Sulfide Stress Cracking Assessment of Carbon Steel Welding with High Content of H<SUB>2</SUB>S and CO<SUB>2</SUB>at High Temperature: A Case Study

In the oil and gas industry, it has been established that for pipelines fabricated with carbon steels, their limitation is related to H2S and CO2 environments, which is 7 to 10 psia of partial pressure of CO2. Therefore, in carbon steel cracking is shown, after 7 or 10 psia of partial pressure of CO2. The experimental work was performed under static conditions in autoclaves within a pH of 3 to 3.8;partial pressures of 16 - 96 psi for H2S and 15 - 53 psi for CO2, in the temperature range of 25°C - 150°C. It was observed that the average yielding stress used in Sulfide Stress Cracking (SSC) tests decreases with temperature increment. Hydrogen Induced Cracking (HIC) evaluations showed that X52 steel, under conditions, was not susceptible to HIC. Results of SSC did not show indications of cracking after exposure to sour solutions, except for the specimen exposed to high H2S and CO2 content (96 psi of H2S and 53 psi of CO2 of the partial pressure) and high temperature (150°C). Microcracks located between the upper and lower weld beads were also observed. However, the highest average corrosion rate was 0.27 mm/year (10.6 mpy), which occurred in samples exposed to 96 psi of H2S and 53 psi of CO2 at 150°C. Likewise, the highest localized corrosion (severe pitting attack) was obtained at the same environment with a corrosion rate of 4.2 mm/year (167 mpy). The oil and gas industry could use carbon steels pipelines in partial pressure higher than 10 psia.

L245NS抗硫弯管力学性能及HIC和SSC试验分析

对采用感应加热技术生产的L245NS级Φ406.4 mm×10.31 mm抗硫弯管进行了力学性能、氢致开裂（HIC）及硫化物应力腐蚀开裂（SSC）试验评价,并结合了弯管的微观组织特征分析。结果显示,经890~930℃感应淬火＋580~630℃回火空冷后,L245NS弯管强韧性能、HIC试验结果符合标准要求;其中,弯管内、外弧侧管体强度和冲击韧性相对母管均有不同程度的提高;HIC裂纹多形成在贝氏体组织及带状组织周围;在NACE TM 0177—2005试验环境下,L245NS弯管表现出良好的抗SSC性能。

深层高含硫气井高强度低合金钢油井管技术现状及展望

中国深层高含硫油气资源丰富、潜力巨大,是未来重要的接替资源,但深部油气勘探开发及苛刻服役工况(超高温、超高压、高含酸性气体)对油井管柱强度和抗硫化物应力腐蚀开裂(SSC)性能提出了更高的挑战和要求。油井管柱轻量化和完整性是其安全高效开发的重要保障,这对油井管强度和SSC提出了更高的要求。由于强度升高会导致更高的SSC敏感性,因此强韧性与SSC抗性的匹配成为油井管安全服役的关键。为此,在系统分析钢质油井管的SSC机制及影响因素的基础上,分析了高强度低合金钢抗硫油井管产品体系、材料开发及SSC试验评价的技术现状,展望了未来发展方向。研究结果表明:①钢质油井管发生SSC的本质在于氢与钢中缺陷的相互作用,而冶金因素(如化学元素、显微组织等)决定着钢中缺陷种类、数量及分布;②通过化学成分优化、纳米级析出相调控、夹杂物优化、降低位错密度等方法获得均匀细小的马氏体组织及均匀弥散分布的纳米级碳化物是改善125 ksi(1 ksi=6.895 MPa)钢SSC抗性的有效途径;③传统SSC试验方法已不适用于高强度抗硫油井管的评价,应建立适合于超深井工况的SSC风险分级指标,形成适用于超深井用高强度抗硫油井管的全尺寸SSC评价方法。结论认为:①提出了利用材料基因工程技术加快具有理论意义和应用价值的抗硫油井管成分—组织设计及开发理念;②应持续加快125 ksi抗硫油井管的研发,明确其质量控制体系和应用边界,为深层高含硫气井用高强度抗硫油井管的安全服役提供支撑。

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。

低Cr耐蚀管材的国内外研究进展

低Cr耐蚀管材在冶炼过程中加入少量的Cr和微量合金元素,在成本增加很少的情况下具有良好的抗CO2及H2S腐蚀性能。综述了国内外低Cr耐蚀油套管、集输管线材料的研究现状,详细介绍了低Cr钢抗CO2/H2S均匀腐蚀、局部腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能及影响因素,同时介绍了低Cr钢对缓蚀剂缓蚀效率的影响及使用的经济性,指出了国内研制开发的低Cr耐蚀管材与国外的差距及需要采取的措施,并展望了其在国内油气田的应用前景及发展方向。

耐蚀油套管管材的国内外研究现状

世界油气田中大约1/2含有H2S和CO2气体,针对CO2/H2S腐蚀所采取最安全的防护措施是使用耐蚀油套管材料。本文综述了国内外抗腐蚀油套管管材的研究现状,详细介绍了低碳钢、低合金钢、低碳3-5wt.%Cr钢、13Cr和超级13Cr不锈钢的冶金成分、组织结构及抗CO2/H2S腐蚀,特别是抗硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能。指出了耐蚀油套管管材在CO2/H2S油气田应用的不足之处及在以后研发过程中有待解决的问题。

J55渗氮套管应力腐蚀试验研究

用应力环腐蚀试验和三点弯曲试验研究了某J55渗氮套管在不同试验条件下的腐蚀行为,并和未渗氮套管的抗腐蚀性进行了比较。得出现有技术条件下,渗氮套管在低应力作用下,表面抗腐蚀能力较强;在弯曲应力作用下,渗氮层更容易被破坏,抗腐蚀能力降低。

抗硫管硫化物应力腐蚀开裂试验方法探讨

近年来高井深、高温高压和高含硫等苛刻腐蚀环境的油气田相继开发,对高钢级油套管需求日益增加。然而抗硫化物应力腐蚀试验的钢材强度等级增加会导致抗硫实验中加载的载荷值越来越接近材料的名义屈服强度,应力环系统的细微偏差会导致较大的实验误差。通过试验,分析了应力环在恒载荷试验中存在的主要问题,其中应力环体位移-载荷曲线偏移和附加弯矩(扭矩)是应力环恒载荷结果离散度大的主要原因。为有效解决这些问题,自主研发了带有更精准砝码载荷加载和自动调心装置的六头砝码式恒载荷试验机,经试验证实其试验结果较应力环系统更具稳定性和可靠性。此外,结合恒载荷(A法)和双悬臂梁试验(D法)特点,对油套管抗SSC试验方法给出了合理建议。

X60螺旋埋弧焊管抗H_2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H_2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H_2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H_2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H_2S腐蚀性能的要求,指出冶金工艺,尤其是S,P含量的控制是决定材料抗硫化氢腐蚀性能的主要因素;其次,钢中非金属夹杂物的含量、形态、分布以及显微组织的种类、形态对抗H_2S腐蚀性能也有重要的影响;对X60板材和优选焊接工艺生产的X60螺旋埋弧焊管进行了在低应力和高应力下的HIC和SSC试验,结果表明。

抗硫油套管抗硫化物应力腐蚀开裂性能检测方法的选择与应用

概述了国内外硫化物应力腐蚀开裂(SSC)试验的相关标准及推荐方法的评定指标,结合油气井SSC风险分布、井下油套管的受力情况与抗SSC性能检测的目的,选取了标准拉伸试验法(NACE TM 0177中的A法)作为抗硫油套管抗SSC性能的检测方法,并给出了详细的结果评定方法。以110TS套管为例,利用标准拉伸试验法对其抗SSC性能进行了检测。结果表明:通过标准拉伸法可有效地检测出抗SSC性能不达标的油套管,避免其流入后续的生产环节,引发生产与安全事故。

X65级海管环缝无衬垫封底全自动焊工艺及焊缝性能研究

在一些国外海洋油气田开发项目中,输送含有酸性腐蚀介质的海底管道环缝焊接强制要求采用无铜衬垫封底焊接技术,确保焊缝在硫化氢(Hydrogen Sulfide,H2S)酸性腐蚀服役过程中不会出现硫致应力开裂(Sulfide Stress crack,SSC)。为解决铜衬垫在封底焊接过程中铜原子受热扩散进入焊缝金属并对其性能产生破坏性影响的问题,采用表面张力过渡(Surface Tension Transfer,STT)封底焊接和熔化极气体保护焊接(Gas Metal Arc Weld‐ing,GMAW)填充盖面焊接技术,开发了一种适用于海管S型铺设的无衬垫封底全自动焊工艺并对焊缝性能进行测试研究。结果表明,横向拉伸、全焊缝拉伸、侧弯、冲击、宏观硬度及H2S腐蚀试验等均满足项目焊接规格书及DNV OS F101(2013)标准要求;焊接接头试样均通过了NACE 0177标准下的硫致应力开裂试验,可应用于含H2S酸性环境下X65级碳钢海管的焊接施工。STT表面张力过渡封底焊接属于单面焊双面成形技术,焊接热输入小,飞溅极少,焊缝成形好,是无衬垫封底焊接技术的一种可靠选择。

C110级油套管钢的显微组织和晶体学特征对硫化物应力开裂的影响

通过单轴拉伸试验即NACE-A法评估了C110级油套管钢的抗硫化物应力开裂(sulfide stress cracking,SSC)性能,对拉伸试验断裂和未断裂的试样进行了金相检验,以揭示显微组织、夹杂物、晶界和位错对C110级油套管钢抗SSC性能的影响。结果表明:断裂试样中的裂纹从夹杂物处萌生和扩展,裂纹附近区域几乎都是变形晶粒,晶粒中心平均取向差较大,从而增大了钢的SSC倾向。未断裂试样中以再结晶晶粒和亚结构晶粒为主,且高角度晶界较多,能有效阻止裂纹的萌生。

湿硫化氢环境20号钢高匹配焊接接头开裂分析

针对石化装置中20号钢焊接选用高匹配J507焊条在湿硫化氢环境下出现应力腐蚀开裂失效案例,对选用不同匹配焊接材料焊接的20号钢焊接接头进行硫化氢介质中的应力腐蚀开裂敏感性试验,并从焊接接头的材料化学成分、强度、硬度、显微组织等方面对开裂原因进行研究分析,找出了20号钢选用高匹配J507焊材比等匹配J427(或J422)焊材焊接的接头更易发生湿硫化氢应力腐蚀开裂的原因。为避免上述问题的发生,提出了母材与焊接材料匹配的相关建议。

钛合金在高含硫化氢工况中的腐蚀性能研究

研究了3种不同强度等级的钛合金(TT42、TT52和TT70)在高硫化氢工况中耐点腐蚀试验、抗氢致开裂试验(HIC)、抗硫化物应力腐蚀开裂试验(SSC)、以及模拟工况条件下均匀腐蚀试验和抗硫化物应力腐蚀开裂试验(SSC).结果表明:3种钛合金材料均具有良好的抗点腐蚀性能、抗氢致开裂性能及抗硫化物应力腐蚀性能;在模拟高含硫工况条件下,3种钛合金材料均匀腐蚀试验表面均无点蚀,平均腐蚀速率分别为4×10^(-4) mm/a、2×10^(-4) mm/a和4×10^(-4) mm/a,几乎不发生腐蚀;在80%AYS加载应力下,3种钛合金材料表面均未发生开裂.

冷焊修复层在H_2S环境下的开裂行为研究

研究了不同工艺条件下A350 LF2钢冷焊修复层的组织特征以及在NACE标准实验条件下的硫化物应力开裂(SSC)和氢致开裂(HIC)特征。结果表明,低的热输入量、短持续时间和高占空比条件下容易产生未熔合焊接缺陷,Ar气输入量较大则容易产生焊接气泡。H_2S腐蚀实验结果表明,冷焊修复层对SSC不敏感,但是却极易在焊接缺陷处产生HIC裂纹,裂纹在未熔合区以及焊缝气泡的边缘萌生,并沿着焊接熔合线在焊缝一侧扩展。适当的冷焊修复工艺参数能消除焊接缺陷,有利于提高焊缝的抗HIC开裂性能。