超级13Cr不锈钢在油气田中的应用

第1章绪论1
1.1腐蚀简介1
1.1.1腐蚀的基本概念1
1.1.2CO2腐蚀2
1.1.3H2S腐蚀2
1.1.4CO2/H2S腐蚀3
1.2影响因素3
1.2.1材质3
1.2.2流体特征5
1.3油井管服役条件变化11
1.4管柱完整性12
1.5超级13Cr不锈钢14
1.6油气田常用防腐蚀措施14
参考文献16

第2章失效与分析21
2.1概述21
2.2油管台肩面与管体腐蚀22
2.2.1背景22
2.2.2理化检验22
2.2.3分析与探讨26
2.2.4其他类似案例28
2.3腐蚀穿孔41
2.3.1背景41
2.3.2理化检验42
2.3.3分析与探讨45
2.4油管公扣端点蚀47
2.4.1背景47
2.4.2腐蚀形貌分析47
2.4.3化学成分分析50
2.4.4金相组织及硬度测试50
2.4.5综合分析51
2.5开裂与断裂52
2.5.1管体应力腐蚀开裂52
2.5.2近接箍处断裂65
2.5.3接箍纵向开裂70
2.5.4接箍横向开裂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内表面缺陷85
2.6.3表面擦划伤90
参考文献92

第3章完井过程中的腐蚀95
3.1概述95
3.2酸洗液腐蚀96
3.3酸化液（鲜酸）腐蚀97
3.3.1pH的影响97
3.3.2反应温度的影响97
3.3.3酸液体系的影响99
3.3.4Cl-浓度的影响99
3.3.5缓蚀剂类型的影响100
3.3.6表面缺陷的影响100
3.3.7压应力的影响103
3.3.8乙酸的影响109
3.4返排液（残酸）腐蚀112
3.4.1残酸温度的影响112
3.4.2残酸返排时间的影响120
3.4.3残酸pH的影响124
3.4.4表面缺陷的影响126
3.5产出液腐蚀130
3.5.1120℃鲜酸-120℃残酸-120℃地层水130
3.5.2120℃鲜酸-170℃残酸-170℃地层水132
3.6完井液腐蚀135
参考文献141

第4章开发过程中的腐蚀144
4.1概述144
4.2CO2腐蚀145
4.2.1温度的影响145
4.2.2CO2分压的影响155
4.2.3Cl-含量的影响157
4.2.4流速的影响165
4.2.5井深的影响168
4.2.6介质的影响168
4.2.7pH的影响183
4.3H2S或S腐蚀184
4.3.1H2S腐蚀184
4.3.2H2S/CO2共存187
4.3.3单质硫的影响193
4.4极端条件下的腐蚀199
4.4.1超深井环境199
4.4.2超临界CO2状态201
4.5其他油井管杆腐蚀202
4.5.1油钻杆202
4.5.2套管203
参考文献206

第5章防腐蚀技术211
5.1概述211
5.2缓蚀剂212
5.2.1酸洗液环境212
5.2.2酸化液环境217
5.2.3返排液环境237
5.2.4产出液环境240
5.3表面技术240
5.3.1Cr-Y共渗240
5.3.2等离子体渗氮244
5.3.3激光表面熔凝256
5.4材质与选材262
5.4.1不同材质262
5.4.2酸化环境270
5.4.3甜气环境273
5.4.4酸性环境275
5.4.5海洋环境284
5.4.6新疆某气田289
5.4.7海外油气田环境290
5.4.8选材影响因素291
参考文献291

第6章展望299
参考文献300