龙王庙组气藏井口阀门腐蚀行为研究-中石油西南油气田天然气研究院

中国石油西南油气田天然气研究院2014.04,龙王庙组气藏井口阀门腐蚀行为研究,中国石油,汇报人：张强,汇报提纲,2,概述,结论和建议,井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,磨溪8井口阀门性能评价分析,一,二,五,四,三,一、概述,1.磨溪8井基本情况,1）水、气参数：H2S含量在4.5811.19g/m3之间，CO2含量在31.4059.10g/m3。pH值4.687.40，Cl-含量为5527mg/L74000mg/L，密度平均1.04g/cm3，总矿化度平均57212mg/L。,2）腐蚀环境：井口为气液混输，高温、高压、大产量、中含CO2，中低含H2S。,2014年1月6日现场调研参数,3）阀门位置的参数,一、概述,磨溪8井基本生产参数随时间的变化,一、概述,2.磨溪8井井口阀门基本情况,磨溪8井井口阀门结构示意图,平板阀所处位置,供货：重庆新泰机械有限责任公司安装时间：2013年8月16日运行时间：148天,流体方向,一、概述,阀门各部分的材料情况,3.基本思路,腐蚀评价重点部位,1）对于密封重要部位，应重点关注密封面破坏程度及密封件材料性质变化情况。2）对于强度最弱部位应评价腐蚀程度和速率，对其强度的危害程度。3）对于受流体冲蚀的部位应关注冲蚀程度和速率，最器件破坏的影响程度及潜在的风险。,一、概述,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.1阀门的打开（1月9日）,(a)出厂前的前照片；(b)打开前照片；(c)打开过程照片；(d)阀体的切割,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.2阀体,2.2阀体,(a)阀体内部打开照片;(b)阀体内部垢样红外分析;(c)阀体内未受冲刷位置;(d)阀体内受冲刷位置,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.2阀体,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.3阀体法兰和垫圈,(a)阀门法兰端面照片;(b)和采气树连接的法兰垫圈;(c)和采气管线连接的法兰垫圈,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.4阀座,。,(a)阀座内部蚀点照片;(b)阀座与阀体连接面,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.4阀座,。,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.5导板,(a)阀门导板照片（清洗前）；(b)阀门导板照片（清洗后）,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.5导板,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.6阀板,(a)阀板打开照片（清洗前）；(b)阀板孔内表面；(c)与阀杆螺母连接面照片；(d)阀板侧面照片,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.6阀板,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.7阀杆螺帽和阀杆,(a)阀杆螺帽；(b)阀杆（拆下前照片）,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.7阀杆螺帽和阀杆,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.8盘根压帽,(a)盘根压帽内表面照片；(b)盘根和垫片表面照片,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.8盘根压帽,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.9推力圆柱轴承81210和轴承垫圈,(a)推力圆柱轴承；(b)轴承垫圈。,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.9推力圆柱轴承81210和轴承垫圈,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.10上、下轴承套,(a)上轴承衬套外表面照片；(b)上轴承衬套内表面；(c)下轴承衬套顶面照片；(d)下轴承衬套底面照片,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.10上、下轴承套,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.11弹簧垫片,弹簧垫片,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.12省力机构,省力机构,二、井口手动平板阀腐蚀情况宏观分析,2.12省力机构,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1性能评价主要内容,1）在阀门强度最弱部位取样进行腐蚀评价试验和材料成分分析；2）密封最重要部位进行了剖开并分析密封面；3）冲蚀最严重位置测算冲蚀速率；4）开展了法兰密封面和挡板密封面的分析；5）对不同材料接触开展了电偶腐蚀。,3.1.1阀杆和阀盖锥面密封情况,阀盖整体剖开后的照片；（b）阀盖锥面密封位置腐蚀状况,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1.2流体通道冲刷腐蚀情况,磨溪8井井口阀门阀体流道腐蚀情况，(b)磨溪8井井口阀门阀体流道体视显微镜,(a)腐蚀孔侧面体视显微镜照片（深度0.106mm)，(b)腐蚀孔正面体视显微镜照片,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1.3成分复核（委托四川大学有资质的材料分析机构分析）,磨溪8井阀板成分分析,磨溪8井流体通道成分分析,12Cr13材料的含碳（C）：0.15，硅（Si）：1.00，锰（Mn）：1.00，硫（S）：0.030，磷（P）：0.035，铬（Cr）：11.5013.50，镍（Ni）：含有0.60。,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1.4腐蚀产物成分分析,磨溪8井井口阀门阀座XRD图谱,磨溪8井井口阀门流体通道XRD图谱,在2为29.6、38.4、49.1和50.3处有4个较强衍射峰，说明FeS存在。,在2为30.4、38.9、49.1和50.4处有4个较强衍射峰，说明FeS存在。,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1.4腐蚀产物成分分析,磨溪8井井口阀门阀板XRD图谱,在2为34.3、35.6、43.5处出现了3个较强的衍射峰，分别对应于碳化钨（001），（100）和（101）这3个晶面。在2为30.2、39.3、49.1和50.3处有4个较强衍射峰，说明FeS存在。,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,3.1.5材料的腐蚀性能评价,a.常压实验,磨溪8井的水样分析结果，离子浓度如表所示。根据结果，室内自配水（除氯离子浓度达到26505.06mg/L以外，其他阳离子浓度均与上面的分析结果一致）：12Cr13密度为7.75g/cm3。试验条件：饱和硫化氢及二氧化碳，常压，温度分别为60、80，液相。,NACE标准RP-0775-91对腐蚀程度的划分,试验结果：在模拟现场环境下，12Cr13在60和80下的腐蚀速率分别为0.062mm/a，0.085mm/a。,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,b.高压评价实验,静态高压试验，硫化氢分压0.42MPa，二氧化碳分压1.2MPa，通氮气至10MPa，温度为80。,12Cr13材料静态高压条件下腐蚀速率,12Cr13实验后表面体视显微镜照片,三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,c.电偶腐蚀试验,(a)718镍基合金（长度不变），(b)12Cr13（长度变化）,静态高压试验条件：硫化氢0.42MPa，二氧化碳1.2MPa，通氮气至10MPa，温度为80。,不同面积比情况下的腐蚀速率,(a),(b),三、磨溪8井井口阀门性能评价分析,(a)高温高压实验后12Cr13试样的表面情况；(b)12Cr13表面局部放大图；(c)SEM形貌,3倍条件试样表面形貌：,三、结论和建议,1）磨溪8井井口PFFA78-105P3-0078-105阀门腐蚀严重部位包括：,相对腐蚀较严重的位置,3.1结论,三、结论和建议,2）从阀体法兰附近（强度最弱的位置）取样，静态高压下均匀腐蚀速率达到0.142mm/a（液相），属于严重腐蚀范围。然而，因局部腐蚀速率在氯离子诱导下可能远远大于均匀腐蚀速率，导致服役寿命无法估计。由腐蚀产物的XRD分析可以看出，磨溪8井阀门腐蚀产物主要为FeS，表明H2S腐蚀占主要因素。,3）阀盖和阀杆连接锥面，锥面腐蚀严重，存在腐蚀介质泄漏。阀板和导板的接触面没有损坏，光亮如新，此处无法实现完全密封。阀门的两端法兰面无明显腐蚀痕迹，气流下游的密封圈腐蚀严重，存在密封问题。,4）从阀板和阀体流体通道取下的金属材料样本成分分析结果可以看出，其Cr的含量未达到12Cr13材料的要求。,三、结论和建议,5）对冲蚀最严重部位取样分析，测量了冲刷深度。局部发现了大量的马蹄型冲刷痕迹并伴有针孔。冲刷腐蚀速率达到了0.26mm/a以上。冲刷诱导局部腐蚀的发生，导致局部阳极溶解加剧。,6）阀杆和阀体材料不同，螺纹连接存在异种金属接触情况，有产生电偶腐蚀的风险。实验室模拟数据可以看出，718镍基合金与阀体材料偶接后，腐蚀速率大于单体金属的腐蚀速率。S12Cr13:S718镍基合金面积比为3：1条件下出现了严重的局部腐蚀，偶合电流诱发材料不均一性位置的局部腐蚀。,三、结论和建议,1）