摘要：目的在油田生产过程中,腐蚀的危害性极大,所以套管材质选择至关重要。生产套管材质选择级别低,二氧化碳腐蚀可能导致套管腐蚀穿孔,严重则会影响正常生产,出现安全和环境问题等。如果套管材质选择级别过高,会造成经济上的浪费。为了使材质选择更加合理,所以进行研究。方法以***预测腐蚀模型计算的不同材质的长期腐蚀速率为基础,提出了一套新的套管选材新方法。通过该方法对渤海油田A井进行了设计,并通过室内实验对设计结果进行了验证。结果根据实验得到的管材选择结果与管材设计新方法设计的结果一致,验证了该方法的准确性。结论提出了一套适合于CO_2腐蚀环境下套管材质优选的方法:计算不同材质的腐蚀速率,进而转化为长期腐蚀速率,根据套管强度要求,计算出套管最大允许磨损量,最终确定套管选择材质。该套管选材新方法能够在保证井筒完整性和井控安全可控的前提下,有效降低套管材质选择的成本,有利于保证油田开发的经济性。

摘要：介绍了二氧化碳均匀腐蚀和局部腐蚀的机理,详细分析了二氧化碳腐蚀的各种影响因素,包括温度、CO2分压、pH值和介质组成等影响因素,并着重对油气田压力容器二氧化碳腐蚀的防护措施进行了总结。

摘要：采用自行设计的高温高压冲蚀-腐蚀耦合试验装置,进行井下管柱钢材的冲蚀-CO_(2)腐蚀耦合试验,研究不同工况下N80钢和13Cr钢的冲蚀-腐蚀耦合作用,测试CO_(2)分压、含砂质量分数、砂粒粒径、流体流速等对冲蚀-腐蚀速率的影响。结果表明具有较高抗CO_(2)腐蚀能力的钢材,其抗冲蚀-腐蚀耦合的能力也较好;在CO_(2)分压为0~5 MPa条件下,13Cr钢的冲蚀和腐蚀耦合速率从0.014 mm/a增大到0.062 mm/a,而N80钢的冲蚀和腐蚀耦合速率从0.197 mm/a增大到24.19 mm/a;腐蚀破坏了材料的表层结构,腐蚀速率越大,材料表面的抗冲蚀能力越低,冲蚀-腐蚀的耦合作用越大;揭示了冲蚀和腐蚀的相互作用关系,验证了自行设计的高速搅拌式冲蚀-腐蚀耦合试验装置的有效性,为井下管柱选材和设计提供了基础数据。

摘要：由于焊接接头各区域之间耐蚀性和力学性能的差异,在接头处容易发生局部腐蚀,严重威胁着管线的安全运行,需要对接头腐蚀行为进行预测.基于电偶腐蚀原理建立了碳钢焊接接头腐蚀的有限元模型,结合COMSOL软件,对三种温度下的接头腐蚀形貌进行了预测.并利用该模型研究了焊缝余高、焊缝与母材的面积比以及焊缝缺陷对焊缝金属腐蚀速率的影响规律.结果表明,该有限元模型不但能进行焊接接头腐蚀行为预测,而且可为输油气管道的焊接接头设计提供理论依据.

摘要：本工作利用阵列多环组腐蚀监测传感器对X65管线钢焊缝在不同溶液pH和温度的饱和二氧化碳溶液中的非均匀腐蚀行为进行了研究。实验结果表明,管线钢焊缝的360°全周向区域以及沿管长轴向区域的非均匀腐蚀情况可以被有效监测。结合电化学测试及腐蚀形貌表征发现,在溶液pH为5.85时,管线钢焊缝表面难以形成具有保护性的腐蚀产物膜,随着溶液温度升高,焊缝三个区域(母材区、热影响区和焊缝区)的二氧化碳腐蚀加剧,其中焊缝区腐蚀最为严重;在溶液pH为6.86时,随着溶液温度升高,焊缝三个区域的腐蚀速率由于保护性腐蚀产物膜的形成而降低。魏氏体和针状铁素体在焊缝区的富集,导致焊缝区的成膜时间滞后于母材区和热影响区。

摘要：在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H2S和CO2对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H2S和CO2的条件下的腐蚀情况——井深4 944～5 738m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期(携水采气期和积水采气期)的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明:①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。

摘要：对于含腐蚀性流体(CO2、H2S等)高温高压高产气井,一旦油套环空出现环空带压现象,封隔器以上生产套管将暴露在腐蚀环境中。受腐蚀、环空带压的相互作用,生产套管的服役寿命面临巨大挑战。研究了最大允许环空带压值的计算方法,结合实验室套管材质腐蚀速率测试数据,开展了考虑腐蚀缺陷的套管安全服役寿命评估。同时,研究了环空带压、环空带压与腐蚀相互叠加工况下套管的安全服役寿命。通过服役寿命设计,评估给定开采周期油套管剩余强度及安全状况,在有限的开采周期内,既要保证井筒本质安全,又降低开采成本。对于高温高压含腐蚀性气体的气井,一旦油层套管采用碳钢材质,则需要关注环空保护液的腐蚀测试,优选环空保护液体系,强化环空保护液的安全监管,避免由于套管的过度腐蚀而遗留安全隐患。

摘要：以棕榈酸、二乙烯三胺、马来酸酐为原料合成了一种咪唑啉型缓蚀剂YQ-01,与YQ-02复配后得到能有效抑制二氧化碳腐蚀的缓蚀体系YQ-03。应用静态挂片失重法、电化学极化曲线、X射线光电子能谱分析研究了YQ-03抑制二氧化碳腐蚀的电化学特征,分析了腐蚀前、后及加入缓蚀体系YQ-03后A3钢的表面产物,探讨了YQ-03的缓蚀机理。结果表明,由主剂YQ-01和助剂YQ-02组成的复配缓蚀体系有良好的协同作用,腐蚀产物膜有3层,能有效抑制饱和CO2的高矿化度盐水对A3钢的腐蚀。

摘要：H2S和CO2是碳酸盐岩油气藏中常见的腐蚀性气体,油气储层中富含该类酸性腐蚀介质,会对井下管柱带来很大的危害。为了解决含腐蚀介质油气井中固井工具易被腐蚀的难题,对国内各种石油管材进行了深入而广泛的调研,详细分析了各种耐腐蚀管材材料的防腐蚀机理,对比了其优缺点,综合考虑各种因素,优选出了研制耐腐蚀特种尾管固井工具的金属材料。采用优选出的金属材料设计了多种规格的耐腐蚀特种尾管固井工具,并在川东北地区累计应用40余次均获得成功,有效解决了该地区高含腐蚀介质油气井的固井技术难题。

摘要：对高温、高压含CO2气井来说,油管、套管面临较为严酷的腐蚀环境,亟待解决腐蚀环境套管强度评价问题。在腐蚀评价过程中,如何设计实验环境和实验参数至关重要。为此,模拟腐蚀评价试验应尽可能接近井下工况和投产后的不同阶段参数。根据特定工区油气藏预期开发方案、腐蚀工况、配产制度、地层能量衰减程度,确定腐蚀环境。利用高温、高压循环流动釜,模拟高温、高压环境下P110-碳钢、110-13Cr和110-3CrS三种材质套管的腐蚀情况,建立剩余寿命预测模型,根据测得套管的腐蚀数据,计算套管的剩余强度,得到套管服役寿命与安全系数之间的关系,从而预测其安全服役寿命。通过服役寿命设计,在有限的开采周期内,既要保证井筒本质安全,又要降低开采成本。