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1、硫化氢对钻具应力腐蚀机理及防护措施的研究汇报人：李雪源时间：2010.6内容提要1.研究目的和意义2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究3.H2S对钻具腐蚀防护措施研究4.结论及今后研究方向内容提要1.研究目的和意义2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究3.H2S对钻具腐蚀防护措施研究4.结论及今后研究方向1.研究目的和意义据资料,我国石油钻井每钻进1m，消耗4kg钻杆，其中由H2S腐蚀造成的损失约占25%，每年钻井按1500×m计算，腐蚀损失就高达0.45-1.25亿元。中石油近几年来每年发生钻井事故约500起，其中约30%以上源于H2S腐蚀，处理这些事故的花费就与
2、直接损失相当，节约开支和降低成本的潜力巨大。我国许多油田如四川、长庆、华北、新疆、江汉等油田的油气层中都含有H2S,其中四川油田是世界上腐蚀最严重的油气田之一。如2006年3月25日,罗家2井在二次完井中由于套管破损而发生井漏和地下井喷事故,导致高含H2S天然气体泄漏到地面,井场周围1万余名群众紧急疏散到县城等乡镇共14个安置点，历时12天，当地群众生命以及财产损失严重。一.研究目的和意义以上表明，由于含硫油气天在开采、炼制和集输过程中极易发生H2S应力腐蚀开裂，从而降低设备服役寿命，造成巨大经济损失并且威胁人身安全。因此,研究含硫气田钻具腐蚀机理与防护措
3、施可为我国高含硫气田开发提供指导和借鉴，对确保开发安全可靠、降低开发成本、提升我国在此类油气田开发的水平具有十分重要的意义。图2.钻杆的氢脆现象形貌内容提要1.研究目的和意义2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究3.H2S对钻具腐蚀防护措施研究4.结论及今后研究方向2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究H2S应力开裂机理示意图2.1应力腐蚀机理:以铁为例，铁在H2S腐蚀作用下变成硫化亚铁，在金属表面形成小缺陷，或在划伤、焊缝咬边（特别是长条状MnS夹杂）处被腐蚀，形成腐蚀开裂源，在拉应力的作用下开裂。开裂尖角处新金属面暴露，与介质中H2S接触又被腐蚀，在拉应力作用下继
4、续开裂，周而复始使得裂纹变长变深.可见，H2S应力腐蚀就是在拉应力或残余压力的作用下，钢材微裂纹的发展直至破裂的过程。2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究影响因素说明1.钻具材质及加工包括金相组织、化学组成、钻具表面质量、材料微观结构、硬度及焊后热处理、强度及碳当量、硫，磷含量等；2.温度1.1995年张勇,王家辉.SSC发生在常温下的几率最大,而在65℃以上则较少发生。2.2002年Mora-MendozaJL.无水H2S在250℃以下腐蚀性较弱;在室温下的湿H2S气体中,钢铁表面生成的是无保护性的Fe9S8。在100℃含水蒸汽的H2S中,生成的也是无保护性
5、的S和少量FeS。在饱和H2S水溶液中,碳钢在50℃下生成的是无保护性的Fe8S9和少量FeS;当温度升高到100—150℃时,生成的是保护性较好的FeS。2.2影响钻具腐蚀因素：3.H2S浓度/分压1.1997翁端.当硫含量在0.5%-2.0%的高温条件下，硫化腐蚀将明显上升。2.2001李始祖.当H2S低于2.0mg/L时，因仅在金属表面形成保护膜，生成Fes.Fe2S3等物质很少;H2S质量浓度在2.0-20mg/L时，可以生成FeS，Fe2S3和Fe8S9等物质，Fe8S9(苛西特)极不稳定，保护性能最差。H2S浓度在20mg/L时，主要生成Fe8
6、S9，加快了电化学腐蚀。随着H2S质量浓度的上升，腐蚀速度加剧，在150mg/L左右达到颠峰，而后缓慢下降，大于300mg/L时，趋于稳定。3.2003年李鹤林.H2S含量较低和较高时,钢的腐蚀速率均较低;随着H2S含量的增加,钢呈现出明显的局部腐蚀特征。4.pH值1.2008刘伟.H2S水溶液的pH值为6是一个临界值。当pH值小于6时,钢的腐蚀速率高;溶液呈中性时,均匀腐蚀速率最低;溶液呈碱性时,均匀腐蚀速率比中性高,但低于酸性情况.2.H2S对钻具应力腐蚀机理研究5.其他因素1.2001卢绮敏.当气体流速高于10m/s时缓蚀剂就不再起作用。因此,气体流
7、速较高,腐蚀速率往往也较高。如果腐蚀介质中有固体颗粒,则在较高气体流速下将加剧冲刷腐蚀,因而必须控制气体流速的上限;但是,如果气体流速低,也可造成设备底部积液而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等,故规定气体的流速应大于3m/s。2.2003牛韧.氢氰根离子少量存在时也对SSC影响较大。3.2004陈利琼.介质中其他成分:H2S水溶液中,Cl-和O2对管子的SSCC敏感性影响较大。在一定范围内,Cl-的存在将加快腐蚀速度;但Cl-浓度较高时,腐蚀速度反而减缓。O2对SSCC也有很大的促进作用。4.2008刘伟、蒲晓林.管材暴露时间,在H2S溶液中,碳钢初始腐蚀速率约为
8、0.7mm/a。随着时间延长,腐蚀速率逐渐下降,2000h后趋于平
