工艺参数对高速电弧喷涂Al/1Cr13复合涂层组织结构的影响

用高速电弧喷涂制备Al/1Cr13复合涂层,采用3因素3水平正交试验法系统研究了电弧电流、电弧电压和喷涂距离对复合涂层的组织结构、孔隙率和氧含量的影响规律。采用扫描电镜对复合涂层的显微组织和孔隙率进行表征,采用氧氮含量分析仪测得涂层的氧含量。结果表明,在第9组喷涂参数即电弧电流为240A,电压为32V,喷涂距离为150mm的条件下制备的高速电弧喷涂Al/1Cr13复合涂层组织较致密,Al和1Cr13涂层的孔隙率最低分别为1.6%和2.2%。Al涂层氧含量显著低于1Cr13涂层,最低约为2%。

温度对Cr13不锈钢CO_2腐蚀行为的影响

模拟高温高压腐蚀环境,通过扫描电镜和能谱分析,研究不同温度下的Cr13不锈钢的耐CO2腐蚀性能。结果表明,随着温度升高,Cr13不锈钢CO2腐蚀速率在150℃达到最大以后下降;温度的变化也导致表面腐蚀产物成分和结构的变化,影响腐蚀产物对金属基体的保护效果。

13Cr不锈钢的CO_2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下 ,13Cr不锈钢中 1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2 腐蚀行为。结果表明 ,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为 2Cr13>1Cr13>HP13Cr。当温度为 15 0℃时 ,3种材料的平均腐蚀速率达到最大。CO2 分压和流速增大 ,材料的平均腐蚀速率随之增大。当Cl-浓度为 10× 10 -6～ 10 0 0 0× 10 -6时 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大 ,当Cl-浓度超过 10 0 0 0× 10 -6后 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降。

四种常用钢材耐环烷酸腐蚀性能研究

在模拟的环烷酸腐蚀环境中 ,试验研究了 2 0号碳钢和 1Cr18Ni9Ti,30 4 ,316L三种不锈钢等四种炼油化工常用材料的环烷酸腐蚀行为。结果表明 :四种材料耐环烷酸腐蚀的性能从好到差的次序为 316L >30 4 >1Cr18Ni9Ti>2 0号碳钢 ;探讨了主要合金元素对材料耐环烷酸腐蚀的影响 ,指出钼含量对材料的耐蚀性能具有重要作用。

水溶性缓蚀剂在中低二氧化碳气井的应用

中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司上古气井具有中低二氧化碳、高矿化度及介质pH值变化大的腐蚀特点,同时气井井筒温度多处于腐蚀行为和机理多变的敏感区(60～100℃),这些特点对缓蚀剂的适应性提出了较高的要求。该文主要针对上述腐蚀环境的行为特征,通过缓蚀剂物化性能、相关配伍性、电化学性能、高温高压及现场井筒挂片质量损失分析,研究开发出适合中低CO2、高矿化度水气井腐蚀环境的水溶性缓蚀剂(HGCQ),具有水溶性良好,高温及低温稳定性优良,与甲醇及甲基二乙醇胺(MDEA)配伍性好的特点。室内研究了该缓蚀剂的缓蚀机理为阳极抑制型,确定其现场最佳加注质量浓度为300 mg/L。进行了模拟占古气井筒腐蚀环境的高温高压腐蚀试验和现场一口气井3个月的质量损失挂片测试,结果表明该缓蚀剂缓蚀效果明显,可以有效控制气井管柱的腐蚀。

超级13Cr油套管在含H_2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H2S/CO2共存环境、高含Cl-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H2S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80%AYS和90%AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。

温度增强型高弹性液体胶塞暂堵剂研发及应用

针对低压气井压井漏失难题,本文基于对有机交联凝胶结构上的认识,使用聚乙烯亚胺(PEI)作为交联剂制备了一种弹性液体胶塞EGL-1,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,降低储层损害。该体系基本配方为:2%抗高温聚合物SPAM+(1%~1.6%)交联剂PEI+0.02%稳定剂+清水,并对其地面流变性能、黏弹性能、破胶性能和堵漏性能进行了测试与评价。胶塞初始溶液流变测试结果表明,剪切速率为200 s-1时的表观黏度稳定在350 mPa·s内,具有较好泵送能力;交联成胶后的胶塞黏弹测试表明,弹性模量在100 Pa^470 Pa之间,黏性模量在10 Pa^60 Pa之间,温度越高,胶塞强度越高。物理模拟实验结果表明,胶塞在裂缝岩心抗压达9 MPa以上,返排突破压力小于1 MPa,岩心渗透率恢复值达90%,可实现自然解堵。该技术在长庆下古碳酸盐岩低压气井暂堵压井进行了成功试验,对类似低压气藏防漏失压井具有一定借鉴作用。

气井井筒溶垢剂的制备与应用

长庆S2××区块气井井筒堵塞物主要有CaCO_3、CaSO_4、BaSO_4等垢和FeCO_3、FeS等腐蚀产物,对生产影响较大。针对这一情况,从溶垢量、起泡能力和缓蚀性等方面开展了解堵剂的制备与性能研究,确定了配方为10%有机酸YG-1+1%炔醇类酸化用缓蚀剂HJF-50A+0.5%泡排剂UT-11C的酸性解堵剂和配方为10%胺基酸盐YH-1+0.5%十二烷基磺酸盐类泡排剂YFP-2的碱性螯合剂。在温度20数90℃下,酸性解堵剂对CaCO_3的饱和溶垢率为85.93%数87.46%,对应饱和溶垢量为68.74数69.97 g/L;对FeCO_3的饱和溶垢率93.76%数95.02%,对应饱和溶垢量为75.01数76.02 g/L;对FeS的饱和溶垢率为65.69%数71.23%,对应饱和溶垢量为52.55数56.98 g/L;对80S挂片的腐蚀速率3.13 g/(m^2·h),携液率90.00%。碱性螯合剂主要溶BaSO_4、CaSO_4等酸不溶物,在90℃时,对BaSO_4的饱和溶垢率72.43%,对应饱和溶垢量为14.49 g/L;对CaSO_4的饱和溶垢率76.78%,对应饱和溶垢量为61.43 g/L;携液率95%。现场采用酸性解堵剂和碱性螯合剂多轮次间歇加注方式处理井筒结垢严重井,油套压差降幅达1.01数3.0 MPa,产气量增幅为14.2%数53.71%,获得了显著的溶垢效果。

温度对Cr13不锈钢在含CO2溶液中电化学腐蚀的影响

利用高温高压电化学测试技术,研究了温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀机理的影响.研究表明:90～120℃温度范围内,Cr13不锈钢以点蚀为主,电极反应由活化控制;随着温度的升高,点蚀敏感性逐渐降低,150℃时发生全面腐蚀,而电极反应主要受扩散控制.

用DPC内涂层套管控制油水井内腐蚀研究

中国石油长庆油田分公司部分油井管柱遭受严重的内腐蚀。研究了DPC内涂层的主要性能,结果表明DPC内涂层质量可满足控制油井套管内腐蚀的要求。提出了DPC内涂层套管的实施工艺,并累计成功实施了75口井。

油井管内腐蚀及防护

通过现场腐蚀挂片试验,发现中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司某油田开采侏罗系油井管柱遭受严重的内腐蚀,以点蚀为主要破坏形式。提出了新井采用DPC内涂层套管,老井实施井下连续滴加缓蚀剂的内防腐蚀控制措施。

长庆油田油水井套管防腐工艺实施效果与分析

鄂尔多斯盆地内广泛分布着厚度达数百米的洛河水层,存在多种腐蚀介质,导致早期油水井生产套管腐蚀严重,影响和制约着长庆油田油水井正常生产。2003年来在陇东老区陆续规模推广应用环氧冷缠带牺牲阳极套管外防腐和套管改性环氧酚醛喷涂热固化涂层内防腐等工艺措施,极大的缓解了套管的腐蚀损坏。通过长庆油田陇东老区防腐前后套损率对比,表明完井数年后套损率大幅降低,防腐效果非常明显。同时提出了防腐面临的新问题及应对措施,为低渗透油田井筒腐蚀防护工艺技术优化提出探索方向。

CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)环境中气井管柱腐蚀影响因素研究

某气田产水气井主要腐蚀介质为CO_(2)、H_(2)S酸性气体和高含Cl^(-)的地层水,部分气井油管腐蚀严重,寿命小于5 a。通过高温高压腐蚀试验、扫描电镜等方法研究了抗硫管材在含CO_(2)、H_(2)S和Cl^(-)环境中的腐蚀行为,并与现场检测结果进行了对比。结果表明:在含CO_(2)、H_(2)S的环境中,CO_(2)是腐蚀的主要因素,现场CO_(2)含量的高低与油管的腐蚀程度并不是呈现简单的对应关系;H_(2)S分压在0.005~0.100 MPa范围内时,随着H_(2)S分压的增加,腐蚀速率呈降低趋势。在30~90℃范围内,随着温度的升高,腐蚀速率呈上升趋势,对应现场气井腐蚀严重部位集中在1500~2500 m,对应井筒温度60~90℃。实验室短时间试验中Cl^(-)含量与腐蚀速率没有直接的对应关系,但现场气井管柱的腐蚀程度与Cl^(-)含量有较好的对应关系,Cl^(-)含量越高,管柱最大腐蚀速率越高。气井产水量对管柱腐蚀影响很大,高产水气井发生的腐蚀明显比低产水气井严重。

腐蚀监测在油田污水管道防腐中的应用

长庆油田采出水矿化度高,富含成垢离子、腐蚀性物质含量高,采出水管道腐蚀结垢严重,破漏频繁,造成了很大的安全环保压力。通过安装24套采出水系统在线腐蚀监测挂环,掌握了在用碳钢管道的腐蚀状况。结合室内挂片产物分析、水质离子分析和现场腐蚀因素测试等工作,明确了长庆油田采出水系统腐蚀形态主要表现为以Cl-为主导致的点蚀和钙盐、钡盐为主的垢下腐蚀;腐蚀类型以CO2腐蚀为主,同时还有一定的硫化物腐蚀,应重视采出水中杀菌措施。

陇东油田污水腐蚀性研究

陇东油田污水腐蚀严重,给油田生产带来严重影响。结合水质分析和腐蚀产物的室内分析,明确了造成该站污水管线腐蚀的主要因素,并提出相应的防腐对策。

安塞油田套管腐蚀机理与防治措施研究

安塞油田油水井套损严重。通过套损井工程测井、水质分析、侧钻拔套管分析、井下挂片试验以及腐蚀监测等手段，明确了安塞油田套管穿孔主要以外腐蚀为主；安塞延安组富含C02、洛河层含02气体是主要腐蚀源，内腐蚀轻微。并提出了相应的防治措施。

模拟油气田环境下抗硫管的腐蚀行为对比

为了对比国产和进口抗硫管在模拟工况低H2S含量环境下的腐蚀性能及抗开裂敏感性,采用高温高压失重法和应力腐蚀开裂四点弯曲加载法,并结合扫描电镜、能谱以及X射线衍射分析技术对80钢级国产钢管、80钢级进口钢管和95钢级进口钢管进行了试验研究,从而为油气田实际选材提供理论依据。结果表明:在低温低H2S分压环境下,材料成分中铬、钼和镍元素对提高抗硫钢耐蚀性效果不明显,三种材料的力学性能相当;80钢级国产钢管和95钢级进口钢管存在带状组织,带状组织对耐蚀性有一定的影响作用;温度在80℃以下变化时,三种材料的平均腐蚀速率变化不大;三种管材均有较低的开裂敏感性。在此模拟环境下,国产抗硫管与进口抗硫管的性能相当,可以替换使用。

用于排水采气的非API整体接头小直径油管性能评价

为降低苏里格气田排水采气工艺管柱成本,研发了一种基于中碳无缝钢管的非API整体接头小直径油管,其接头采用二次加热、二次镦锻外加厚成型。该材质管柱未见用于油气田井下管柱的先例,故对其油管本体及接头的常规理化性能、耐腐蚀性能和实物管力学性能进行评价和分析。结果表明:热镦锻加工后接头处材料的屈服强度由382 MPa提高到527 MPa,硬度和冲击性能满足使用要求;实物管在30 MPa内压条件下拉伸失效载荷为253.25kN,远大于苏里格气田平均管柱下深时的该油管自重,安全系数可达1.96,抗内压强度大于62 MPa,管柱平均腐蚀速率与现用N80油管相当;非API整体接头小直径油管性能满足苏里格气田下井和排水采气工艺要求。

磁共振液体衰减反转恢复序列血管高信号征对急性缺血性脑卒中预后的Meta分析

目的:探讨磁共振液体衰减反转恢复(FLAIR)序列成像血管高信号征(HVS)对急性缺血性脑卒中(AIS)患者的预后价值。方法:检索Embase、The Cochrane Library、PubMed、CNKI、VIP和WanFang数据库,搜索与磁共振FLAIR成像HVS对AIS患者预后价值分析相关的队列研究,检索时间为自建库至2021年1月31日。2名研究人员独立进行文献筛选、数据提取并对纳入研究进行偏倚风险评价后,应用RevMan 5.3软件对数据进行Meta分析。结果:纳入21个队列研究,包括2328例AIS患者。Meta分析结果显示:同对照组比较,预后良好组患者的初始HVS评分更高(MD=0.73,95%CI为0.24~1.23,P=0.004),HVS(+)组与HVS(-)组患者预后差异无统计学意义(RR=0.83,95%CI为0.64~1.09,P=0.18),远端HVS组与无远端HVS组患者预后差异无统计学意义(RR=1.42,95%CI为0.47~4.32,P=0.53),HVS>4层组与HVS≤4层组患者预后差异无统计学意义(RR=1.19,95%CI为0.51~2.75,P=0.69)。结论:初始HVS评分可以预测患者预后,预后良好组HVS评分高于预后不良组;HVS有无、是否远端、是否广泛分布对患者的预后无差异。

工程质量评价

本文全面阐述了工程质量评价的内容，建立了工程质量评价指标体系．