Corrosiontestmethodoftubingandcasingstringenvironmentofacidi2021-11-16發(fā)布2022-I II 2 2 3 4 4 4 4 4 47.2油管內壁環(huán)境、封隔器以下油管外壁環(huán)境或封隔 57.3封隔器以上油管外壁環(huán)境或封隔器以 7 7 8 8 8 8 8 9 請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別專利的責任。本文件由中國材料與試驗團體標準委員會石油石化工程及裝備材料領域委員會（CSTM/FC58）提本文件由中國材料與試驗團體標準委員會石油石化工程及裝備材料領域委員會（CSTM/FC58）歸酸化作業(yè)井全生命周期服役環(huán)境管柱腐蝕試驗方法本文件規(guī)定了酸化作業(yè)井全生命服役周期環(huán)境中油管和套管柱腐蝕失重試驗的術語和定義、試驗下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文ASTMG1腐蝕試樣的制備、清洗和評定規(guī)程（Standardpracticeforpreparing,cleaning,andevaluatingcorrosiontest油氣井完井后，從酸化作業(yè)開始，先后經(jīng)歷鮮酸酸化、殘酸返排、油氣生產的全生命周期服役過酸化壓裂過程中注入地層中的酸液，常見的鮮酸液為鹽酸體系、土酸體系和有機酸體系，同時添2油氣藏邊部和底部的邊水和底水、層間水以及與原油同層的束縛水的總稱，通常含有相當多的金屬鹽類，如鉀鹽、鈉鹽、鈣鹽、鎂鹽等，尤其以鉀鹽、鈉鹽最多，其含鹽量用礦化度來在油氣井生產初期由于采出氣攜帶的少量地層水隨著溫度和壓力下降形成的凝結水，濃度相對地環(huán)空保護液annularprot填充于油管和油層套管之間的流體，主要用于降低油管和環(huán)空之間的壓差、減輕套管頭或者封隔器所承受的油氣壓力，并兼具防腐性能，能夠防止油管和套管柱、封隔器等免受腐蝕?？煞譃橛突h(huán)空保護液和水基環(huán)空保護液，其中水基環(huán)空保護油氣井油管和套管的服役工況環(huán)境可以分為：油管內壁環(huán)境、封隔器以下油管外壁環(huán)境、封隔器以上油管外壁環(huán)境、封隔器以下套管內壁環(huán)境、封隔器以上套管內壁環(huán)境、套管外壁環(huán)境，油管和套套管、安全閥等系列結構，僅用于示意其服役的環(huán)境。對于酸化油氣井，在生命全周期過程中的服役工況介質主要包括：酸化階段的鮮酸介質、酸化階段的殘酸介質、生產初期的凝析水介質、生產中后a)油管內壁環(huán)境：酸化階段的鮮酸介質、酸化階段的殘酸介質、生產初期的凝析水介質、生產b)封隔器以下油管外壁環(huán)境：酸化階段的鮮酸介質、酸化階段的殘酸介質、生產初期的凝析水d)封隔器以下套管內壁環(huán)境：酸化階段的鮮酸介質、酸化階段的殘酸介質、生產初期的凝析水f)套管外壁環(huán)境：地層模擬液。以上環(huán)境可以分為三類：第一類，油管內壁環(huán)境、封隔器以下油管外壁環(huán)境、封隔器以下套管內壁環(huán)境為同一環(huán)境；第二類，封隔器以上油管外壁環(huán)境和封隔器以上套管內壁環(huán)境為同一環(huán)境；第三本試驗所用試驗介質包括液體介質，如鮮酸、殘酸、凝析水、地層水、環(huán)空保護液、地層模擬液a)鮮酸：組分、濃度、pH值b)殘酸：一般取現(xiàn)場井下返排殘酸樣，pc)凝析水：組分、濃度、pH值、Cl-濃度、總礦化d)地層水：組分、濃度、pH值、Cl-濃度、總礦化度；f)地層模擬液：組分、濃度、pH值、Cl-濃度、總礦化度。）：4試樣長度宜為50mm±0.02mm，寬度為10mm±0.02mm，厚度為3mm±0.02mm。在距試樣一6.2.3對試樣進行幾何尺寸測量，分別記錄長、寬、厚及孔徑尺寸，精確到0.01mm，在計算腐蝕速率時應考慮開孔后試樣總表面積的變化。然后對試樣進行稱重，連續(xù)稱量3次取平均值，精確到6.2.4每組樣品至少取三個平行試樣，油管或套管試樣依次在鮮酸、殘酸、凝析水、地層水四種試驗介質中進行腐蝕試驗。每種介質中表1四種試驗介質試驗過程中試樣加入/取出試1AE2F3G4無7.2油管內壁環(huán)境、封隔器以下油管外壁環(huán)境或7.2.1.1向高壓釜中注入鮮酸溶液（無需除氧），鮮酸溶液的加入量應滿足溶液總體積與試樣總表面7.2.1.2將高壓釜升溫至委托方要求試驗溫度，然后注入N2升壓至委托方要求試驗總壓，試驗周期為6滿足溶液總體積與試樣總表面積比為30mL/cm2±10mL/cm2的要求，且加入量不超過高壓釜體積的ppb。7.2.2.3對高壓釜進行升溫，最終達到地層殘酸返排時的工況溫度，然后根據(jù)地層中腐蝕性氣體的分壓注入CO2和H2S，最后注入N2升壓至委托方要求試驗總壓，試驗周期為管或套管經(jīng)過鮮酸-殘酸連續(xù)腐蝕試驗結果分析，E組試樣用于油管或套管經(jīng)過殘酸腐蝕試驗結果分滿足溶液總體積與試樣總表面積比為30mL/cm2±10mL/cm2的要求，且加入量不超過高壓釜體積的7.2.3.3對高壓釜進行升溫，最終達到地層生產初期凝析水的工況溫度，然后根據(jù)地層中腐蝕性氣體7.2.3.4試驗結束后，高壓釜冷卻至室溫，按照表1中的順序取出C管或套管經(jīng)過鮮酸-殘酸-凝析水連續(xù)腐蝕試驗結果分析，F(xiàn)組試樣用7.2.3.5將用于后續(xù)地層水環(huán)境腐蝕試驗D組7.2.4.3對高壓釜進行升溫，最終達到地層生產中后期地層水的工況溫度，然后根據(jù)地層中腐蝕性氣體的分壓注入CO2和H2S，最后注入N析油管經(jīng)過鮮酸-殘酸-凝析水-地層水連續(xù)腐蝕試驗結果分析，G組試樣用于分析油管經(jīng)過地層水腐蝕7.3封隔器以上油管外壁環(huán)境或封隔器以上7.3.1向高壓釜中注入環(huán)空保護液（已進行預除氧），環(huán)空保護液的加入量應滿足溶液總體積與試樣7.3.3對高壓釜進行升溫，最終達到油套之間環(huán)空保護液工況溫度，然后注入N2升壓至委托方要求試驗總壓，考慮到實際油氣井的生命周期很長，試驗時間宜為7.3.4試驗結束后，高壓釜冷卻至室溫，取出試樣進行7.4.1向高壓釜中注入地層模擬液（已進行預除氧），地層模擬液的加入量應滿足溶液總體積與試樣7.4.3對高壓釜進行升溫，最終達到不同深度套管外壁的工況溫度，然后注入N2升壓至委托方要求試驗總壓，考慮到實際油氣井套管服役周期很長，試驗時間宜為77.4.4試驗結束后，高壓釜冷卻至室溫，取出試樣進行88.1將試驗后的試樣采用去離子水沖洗，無水乙醇脫水，ΔW——試樣的失重，為試樣腐蝕前重量和腐蝕后重ρ——為金屬材料的密度，g/cm3；S——為試樣的總面積，mm2。如果試樣表面有點蝕發(fā)生，應選取點蝕最嚴重區(qū)域，統(tǒng)計、記錄該區(qū)域1cm2（正方孔數(shù)（N）和最大點蝕面積（S）。并查找最深點腐蝕坑，按公式（2）計算最大點腐蝕速率?？砂凑誈B/T18590進行點蝕嚴重程度的評定，包括點蝕測量方法選擇、點Vlocal=365×ht（2）采用光學照相機對試驗后試樣表面進行拍照，描述其宏觀形貌；采用金相顯微鏡或掃描電子顯微鏡對試驗后試樣表面進行拍照，描述其微觀形貌；如果有點蝕存在時，點蝕宜采用三維顯微鏡進行拍91）樣品信息包括管材材質類型、管材規(guī)格、化學成分、強度級別、制a）試驗溶液類型、成分、含量、濃度、pH值、Cl-濃度、添加劑、礦化度等；長寬厚4)試驗結果包括下列內容:a)油管內壁環(huán)境、封隔器以下油管外壁環(huán)境或封隔器以下套管內壁環(huán)境腐蝕試驗結果：為油管或套管試樣經(jīng)過鮮酸—殘酸—凝析水—地層水四種連續(xù)介質腐蝕后獲得的腐蝕速率和微/宏觀形貌，同時油管或套管分別經(jīng)過鮮酸、殘酸、凝析水、地層水四個單獨介質腐蝕后獲得的腐蝕速率和微/宏觀形貌b)封隔器以上油管外壁環(huán)境或封隔器以上套管內壁環(huán)境腐蝕試驗結果：為油管或套管試樣經(jīng)過環(huán)c)套管外壁環(huán)境腐蝕試驗結果：為套管試樣經(jīng)過地層模擬液腐蝕后獲得的腐蝕速率和微/宏觀形本文件起草單位：中國石油集團工程材料研究院有限公司、中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司、西安三環(huán)石油管材科技有限公司、中國石油天然氣股份有限公司青海油田分公司、中國本文件主要起草人：付安慶、劉洪濤、龍巖、謝俊峰、韓燕、趙密鋒、李國平、尹成先、袁軍濤、羅敬兵、李瓊瑋、楊立華、巨亞鋒、李明星、呂乃ASTMG31金屬的試驗室浸泡腐蝕標準(Standardpractic