温度和Cl^(-)浓度对完井液中Cr13油管的电化学腐蚀的影响

油田环境地质复杂,导致产油过程中的油套管极易发生腐蚀。在油田进入注水期之后,井下油管服役工况更加复杂、环境更加恶劣,会造成输油管壁发生严重的腐蚀。针对Cr13不锈钢油管,研究温度和Cl^(-)浓度对完井液中Cr13电化学腐蚀的影响。在模拟现场实际工况的基础上,测试了温度为40~80℃、Cl^(-)质量分数为10000~18000μg/g的完井液中Cr13的开路电位、电化学阻抗谱和极化曲线。研究结果表明Cr13的开路电位较负(-0.75~-0.59 V),表现出较高的腐蚀倾向性;极化曲线阳极区呈现活性溶解状态,未发生钝化,表明Cr13的电化学反应活性很高;电化学阻抗随温度和Cl^(-)浓度增加而减小,表明Cr13表面钝化膜稳定性减弱。采用注水、注缓蚀剂和防腐涂层等措施对预防输油管腐蚀十分有效。

P110钢级Cr13油管抗挤毁试验方案设计与应用

从理论上研究了油管的抗挤毁强度和外层套管的最小内屈服强度,设计了以TP120TH套管为外层压力圆筒,分别焊接封堵油管和套管两端,通过中间注水打压试验分析了油管、堵头及外层套管的焊接性,提出了合理的焊接工艺、控制要点及解决措施,保证了P110钢级Cr13油管抗挤毁试验的顺利完成。

高Cl^(-)环空保护液中超级13Cr油管点腐蚀行为研究

目的 研究超级13Cr管材在油气井服役环境中的点腐蚀失效机制,分析超级13Cr马氏体不锈钢在高温、高Cl^(-)环空保护液、超临界H_(2)S/CO_(2)环境中的点腐蚀失效行为,明确其适用性,并提出相应的腐蚀控制措施。方法 通过分析失效油管的宏观形貌、显微组织、腐蚀形貌及腐蚀产物,判断超级13Cr油管现场失效的原因,结合高温高压反应釜模拟井下腐蚀环境,从平均腐蚀速率、点腐蚀速率等方面揭示超级13Cr油管的点腐蚀失效机理。结果 该超级13Cr材质管柱在受到H_(2)S/CO_(2)污染的环空保护液环境下会发生点腐蚀穿孔失效;通过观察现场失效油管发现,在受到腐蚀性气体污染的高Cl^(-)环空保护液环境中,油管外壁发生了明显的局部腐蚀,油管腐蚀由外壁向内壁扩展,发生了严重的点腐蚀穿孔,并具有一定的H_(2)S应力腐蚀开裂(SCC)特征;在环空保护液环境下,失效油管表面有Cr、O、Cl、S离子聚集,腐蚀受到CO_(2)-H_(2)S共同影响;模拟腐蚀实验结果显示,超级13Cr油管在腐蚀性气体污染的海水基环空保护液环境下具有点腐蚀敏感性,蚀坑深度为80.346μm,点腐蚀速率达到10.34 mm/a。结论 超级13Cr油管在环空保护液中具有优异的抗均匀腐蚀能力,但在受到H_(2)S/CO_(2)污染的高Cl^(-)环空保护液环境中具有明显点腐蚀倾向,建议环空保护液用淡水配制,并进行除氧处理。

某高压气井13Cr油管柱泄漏和腐蚀原因分析

某高压气井完井后,13Cr不锈钢特殊螺纹接头油管柱泄漏,套管压力升高,不得不进行修井作业。对该井取出的油管现场端和工厂端螺纹接头逐根检测,发现多根油管腐蚀和泄漏。抽样分析表明,油管力学性能符合工厂规定;该种13Cr油管材料在该井工况条件下不抗腐蚀,油管接头结构导致腐蚀集中,在油井酸化后接头已发生腐蚀,导致接触压力不足,油管接头部位比管体内壁腐蚀更为严重。

Cl^-浓度对超级13Cr油管钢应力腐蚀开裂行为的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)的实验方法,通过应力应变(σ-ε)曲线、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射分析(XRD)等手段分析了超级13Cr油管钢在NaCl溶液中的抗拉强度、延伸率、断裂时间、应力腐蚀开裂敏感性指数(kscc)和断口形貌,研究了Cl-浓度对其应力腐蚀开裂行为的影响。结果显示:当NaCl溶液浓度低于15%时,超级13Cr油管钢应力腐蚀的程度较轻,抗应力腐蚀开裂性能较好;而当NaCl溶液浓度大于25%时,其应力腐蚀的程度严重,抗应力腐蚀开裂性能较差;随溶液Cl-浓度的增大,超级13Cr油管钢的力学性能降低、抗SCC性能降低、应力腐蚀开裂的倾向增大、应力腐蚀开裂敏感性指数kσ和kε均呈现增大的趋势,且kε比kσ增大的趋势更明显;Cl-浓度对超级13Cr油管钢塑性的影响比对其抗拉强度的影响更显著。

大规模水力压裂过程中超级13Cr油管冲蚀预测模型建立

大规模水力压裂过程中,高速流动的携砂压裂液会对油管内壁造成冲蚀,导致油管壁厚减薄,承载能力降低。为了准确预测大规模水力压裂过程中油管的冲蚀速率,利用自制的冲蚀实验装置,采用0.2%胍胶压裂液与40/70目石英砂混合形成的液固两相流体,实验研究了冲蚀角度和流体流速对超级13Cr油管冲蚀速率的影响,建立了适用于大排量高砂比压裂的冲蚀预测模型,运用新模型,可以比较准确地预测注入总液量和排量对超级13Cr油管壁厚损失的影响。算例分析结果表明,大规模压裂过程中,超级13Cr油管的壁厚损失范围为0.2~1.3 mm,应该控制排量和砂含量,防止油管壁由于冲蚀而导致安全性降低。

冲击角度和喷射速度对超级13Cr油管冲蚀速率影响实验研究

利用自制的喷射式冲蚀实验装置,在胍胶压裂液与40/70目石英砂混合形成的液固两相流体中,研究了冲击角度和喷射速度对超级13Cr油管冲蚀速率的影响。采用扫描电镜分析了冲击角度和喷射速度对超级13Cr油管的冲蚀形貌的影响。实验结果表明,超级13Cr油管冲蚀速率随喷射速度的增大呈幂率关系增长。冲击角度为30°时超级13Cr油管的冲蚀速率最大,但幂指数较小;冲击角度为45°时,冲蚀速率居中,但幂指数最大;而冲击角度为90°时,冲蚀速率最低,幂指数最小。扫描电镜分析结果表明,在较小的冲击角度和较高的喷射速度下,石英砂颗粒对超级13Cr油管表面产生了较深的切削犁沟。而在较大的冲击角度和较高的喷射速度下,超级13Cr油管表面产生微裂纹,主要损伤机理为冲击锻打造成的材料挤压成片脱落。

超级13Cr油管钢在不同浓度Cl^-介质中的腐蚀行为

采用全浸腐蚀实验方法,通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射分析(XRD)、失重法、极化曲线等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同浓度(5%,15%,25%,35%,质量分数)的NaCl溶液中的腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物及电化学特性进行了分析,研究了Cl^-浓度对其腐蚀行为的影响。结果显示:超级13Cr油管钢在Cl^-浓度低于35%的NaCl溶液中具有较好的耐腐蚀性能,Cl^-浓度对其腐蚀行为有一定程度的影响,随着Cl^-浓度的增大,材料的耐腐蚀性能降低,被腐蚀倾向增大。较高的Cl^-浓度加速了材料表面点蚀的生长,引发局部腐蚀,进而导致全面腐蚀。Cl^-浓度的增大使超级13Cr油管钢的腐蚀速率增大,但随着腐蚀程度的加重,腐蚀产物增厚及覆盖面积增大,阻碍了基体和溶液的接触,从而减缓了腐蚀速率的增速,其腐蚀产物主要是由Fe和Cr的氧化物构成。

超级13Cr油管钢在含Cl^-溶液中的腐蚀行为及其表面腐蚀膜的电化学特性

在室温不同质量分数(5%～35%)NaCl溶液中对超级13Cr油管钢进行浸泡腐蚀试验,研究了该钢的腐蚀形貌、腐蚀速率、腐蚀产物及其表面腐蚀膜的电化学特性。结果表明:试验钢在NaCl溶液中具有较好的耐蚀性;随NaCl质量分数的增加,其耐蚀性降低,当NaCl质量分数大于25%时变化尤为显著,腐蚀形式由局部腐蚀发展为全面腐蚀,腐蚀产物主要为Fe_3O_4,腐蚀膜疏松不致密;腐蚀膜的极化曲线存在钝化区,具有钝化特性,在低频区的电极过程为扩散控制,在高频区则为电荷传递控制,其阻抗由一个时间常数确定。

超级13Cr油管在P110套管中往复磨损实验研究

采用曲柄结构往复式磨损试验机对超级13Cr钢进行磨损实验,研究不同的接触力以及不同的摩擦频率对超级13Cr钢磨损性能的影响。实验结果表明,失重量及磨损效率都随着摩擦副的接触力的增大而增大,失重量及磨损效率也都随着摩擦频率的增大而增大。而摩擦系数随着接触力和摩擦频率的改变变化不大。采用SEM观察并分析磨损表面形貌,探讨磨损机理。表明超级13Cr油管与P110套管之间的磨损机理以黏着磨损为主,表面形貌为片状剥落和犁沟共存。

温度对超级13Cr油管钢慢拉伸应力腐蚀开裂的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂试验方法,通过σ-ε曲线和SEM等分析了超级13Cr油管钢抗拉强度、延伸率、断裂时间、应力腐蚀开裂敏感性指数(kscc)和断口形貌;研究了温度对其在3.5%NaCl溶液中应力腐蚀开裂(SCC)的影响。结果表明:当温度<60℃时应力腐蚀的程度较轻;当温度>80℃时应力腐蚀的程度严重;随温度的升高,超级13Cr油管钢的抗拉强度降低,延伸率减小,断面收缩率减小,断裂时间减小,应力腐蚀开裂的倾向性增大,应力腐蚀开裂敏感性指数kσ和kε均呈现增大的趋势,且kε比kσ增大的趋势更显著;温度对超级13Cr油管钢的塑性变形性的影响比对抗拉强度的影响更大。

高pH值完井液中超级13Cr油管的腐蚀失效及SCC机制

通过对某失效高压气井超级13Cr油管的开裂原因、腐蚀形貌、腐蚀产物及有限元分析,探讨超级13Cr油管在高pH值完井液的腐蚀失效及应力腐蚀开裂(SCC)机制。结果表明:超级13Cr油管在高pH值完井液中发生应力腐蚀开裂,裂纹大多起源于油管外壁局部腐蚀坑处,其扩展方式由最初的穿晶解理开裂转变为沿晶开裂;超级13Cr油管外壁发生明显的腐蚀,腐蚀产物层厚度随井深增加显著增大,由外到内依次为Ca3(PO4)2沉积层、FeCr2O4高温氧化产物层及Fe3O4主要腐蚀产物层,其中Fe3O4腐蚀产物层出现较为明显的双向生长现象;超级13Cr油管在井下工况中的腐蚀机制为金属离子和氧离子在氧化膜和腐蚀产物膜中的反应扩散过程,其SCC开裂以阳极溶解机制为主,辅以膜致开裂机制,而疲劳载荷的存在促进了SCC裂纹的萌生和扩展。

高温高压气井中超级13Cr油管环空断裂的原因

采用化学成分分析、力学性能分析、显微组织观察等分析了服役于高温高压气井环境中超级13Cr油管的环空断裂失效原因。结果表明:失效油管外表面分布大量树枝状裂纹,并具有多层腐蚀产物结构,其断裂属于应力腐蚀开裂,钻井液污染磷酸盐环空保护液是导致失效的主要环境因素,环空保护液漏失形成的高油套压差而导致油管外表面承受高环向拉应力是导致失效的主要受力因素。

超级13Cr油管在不同材料套管中磨损对比试验

对P110与TP140 2种不同的套管材料与超级13Cr油管材料的磨损性能进行了试验研究。通过对失质量、摩擦因数和往复磨损效率的对比研究,揭示了超级13Cr油管材料与不同套管材料的磨损特性。试验结果表明,TP140钢由于硬度比P110钢高,所以在单位时间内对超级13Cr钢造成的磨损更为严重。在恒定介质中,2对摩擦副的摩擦因数随着接触力和摩擦频率的改变变化不大。分析磨损表面形貌,结果表明超级13Cr油管材料表面磨损形貌为片状剥落和犁沟共存。

S13Cr110油管表面抗应力腐蚀开裂性能研究

通过模拟国内某油田KXS8-2井油管失效工况条件,采用NACE TM 0177-2016标准C环法研究油管表面氧化膜对S13Cr110材质应力腐蚀开裂(SCC)性能的影响,并分析了该井油管失效的原因及机理。研究结果表明:外壁存在氧化膜的S13Cr110试样应力腐蚀敏感性较光滑试样更高。为改善S13Cr110油管在含氧完井液中的抗SCC性能,建议采用抗SCC的完井液并严格除氧,或提高油管表面质量。

S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂性能

采用C环试验,研究了S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)性能。结果表明:S13Cr110油管在高pH的Weigh4完井液中存在一定的SCC风险,少量泥浆的存在会增强S13Cr110油管的应力腐蚀敏感性。在含O2且混有少量泥浆的Weigh4完井液中,S13CR110油管会发生应力腐蚀开裂。

110钢级φ88.9mm×6.45mm超级13Cr钢油管刺穿失效分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验及扫描电镜断口分析等手段,对某油田一根规格为φ88.9mm×6.45mm的110钢级超级13Cr马氏体不锈钢油管的刺穿失效原因进行了分析。结果表明:油管失效的实质是油管发生了氯离子应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁腐蚀坑底部,从外壁向内壁扩展,直到穿透壁厚,形成刺穿通道,高压流体从内向外刺出并在随后的过程中形成了刺穿孔洞。

大型压裂施工中超级13Cr油管冲蚀规律研究

大规模压裂施工过程中,油管受到高速携砂压裂液冲蚀而导致壁厚变薄,增加了后续施工和生产安全风险。为研究大规模压裂施工对超级13Cr油管的冲蚀影响,利用喷射式冲蚀实验装置模拟压裂施工过程中冲蚀环境,研究了超级13Cr油管冲蚀速率与压裂液冲击角度、喷射流速、含砂量之间的关系。研究结果表明超级13Cr油管冲蚀速率随冲击角度增加先增大后减小,在30°时冲蚀速率最大,材料损伤在冲击角度较低时以微切削为主,在冲击角度较高时以挤压锻打脱落为主。冲蚀速率随着压裂液流速和含砂量增加而增大,冲蚀速率与喷射流速之间呈幂函数关系。依据实验数据建立了冲蚀速率计算模型,能够预测在不同施工排量、注入量条件下超级13Cr油管压裂冲蚀后油管壁厚损失,可为压裂施工参数设计和后期管柱安全评价提供重要参考。

南海西部某油井13Cr油管失效分析

南海西部某油田井下13Cr油管服役仅1个月就出现管体腐蚀穿孔。针对目前A20H1井油管的失效状况,利用理化分析、宏观分析、微观分析以及失效机理分析等手段,对13Cr油管失效原因进行了研究。结果表明:13Cr油管化学成分、力学性能及微观结构均符合要求;管材失效形式为内壁腐蚀穿孔;材质中存在磷化物夹杂诱发了小孔腐蚀形核;介质中高质量浓度的Cl^-加速了小孔腐蚀形核和发展,而小孔腐蚀形成闭塞区导致局部酸度过大;金属基体上产生氢致开裂加速了腐蚀穿孔。提出了加强管材夹杂物检验及严格控制油管表面状况避免各种机械损伤等建议。

某气井13Cr油管腐蚀失效分析

某气井在生产过程中13Cr不锈钢油管发生泄露。油管起出后对工厂端外螺纹根部存在横向裂纹的两根油管进行取样,通过油管的理化性能和力学性能分析结果,并结合现场工况及管柱的受力情况,对该井13Cr油管失效原因进行综合分析。结果表明:起出的两根13Cr油管的化学成分符合技术条件要求;该13Cr油管工厂端外螺纹根部的横向裂纹是在腐蚀介质和拉应力共同作用下的应力腐蚀开裂。