生硫化物应力腐蚀破裂,这种破坏比腐蚀疲劳更突然、更快,使钻杆大量损坏。含硫气井在钻井过程中,由于湿硫化氢的出现,常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器以及对支持保护管柱的水泥环柱等腐蚀和损坏问题,为此,阐述了湿硫化氢的腐蚀特点、机理,归纳总结了影响腐蚀的因素,综述了如何在这些方面防止其腐蚀,使损失减小,为指导油管、套管防腐工程实践提供了依据。建议在钻井过程中采用碱性钻井液,其pH值可到9或更高(至pH值12),以减缓或防止钻井过程中电化学从硫化物应力腐蚀破裂;含硫气井用的钻杆应该间歇使用。钻杆停用堆置时间可使其放氢,使钻杆恢复韧性,防止硫化物应力腐蚀断裂。

石油钻机固控系统抗腐蚀分析及改进措施

目前,石油钻机所受到的腐蚀性问题相对普遍,使用单位为了提升石油钻机固控装置的应用水平,维护自身的经济效益,更需要了解石油钻机在作业期间容易接触到的腐蚀情况。使工作人员提高对石油钻机固控系统的重视,才能满足石油钻机设备的运行要求。基于此,本文结合实际思考,以中国石油集团渤海钻探工程的建设项目为前提,首先,简要分析了石油钻机固控系统的抗腐蚀作用;其次,阐述了石油钻机固控系统的腐蚀原因;最后,提出了石油钻机固控系统抗腐蚀措施。

空气钻井中钻具腐蚀影响因素分析

空气钻井因其钻速快 ,防漏制漏效果好 ,具有常规钻井液不可比拟的优越性 ,但由于含氧量高 ,当其遇到地层水时 ,钻具腐蚀情况较为严重。以伊朗TABANK气田 14井为例 ,该井地层水为腐蚀介质 ,研究了温度、空气压力、含砂量、砂子粒度、转速和pH值对S135钻杆钢的腐蚀影响 ,为以后空气钻井防腐提供了参考依据。试验结果表明 :腐蚀速率随温度、空气压力或转速的升高而增大 ,在低温或低压下 ,腐蚀为均匀腐蚀 ;高温或高压下 ,呈现非均匀腐蚀现象。随腐蚀介质中含砂量的增多 ,石英砂对S135钢的磨蚀作用增强 ,腐蚀速率逐渐增大 ,石英砂越细 ,则其磨蚀作用越强 ,腐蚀越明显 ;均匀混合的石英砂较单一级配的石英砂对钢片的腐蚀程度大。腐蚀速率随pH值的升高而降低 ,碱性条件有利于防腐。

镍基合金和铬在高温下的腐蚀电化学特征

利用动电位极化和电化学阻抗(EIS)方法,分别研究了纯铬以及镍基合金UNS N08028在140℃和160℃两种温度下高含H2S/CO2环境所成钝化膜的电化学行为.结果表明:两种成膜条件下028合金钝化膜的耐蚀性优于纯铬.EIS表明电化学阻抗谱均有明显的容抗弧特征,028合金显示单一的容抗弧,纯铬在低频区显示扩散阻抗控制.

HZ油井缓蚀阻垢剂在华北油田的应用

为解决油井由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产问题,采用有机酸和有机胺及助剂合成了HS-1油井缓蚀剂,同时与阴离子及两性离子表面活性剂等多种助剂复配,研制出了HZ系列缓蚀阻垢剂。利用静态挂片法和容量法进行了缓蚀率与阻垢率的测定。该剂在华北油田现场应用60余口井,缓蚀率达70%,阻垢率达95%,加药井平均检泵周期延长3倍,节约检泵费用840余万元,具有较好的推广应用价值。

恶劣环境气井井下油管的相变诱导腐蚀研究

井下油管的使用寿命和性能与勘探开发和油气田经营效益密切相关,对于含硫气田,还有可能导致重大安全事故和环境问题。而过去的腐蚀机理研究主要集中在化学腐蚀和电化学腐蚀方面,对金属腐蚀类型、腐蚀产物膜的生成与破坏等研究较多。同一口井中处于相同腐蚀环境下井下油管各部位的腐蚀差异较大,这是由于环境因素造成的。为此,从环境因素(井下油管内的油、气、水三相的相态变化)探讨了恶劣环境下气井井下油管的腐蚀受产出流体的组分、温度、压力、油管性能等多方面影响,并针对特定的情况进行了分析。其研究成果有助于相关的决策部门和设计部门找到井下油管严重腐蚀的部位并设计合理的油管组合,可防止或减轻由于腐蚀、冲蚀等对油管造成的严重损坏,大大减少油气井的维护费用,从而取得良好的经济效益。

钻杆溶解氧腐蚀影响因素分析

溶解氧腐蚀是钻杆使用寿命下降的最重要的原因。通过试验研究和文献分析,论述了钻井施工过程中服役环境、溶解氧浓度、泥浆pH值、井下温度、压力、钻井液、钻杆材质等诸多因素对钻杆溶解氧腐蚀的影响。分析认为,氧浓度对钻杆腐蚀起主导作用,钻杆腐蚀速度随着氧浓度的增加而加快;防止钻杆氧腐蚀最简便的措施是提高钻井液的pH值,最有效的办法是采用除氧剂对钻井液进行除氧。

气基流体欠平衡钻井腐蚀/冲蚀研究现状及进展

气基流体欠平衡钻井包括纯气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和充气钻井。目前国内的气基流体钻井主要以提高钻速、防漏堵漏和保护储层为出发点,较少考虑气基流体钻井中出现的腐蚀/冲蚀特点及其危害。国外对气基流体欠平衡钻井中的腐蚀已引起足够重视,并采取了化学法、非化学法、非欠平衡为主的3种方法加以解决。为此,综述了国内外在实施气基流体欠平衡钻井中遇到的腐蚀/冲蚀实例、机理及预防措施,目的是预防欠平衡钻井腐蚀/冲蚀发生,确保气基流体欠平衡钻井的安全可靠,为该技术在国内油气田合适地层的推广提供技术支撑。同时建议除加强对其腐蚀/冲蚀交互作用机理研究外,还应加快缓蚀剂开发和井口监测装置的研制。

空气钻井中钻具腐蚀因素的灰关联分析

伊朗TBK气田钻具腐蚀严重 ,钻杆更换频繁 ,直接影响中方钻井施工的进度和经济效益。为了弄清影响钻具腐蚀的原因 ,在对TBK1 4井地层水质分析的基础上 ,应用灰色理论中的灰关联分析方法对影响钻具腐蚀的多个因素进行了探讨。分析计算结果与现场实际情况相吻合。结果表明 ,造成钻具腐蚀的主要原因是高温条件下酸性地层盐水的电化学腐蚀 ;高压空气中溶解氧对钻具的氧化腐蚀 ;地层砂子磨损钻具使氧化膜脱落造成的磨蚀。为了保护钻具 ,决定配制高 pH值且添加了缓蚀剂的稳定泡沫液进行空气泡沫钻井。实践证明此法有效地抑制了钻具的腐蚀 。

超级13Cr钢在含CO_2的CaCl_2完井液中应力腐蚀开裂行为

采用四点弯曲法实验研究了超级13Cr马氏体不锈钢在1.0MPaCO2、100℃和150℃下,密度为1.318kg/L的CaCl2完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)行为;同时研究了溶液中氧含量和少量醋酸对应力腐蚀开裂敏感性的影响。结合动电位极化曲线,考察了材料在不同条件下的腐蚀电化学行为,其结果和四点弯曲法实验结果一致。在150℃不除氧条件下,材料的应力腐蚀开裂最敏感,此时开路电位(Ecorr)处于极化曲线上的第二个活化-钝化转换区域。扫描电子显微镜(SEM)结果显示,超级13Cr马氏体不锈钢以沿晶型方式开裂。

三元复合驱油井光杆腐蚀原因分析及防护措施

分析了三元复合驱油井光杆的腐蚀原因 ,通过室内试验和工业试验 ,提出了以热镀锌的办法防止光杆腐蚀 ,具有很好的效果。

CO_2EOR时地下管柱的腐蚀控制

应用CO_2驱油提高采收率在国外已得到广泛的工业应用。然而,实际应用CO_2,EOR所引起的腐蚀问题相当严重,其中地下套管、油管及其工具的腐蚀尤为严重。这个问题在美国已得到令人满意的解决。本文系统综述了CO_2EOR过程中CO_2对注入井和采出井的套管、油管及其工具的腐蚀机理,腐蚀控制等。

高密度盐水的腐蚀性研究

介绍了高密度盐水的腐蚀规律及其控制技术和方法,分析并讨论了盐水的组成、密度、缓蚀剂、温度、使用的钢材类型、压力、接触时间、钢材表面积与盐水体积比等因素对腐蚀的影响。结果表明,复合盐水的腐蚀率高于单一盐水;在使用复合盐水时应尽可能降低ZnBr_2的用量,以减轻盐水的腐蚀;随着温度和压力的增加,盐水的腐蚀率明显增加;使用不同类型的钢材,盐水的腐蚀率不同;提高钢材表面积与盐水体积的比值可减轻腐蚀。

含硫化氢油气井完井工艺技术现状与发展趋势

系统总结了国内外防硫化氢完井工艺技术,在此基础上提出防硫化氢设计原则,完善完井工艺设计。根据储层及流体物性,结合力学、化学及油藏开发动态,优化防硫化氢的完井设计,并进行技术经济评价,确定最优的防硫化氢完井工艺,控制油套管腐蚀,减少油气井作业,为含硫化氢的油气田开发提供科学理论指导,从而降低油气层损害,提高经济效益。

采用缓蚀剂复配提高油井缓蚀效果试验研究

根据华北油田岔19断块油井抽油杆、管腐蚀结垢现象，分析了油井腐蚀结垢的主要影响因素；采用缓蚀剂进行复配，以达提高缓蚀剂缓蚀效果的目的。在单一缓蚀剂优选的基础上，采用缓蚀效果较好的2种水溶性有机缓蚀剂CY03（聚醚类）和CY05（咪唑啉类）1：1复配，在缓蚀剂总浓度不变的条件下，复配缓蚀剂比单一缓蚀剂的缓蚀率提高5个百分点以上，并且复配缓蚀剂与阻垢剂HEDP、ATMP、PBTCA有较好的配伍性。经室内试验，筛选缓蚀阻垢配方的缓蚀率在75％以上，阻垢率在95％以上。于2005年6月进行现场试验，油井水中总铁含量由加药前的2．0mg／L降至0．1-0．5mg／L，油井平均检泵周期由140d延长至300d，取得较好的缓蚀阻垢效果。