超級(jí)13Cr不銹鋼在油氣田中的應(yīng)用

第1章緒論1
1.1腐蝕簡介1
1.1.1腐蝕的基本概念1
1.1.2CO2腐蝕2
1.1.3H2S腐蝕2
1.1.4CO2/H2S腐蝕3
1.2影響因素3
1.2.1材質(zhì)3
1.2.2流體特征5
1.3油井管服役條件變化11
1.4管柱完整性12
1.5超級(jí)13Cr不銹鋼14
1.6油氣田常用防腐蝕措施14
參考文獻(xiàn)16

第2章失效與分析21
2.1概述21
2.2油管臺(tái)肩面與管體腐蝕22
2.2.1背景22
2.2.2理化檢驗(yàn)22
2.2.3分析與探討26
2.2.4其他類似案例28
2.3腐蝕穿孔41
2.3.1背景41
2.3.2理化檢驗(yàn)42
2.3.3分析與探討45
2.4油管公扣端點(diǎn)蝕47
2.4.1背景47
2.4.2腐蝕形貌分析47
2.4.3化學(xué)成分分析50
2.4.4金相組織及硬度測(cè)試50
2.4.5綜合分析51
2.5開裂與斷裂52
2.5.1管體應(yīng)力腐蝕開裂52
2.5.2近接箍處斷裂65
2.5.3接箍縱向開裂70
2.5.4接箍橫向開裂75
2.5.5接箍破裂80
2.6表面缺陷81
2.6.1外表面缺陷81
2.6.2內(nèi)表面缺陷85
2.6.3表面擦劃傷90
參考文獻(xiàn)92

第3章完井過程中的腐蝕95
3.1概述95
3.2酸洗液腐蝕96
3.3酸化液（鮮酸）腐蝕97
3.3.1pH的影響97
3.3.2反應(yīng)溫度的影響97
3.3.3酸液體系的影響99
3.3.4Cl-濃度的影響99
3.3.5緩蝕劑類型的影響100
3.3.6表面缺陷的影響100
3.3.7壓應(yīng)力的影響103
3.3.8乙酸的影響109
3.4返排液（殘酸）腐蝕112
3.4.1殘酸溫度的影響112
3.4.2殘酸返排時(shí)間的影響120
3.4.3殘酸pH的影響124
3.4.4表面缺陷的影響126
3.5產(chǎn)出液腐蝕130
3.5.1120℃鮮酸-120℃殘酸-120℃地層水130
3.5.2120℃鮮酸-170℃殘酸-170℃地層水132
3.6完井液腐蝕135
參考文獻(xiàn)141

第4章開發(fā)過程中的腐蝕144
4.1概述144
4.2CO2腐蝕145
4.2.1溫度的影響145
4.2.2CO2分壓的影響155
4.2.3Cl-含量的影響157
4.2.4流速的影響165
4.2.5井深的影響168
4.2.6介質(zhì)的影響168
4.2.7pH的影響183
4.3H2S或S腐蝕184
4.3.1H2S腐蝕184
4.3.2H2S/CO2共存187
4.3.3單質(zhì)硫的影響193
4.4極端條件下的腐蝕199
4.4.1超深井環(huán)境199
4.4.2超臨界CO2狀態(tài)201
4.5其他油井管桿腐蝕202
4.5.1油鉆桿202
4.5.2套管203
參考文獻(xiàn)206

第5章防腐蝕技術(shù)211
5.1概述211
5.2緩蝕劑212
5.2.1酸洗液環(huán)境212
5.2.2酸化液環(huán)境217
5.2.3返排液環(huán)境237
5.2.4產(chǎn)出液環(huán)境240
5.3表面技術(shù)240
5.3.1Cr-Y共滲240
5.3.2等離子體滲氮244
5.3.3激光表面熔凝256
5.4材質(zhì)與選材262
5.4.1不同材質(zhì)262
5.4.2酸化環(huán)境270
5.4.3甜氣環(huán)境273
5.4.4酸性環(huán)境275
5.4.5海洋環(huán)境284
5.4.6新疆某氣田289
5.4.7海外油氣田環(huán)境290
5.4.8選材影響因素291
參考文獻(xiàn)291

第6章展望299
參考文獻(xiàn)300