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抗硫油管断裂原因分析

理化检验（物理分册） 2012年第6期48卷 403-406,409页

作者：郭金宝郭毓奕宝山钢铁股份有限公司上海201900 宝钢商贸有限公司上海200122

采用化学成分分析、断口分析、金相检验、扫描电镜分析等方法,对某油田抗硫油管的断裂原因进行了分析。结果表明:油管在硫化氢的腐蚀作用下,首先在管壁上产生局部腐蚀,继而在应力的作用下产生微裂纹并扩展,最终发生应力腐蚀断裂。最后,... 详细信息

采用化学成分分析、断口分析、金相检验、扫描电镜分析等方法,对某油田抗硫油管的断裂原因进行了分析。结果表明:油管在硫化氢的腐蚀作用下,首先在管壁上产生局部腐蚀,继而在应力的作用下产生微裂纹并扩展,最终发生应力腐蚀断裂。最后,通过实验室模拟井况条件试验,提出了选择合适材料的建议。

关键词：抗硫油管硫化氢应力腐蚀材料

含H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境下80S和80S-3Cr抗硫油管材料的性能研究

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材料保护 2021年第7期54卷 63-68,78页

作者：戚建晶何淼尹志福惠浩源低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018 中石油长庆油田分公司油气工艺研究院陕西西安710018 西安文理学院机械与材料工程学院陕西西安710065 陕西省表面工程与再制造重点实验室陕西西安710065

天然气开发生产中常有H_(2)S、CO_(2)共存,引起生产油管严重腐蚀,为了研究H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境中不同含硫量对80S和80S-3Cr 2种抗硫油管材料抗腐蚀性能的影响,通过动电位极化扫描和电化学交流阻抗测试研究了2种材料的电化学腐蚀行为... 详细信息

天然气开发生产中常有H_(2)S、CO_(2)共存,引起生产油管严重腐蚀,为了研究H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境中不同含硫量对80S和80S-3Cr 2种抗硫油管材料抗腐蚀性能的影响,通过动电位极化扫描和电化学交流阻抗测试研究了2种材料的电化学腐蚀行为。研究结果表明:(1)2种材料的极化曲线均随含硫量增大向X轴负向移动,阴极反应由活化和扩散作用联合控制,当Na 2 S·9H 2 O浓度达到1.0%时极化曲线的阳极分支出现了钝化区;(2)2种材料的腐蚀电位E corr均随含硫浓度增大而负向增大,其腐蚀电流密度J corr减小,各相应条件下80S-3Cr的J corr相比80S更小;(3)含硫条件下Nyquist谱具有中高频区容抗弧和低频区Warburg阻抗的2个时间常数,且Warburg阻抗特征随含硫浓度增大而更明显;(4)随含硫浓度增大,电荷传递电阻R t不断增大,而Warburg阻抗Z w减小;(5)基体表面先形成的腐蚀产物中的S元素含量更高,80S-3Cr的腐蚀产物与80S相比S元素含量更低。综合可知:H_(2)S、CO_(2)共存腐蚀环境中在金属表面优先形成了具有保护性的硫化铁类产物,抑制了金属材料的腐蚀,同时80S-3Cr材料与80S材料相比具有更好的抗H_(2)S/CO_(2)腐蚀性能。

关键词：抗硫油管 H_(2)S/CO_(2)腐蚀动电位极化电化学交流阻抗腐蚀产物

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40锰钼铌抗硫油管试验使用小结

石油钻采机械情报 1977年第Z1期 33-42页

四川的各天然气田中,由于天然气含有硫化氢、二氧化碳等成份,对管材、井口装置、集气管线及集气站等产生腐蚀破坏,严重影响气井的安全生产。在鞍山钢铁公司和冶金部钢铁研究院等单位大力支持下,通过反复实践和认识,在不到三年的时间内,... 详细信息

四川的各天然气田中,由于天然气含有硫化氢、二氧化碳等成份,对管材、井口装置、集气管线及集气站等产生腐蚀破坏,严重影响气井的安全生产。在鞍山钢铁公司和冶金部钢铁研究院等单位大力支持下,通过反复实践和认识,在不到三年的时间内,逐步探索了硫化氢腐蚀原因,并相应采取一套综合防腐蚀措施,其中包括采用抗硫油管,使各气田投入开发,建成了一定规模的天然气生产基地。

关键词：气田卧龙河矿物燃料矿床油管腐蚀硫化氢腐蚀试验井充氢试验抗硫油管油管接箍气井天然气混合气体小结

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油管内涂层防腐技术在塔中Ⅰ号气田的应用

天然气工业 2012年第10期32卷 86-89,118页

作者：裘智超熊春明常泽亮赵志宏赵春叶正荣中国石油勘探开发研究院中国石油塔里木油田公司

塔里木盆地塔中Ⅰ号气田CO2、H2S共存,气井具有井深、高温、高压的特点,井筒腐蚀环境复杂。为此,依据塔里木塔中Ⅰ号气田实际的工况要求,对P110S抗硫油管+TC-3000C环氧酚醛树脂内涂层分别进行了模拟环境下附着力、抗拉伸、轧平、扭转等... 详细信息

塔里木盆地塔中Ⅰ号气田CO2、H2S共存,气井具有井深、高温、高压的特点,井筒腐蚀环境复杂。为此,依据塔里木塔中Ⅰ号气田实际的工况要求,对P110S抗硫油管+TC-3000C环氧酚醛树脂内涂层分别进行了模拟环境下附着力、抗拉伸、轧平、扭转等能力的试验,分析了内涂层在模拟环境下的性能。试验结果表明,内涂层的性能可以满足现场使用要求。目前该技术已在塔中Ⅰ号气田使用16口井,在现场应用时通过对油管涂层和下井作业进行检查,保证了涂层的安全下井。现场试验表明,抗硫油管内涂层防腐效果良好,能满足塔中Ⅰ号气田的防腐要求。

关键词：塔里木盆地塔中Ⅰ号气田气井 CO2 H2S 腐蚀抗硫油管内涂层

110SS油管和井下工具用925和9Cr1Mo材料的电偶腐蚀行为

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110SS油管和井下工具用925和9Cr1Mo材料的电偶腐蚀行为

作者：胡晓彤西安石油大学

学位级别：硕士

本论文模拟油气井实际工况,采用浸泡腐蚀试验和电化学测试技术,并辅以SEM、EDS、XRD等分析手段,研究以1:1、1:5、1:10、1:30四种阴阳极面积比偶接的井下工具用材925、9Cr1Mo与抗硫油管钢110SS的电偶腐蚀行为和电偶腐蚀效应,明确阴阳极... 详细信息

本论文模拟油气井实际工况,采用浸泡腐蚀试验和电化学测试技术,并辅以SEM、EDS、XRD等分析手段,研究以1:1、1:5、1:10、1:30四种阴阳极面积比偶接的井下工具用材925、9Cr1Mo与抗硫油管钢110SS的电偶腐蚀行为和电偶腐蚀效应,明确阴阳极面积比对电偶腐蚀的影响。9Cr1Mo/110SS偶对的腐蚀速率结果表明,偶接前9Cr1Mo为严重腐蚀,偶接后均为中度腐蚀,而110SS偶接前后均为极严重腐蚀,其腐蚀速率随阴阳极面积比的变化没有明显的线性规律。电化学测试结果表明,9Cr1Mo和110SS偶接后发生电偶腐蚀的驱动力不足,故9Cr1Mo/110SS偶对在高温、高酸性、高Cl协同作用下,9Cr1Mo主要发生由HS腐蚀造成的全面腐蚀,以及Cl在点蚀坑富集造成的点蚀,110SS发生由CO腐蚀、HS腐蚀以及Cl造成的全面腐蚀,轻微的电偶腐蚀对已有的腐蚀加剧作用不大。电化学测试结果显示,阳极的9Cr1Mo出现明显的钝化区,阳极的电阻极化控制着反应的进行。阴极110SS的腐蚀过程由阴极活化极化控制,氢离子与电子的结合过程控制反应的进程。偶接后9Cr1Mo/110SS电偶对的电偶电位、电偶电流密度随阴阳极面积比的增加而增大,阳极110SS的耐蚀性降低,腐蚀速率增大。925/110SS偶对的腐蚀速率结果表明,偶接前后925均为轻度腐蚀,110SS均为极严重腐蚀。偶接后925的腐蚀速率减小,110SS的腐蚀速率增大,且腐蚀速率随着阴阳极面积比的增大而增大。电化学测试结果表明,925与110SS偶接后会发生以高电位的925为阴极、低电位的110SS为阳极的电偶腐蚀,使得阳极腐蚀加剧,阴极腐蚀速率减小。925的阴极极化曲线与阳极极化曲线交于稳定钝化区,表明镍基合金925在高温高酸性腐蚀条件下具有良好的自钝化能力。925/110SS偶对偶接后,反应过程由阴极控制,反应过程稳定后,阴阳极面积比越大即110SS面积越小,电偶电位、阳极电偶电流密度越大,阳极腐蚀程度越严重。因此在井下应尽量避免925与110SS偶接。以1:1、1:5、1:10、1:30四种阴阳极面积比偶接后,井下工具用材9Cr1Mo、925的腐蚀速率均符合生产要求,与9Cr1Mo偶接的110SS相比于与925偶接的110SS耐蚀性较好。在模拟高温高酸性腐蚀条件下,建议选择9Cr1Mo与110SS以1:30偶接使用。

关键词：电偶腐蚀抗硫油管井下工具阴阳极面积比电化学测试