井口与采油树设备材料选择

1、ISO 10423/ANSI/API 6A井口和采油树设备材料选择美国钻采系统(上海)有限公司二OO五年三月 第一章 腐蚀是钢制品石油设备的大害 第一节 硫应力开裂（SSC）1.历史 无论是腐烂物质（臭鸡蛋）中释放出来的硫化氢（H2S）或者是银首饰的失泽，含硫气体的存在冀个世纪以来一直让人感到讨厌。然而，直到19世纪50年代。含硫气体才被看作是一种重大的隐患。那时，石油工业开始在加拿大、美国和法国的油田开展勘探开发工作，这些油田含有 大量的H2S气体，使井下管柱因硫应力开裂（SSC）导致的过早失效引起石油工业对含硫气体的关注。 1952年，美国家腐蚀工程师学会NACE）对此进行专题讨论；196

2、6年，NACE出版文献油气生产和管线输送过程中抗SSC的材料的选择。1975年，将此文献和它的第二版相结合就形成了NACE MR-01-75标准油田设备用抗硫化物应力腐蚀开列金属材料，现在的最新版本是2003版，并增加了应力腐蚀开裂的内容。 API 6A第19版指定采用的版本是1999版。2.含H2S酸性油气田腐蚀破坏类型 油气田中的H2S除了来自地层外，通常还有水、CO2、盐类、残酸以及开采过程中进入的氧等腐蚀性杂质，所以它比单一的H2S溶液的腐蚀性要强得多。 油气田设施因H2S引起的腐蚀破坏主要表现有如下类型：均匀腐蚀或（和）点蚀 这类腐蚀破坏主要表现为局部壁厚减薄、蚀坑或/和穿孔，它是H

3、2S腐蚀过程阳极铁溶解的结果。硫化物应力腐蚀开列（SSC） SSC是一种由H2S阴极反应析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢中后，在拉伸应力的作用下，生成于垂直拉伸应力方向的氢脆型开裂。氢诱发裂纹（HIC）和氢鼓泡（HB） HIC和HB是一种由H2S腐蚀阴极反应析出的氢原子，在H2S的催化作用下进入钢中后，在没有外加应力作用下，生成的平行于板面，沿 轧制方向有鼓泡倾向的裂纹，而在钢表面则为HB。3.含H2S酸性油气田腐蚀破坏特点 在含H2S酸性油气系统中， SSC主要出现在高强度钢、高内应力构件及硬焊缝上。SSC是由H2S腐蚀阴极反应所析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢中后，在拉伸应力（如外

4、加和残余的）的作用下，通过扩散，在冶金缺陷提供的三向拉伸应力区富集，而导致的开裂，开裂垂直于拉身应力方向。 普遍认为SSC的本质属氢脆。SSC属于低应力破坏，发生SSC的应力值远低于钢材的抗拉强度。SSC具有脆性机制特征的断口形貌。穿晶和沿晶破坏均可观察到，一般高强度钢多为沿晶破裂。 SSC破坏多表现为突发性，裂纹产生和扩散迅速。对SSC敏感的材料在含H2S酸性油气田中，经短暂暴露后，就会出现破裂，以数小时到三个月为多。 发生SSC钢的表面无须有明显的一般腐蚀痕迹。SSC可以起始构件的内部，不一定需要一个作为开裂起源的表面缺陷。因此，它不同于应力腐蚀开裂（SCC）必须起始于正在发展的腐蚀表面。

5、4. 影响SSC的因素4.1. 环境因素H2S的浓度 含H2S酸性油气环境导致敏感材料产生SSC的最低H2S含量，在NACE MR0175油田设备抗硫化物亿腐蚀开裂的金属材料和SY/T 0599天然气地面设施抗硫化物开裂金属材料要求表那中都做了规定。 含H2S酸性天然气系统，当其气体总压等于或大于0.488MPa（绝），气体中H2S分压大于等于0.00034MPa （绝）时，可引起敏感材料SSC。天然气中H2S气体分压等于天然气中H2S气体的体积百分数与天然气总压的乘积。含H2S酸性天然气是否会导致敏感材料SSC，可按投影图片划分。 含H2S酸性天然气油系统，当其天然气与油之比大于1000m3

6、/t时，作为含H2S酸性天然气系统处理；当天然气与油之比小于等于1000m3/t时，能否引起SSC按投影图片进行划分。即系统总压大于1.828MPa（绝），天然气中H2S分压大于0.00034MPa （绝）；或天然气中H2S分压大于0.069 MPa （绝）；或天然气中H2S体积含量大于15%时，可引起敏感材料发生SSC。温度。温度高的不利。PH值。随PH值升高而降低。CO2。溶于水形成碳酸，释放出氢离子，降低环境的PH值，增大SSC的敏感程度。4.2.材料因素硬度。越高开裂所许时间越短。常用碳钢和低合金钢硬度被NACE规定在HRC 22以下。显微组织。SSC敏感性小大的排列顺序是：铁素体中均

7、匀球碳、完全淬火+回火、正火+回火、正火、贝氏体及马氏体。化学成分。无一致看法。普遍认为：碳钢和低合金中镍、锰、硫和磷为有害元素。冷变形。硬度增大，有残余应力。5.选材控制SSC的措施API 6A对材料等级的规定（见表）按照NACE MR0175规定的最低H2S含量，选择抗SSC的材料。并采用其规定的热处理方法和实现规定的硬度。按NACE TM-0177常温下抗硫化物应力开裂金属的试验的方法对未列入0175的材料进行试验。按API RP-942控制焊缝硬度。材料类别材 料 最 低 要 求本体、盖、端部和出口连接控压件、阀杆、芯轴悬挂器AA碳钢或低合金钢碳钢或低合金钢BB不 锈 钢CC不 锈 钢

8、DDa碳钢或低合金钢b碳钢或低合金钢bEEa不 锈 钢bFFa不 锈 钢bHHa抗腐蚀合金b抗腐蚀合金b指按NACE MR 0175定义指符合NACE MR 0175。第二节 CO2腐蚀1.影响CO2腐蚀的因素分压。当分压低于0.021MPa时，腐蚀可以忽略；当分压为0.021MPa时，通常表示腐蚀将要发生；当分压为0.021MPa 0.21MPa时，腐蚀可能发生。温度。低于60时，以均匀腐蚀为主；60110 范围时，多表现为孔蚀；高于150 时，腐蚀反而下降。腐蚀产物膜。受分压、温度和流速影响，在特定的情况下可产生对CO2腐蚀的抵抗。流速影响。以0.32m/s为转折点，高于此点膜不易形成，腐

9、蚀增大。CI影响。可破坏膜的形成，并可在膜下产生钢的点蚀。含量大于3104mg/L时尤为明显。2.CO2腐蚀的防护措施选用耐腐蚀钢种 在含CO2的油气中，含Cr的不锈钢有良好的耐腐蚀性能。9 Cr-1Mo、13Cr和高Cr的双向不锈钢等均已成功地用于含CO2油气井井下管串。 在250以上含高CI环境中，22和25系列的双向不锈钢表现出良好的耐腐蚀性能，并抗SSC。 其他措施。缓蚀剂等。第三章 选材是油田用户的首要职责 API 6A-4.2.3.2指出：选择材料等级是用户的职责。 交流的目的是使负责设计和操作含硫系统的人们，如何进行选材，以及如何确定涉及SSC和硫腐蚀的影响因素。相关的检测数据是

10、用户选材的关键。 交流不可能详细到教人们怎样针对含硫环境一步步完成设计工作。因为发生腐蚀的部位以及材料的选择都是十分复杂的。实施上根本不可能有这样一种现成的流程存在。交流只是把那些重要而且必须考虑的因素罗列出来，以帮助对酸性环境的材料选择作出近乎合理的选择。即便是完全遵循正确的方法，仍然会存在一定程度的风险材料偶尔也会出现预期不到的例外特性，因此，不可能提供绝对的保证。可直接暴露于H2S环境常用钢材：碳钢和低合金钢 镍1% 热处理HRC22以下 。不锈钢：奥氏体，316SS 不能用于CI环境马氏体，13Cr 系列（F6NM，低温冲击性能好），用于CO2环境，抗一定CI和SSC，硬度控制在HRC 22以下。沉淀硬化钢。17-4PH，热处