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碳酸盐地层套管的腐蚀行为研究

作　者: 李丹平
导　师: 赵国仙
学　校: 西安石油大学
专　业: 材料加工工程
关键词: 碳酸盐岩 H2S/CO2腐蚀 均匀腐蚀 局部腐蚀 寿命预测
分类号: TE983
类　型: 硕士论文
年　份: 2013年
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内容摘要


本文以某油田为应用背景,利用高温高压试验设备并辅以SEM、EDS、XRD等现代分析手段,研究了不同套管材料,在模拟碳酸盐岩环境中的腐蚀行为,并基于模拟试验得到的均匀腐蚀速率,结合套管受到的三轴应力,对套管的腐蚀寿命进行预测。研究结果表明：在本论文模拟的碳酸盐岩油气田H2S和C02共存的腐蚀环境中,均匀腐蚀速率和最大点蚀速率均属于严重或极严重腐蚀程度。套管钢T95和110S在H2S含量为0.02-5.0g/m3时,且20<PCO2/PH2S<500,在气相和液相中,井中部比井底腐蚀严重;若Pco2/PH2S<20时,气相和液相中,井中部和井底的腐蚀程度相差不大。当H2S含量在5.0-770g/m3范围内时,且PCO2/PH2S<20时,气相和液相中,井底腐蚀最严重。当H2S含量在150.0-770.0g/m3范围内时,气相的均匀腐蚀速率大于液相,而当H2S含量在5.0-150.0g/m3范围内时,液相的均匀腐蚀速率大于气相。在H2S含量为0.02-770.0g/m3且PCO2/PH2S<20时,腐蚀产物膜的成分为H2S的腐蚀产物FeS或Fe7S8,腐蚀主要由H2S控制。而在0.02-5.0g/m3时,且20<PCO2/PH2S<500时,腐蚀产物膜的成分为H2S的腐蚀产物FeS和C02的腐蚀产物Fe(CO3)的混合物,腐蚀由H2S和CO2共同控制。P110和110-3Cr在C02分压为3.67MPa,温度为100℃,液相条件下,均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率相差不大,气相条件下,110-3Cr的均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率稍小于P110。当井下套管面临H2S或者CO2腐蚀,均匀腐蚀造成的壁厚减薄将对套管在井下承受的三轴应力极限影响很大,并进而影响套管的安全服役寿命。本论文的研究结果表明,在H2S含量为5.0-30.0g/m3范围内,若只考虑均匀腐蚀,套管材料承受外挤、内压、轴向拉伸作用下的可安全服役寿命分别为5.07年、16.87年和3.48年,则该井在不考虑任何防腐措施的情况下的安全服役寿命为3.48年。

全文目录


摘要  3-4
ABSTRACT  4-7
第一章 绪论  7-21
  1.1 引言  7
  1.2 碳酸盐岩油气田  7-9
    1.2.1 世界碳酸盐岩油气田的储量  7-8
    1.2.2 碳酸盐岩储层  8
    1.2.3 中国碳酸盐岩油气藏储量  8-9
  1.3 套管腐蚀  9-17
    1.3.1 套管腐蚀的研究现状  10-12
    1.3.2 腐蚀机理  12-14
    1.3.3 影响因素  14-17
  1.4 套管腐蚀寿命预测  17-19
    1.4.1 套管在井下受力情况  17
    1.4.2 套管寿命预测模型研究现状  17-19
  1.5 本论文研究的主要内容  19-20
  1.6 本论文研究的技术路线和研究方法  20
    1.6.1 研究方法  20
    1.6.2 技术路线  20
  1.7 本论文主要创新点  20-21
第二章 试验方法  21-26
  2.1 试验材质  21
  2.2 高温高压腐蚀试验  21-25
    2.2.1 腐蚀介质  21
    2.2.2 高温高压腐蚀失重试验方法  21-22
    2.2.3 均匀腐蚀速率的计算方法及有关标准规定  22-23
    2.2.4 局部腐蚀速率的计算方法及有关标准规定  23
    2.2.5 试验仪器  23-24
    2.2.6 腐蚀产物去除方法  24-25
  2.3 SSC 试验  25-26
第三章 套管钢 CO2/H_2S 环境中的高温高压腐蚀试验  26-43
  3.1 引言  26
  3.2 试验条件  26
  3.3 气相中的试验结果与分析  26-34
    3.3.1 特高含硫(H_2S 含量为 150.0-770.0g/m~3)条件下的试验结果  26-28
    3.3.2 高含硫(H_2S 含量为 30.0-150.0g/m~3)条件下的试验结果  28-30
    3.3.3 中含硫(H_2S 含量为 5.0-30.0g/m~3)条件下的试验结果  30-31
    3.3.4 低含硫 1(H_2S 含量为 0.02-5.0g/m~3且P_(CO_2)/_(PH2S)＜20)条件下的试验结果  31-32
    3.3.5 低含硫 2(H_2S 含量为 0.02-5.0g/m~3且 20＜P_(CO_2)/P_(H2S)＜500)条件下的试验结果  32-33
    3.3.6 只含 CO_2(CO_2：3.67MPa)条件下的试验结果  33-34
  3.4 液相试验结果与分析  34-41
    3.4.1 特高含硫(H_2S 含量为 150.0-770.0g/m~3)条件下的试验结果  34-35
    3.4.2 高含硫(H_2S 含量为 30.0-150.0g/m~3)条件下的试验结果  35-37
    3.4.3 中含硫(H_2S 含量为 5.0-30.0g/m~3)条件下的试验结果  37-38
    3.4.4 低含硫 1(H_2S 含量为 0.02-5.0g/m~3且P_(CO_2)/P_(H2S)＜20)条件下的试验结果  38-39
    3.4.5 低含硫 2(H_2S 含量为 0.02-5.0g/m~3且 20＜P_(CO_2)/P_(H2S)＜500)条件下的试验结果  39-40
    3.4.6 只含 CO_2(CO_2：3.67MPa)条件下的试验结果  40-41
  3.5 SSC 试验结果  41-42
  3.6 本章小结  42-43
第四章 试验结果的分析与讨论  43-50
  4.1 不同 H_2S 含量下的腐蚀速率的对比  43-44
  4.2 不同 H_2S 含量下套管材料气相与液相腐蚀速率的对比  44-45
  4.3 不同 H_2S 含量下腐蚀产物的分析对比  45-48
  4.4 本章小结  48-50
第五章 套管的腐蚀寿命预测  50-56
  5.1 腐蚀寿命预测模型  50-53
  5.2 腐蚀寿命预测结果  53-55
  5.3 本章小结  55-56
第六章 结论  56-57
致谢  57-58
参考文献  58-62
攻读硕士学位期间发表的学术论文  62-63
详细摘要  63-71

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中图分类: > 工业技术 > 石油、天然气工业 > 石油机械设备与自动化 > 机械设备的腐蚀与防护 > 油气开采机械设备的腐蚀与防护
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