T-CSTM 00403-2021 酸化作业井全生命周期服役环境管柱腐蚀试验方法

Corrosiontestmethodoftubingandcasingstringenvironmentofacidi2021-11-16发布2022-I II 2 2 3 4 4 4 4 4 47.2油管内壁环境、封隔器以下油管外壁环境或封隔 57.3封隔器以上油管外壁环境或封隔器以 7 7 8 8 8 8 8 9 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国材料与试验团体标准委员会石油石化工程及装备材料领域委员会（CSTM/FC58）提本文件由中国材料与试验团体标准委员会石油石化工程及装备材料领域委员会（CSTM/FC58）归酸化作业井全生命周期服役环境管柱腐蚀试验方法本文件规定了酸化作业井全生命服役周期环境中油管和套管柱腐蚀失重试验的术语和定义、试验下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文ASTMG1腐蚀试样的制备、清洗和评定规程（Standardpracticeforpreparing,cleaning,andevaluatingcorrosiontest油气井完井后，从酸化作业开始，先后经历鲜酸酸化、残酸返排、油气生产的全生命周期服役过酸化压裂过程中注入地层中的酸液，常见的鲜酸液为盐酸体系、土酸体系和有机酸体系，同时添2油气藏边部和底部的边水和底水、层间水以及与原油同层的束缚水的总称，通常含有相当多的金属盐类，如钾盐、钠盐、钙盐、镁盐等，尤其以钾盐、钠盐最多，其含盐量用矿化度来在油气井生产初期由于采出气携带的少量地层水随着温度和压力下降形成的凝结水，浓度相对地环空保护液annularprot填充于油管和油层套管之间的流体，主要用于降低油管和环空之间的压差、减轻套管头或者封隔器所承受的油气压力，并兼具防腐性能，能够防止油管和套管柱、封隔器等免受腐蚀。可分为油基环空保护液和水基环空保护液，其中水基环空保护油气井油管和套管的服役工况环境可以分为：油管内壁环境、封隔器以下油管外壁环境、封隔器以上油管外壁环境、封隔器以下套管内壁环境、封隔器以上套管内壁环境、套管外壁环境，油管和套套管、安全阀等系列结构，仅用于示意其服役的环境。对于酸化油气井，在生命全周期过程中的服役工况介质主要包括：酸化阶段的鲜酸介质、酸化阶段的残酸介质、生产初期的凝析水介质、生产中后a)油管内壁环境：酸化阶段的鲜酸介质、酸化阶段的残酸介质、生产初期的凝析水介质、生产b)封隔器以下油管外壁环境：酸化阶段的鲜酸介质、酸化阶段的残酸介质、生产初期的凝析水d)封隔器以下套管内壁环境：酸化阶段的鲜酸介质、酸化阶段的残酸介质、生产初期的凝析水f)套管外壁环境：地层模拟液。以上环境可以分为三类：第一类，油管内壁环境、封隔器以下油管外壁环境、封隔器以下套管内壁环境为同一环境；第二类，封隔器以上油管外壁环境和封隔器以上套管内壁环境为同一环境；第三本试验所用试验介质包括液体介质，如鲜酸、残酸、凝析水、地层水、环空保护液、地层模拟液a)鲜酸：组分、浓度、pH值b)残酸：一般取现场井下返排残酸样，pc)凝析水：组分、浓度、pH值、Cl-浓度、总矿化d)地层水：组分、浓度、pH值、Cl-浓度、总矿化度；f)地层模拟液：组分、浓度、pH值、Cl-浓度、总矿化度。）：4试样长度宜为50mm±0.02mm，宽度为10mm±0.02mm，厚度为3mm±0.02mm。在距试样一6.2.3对试样进行几何尺寸测量，分别记录长、宽、厚及孔径尺寸，精确到0.01mm，在计算腐蚀速率时应考虑开孔后试样总表面积的变化。然后对试样进行称重，连续称量3次取平均值，精确到6.2.4每组样品至少取三个平行试样，油管或套管试样依次在鲜酸、残酸、凝析水、地层水四种试验介质中进行腐蚀试验。每种介质中表1四种试验介质试验过程中试样加入/取出试1AE2F3G4无7.2油管内壁环境、封隔器以下油管外壁环境或7.2.1.1向高压釜中注入鲜酸溶液（无需除氧），鲜酸溶液的加入量应满足溶液总体积与试样总表面7.2.1.2将高压釜升温至委托方要求试验温度，然后注入N2升压至委托方要求试验总压，试验周期为6满足溶液总体积与试样总表面积比为30mL/cm2±10mL/cm2的要求，且加入量不超过高压釜体积的ppb。7.2.2.3对高压釜进行升温，最终达到地层残酸返排时的工况温度，然后根据地层中腐蚀性气体的分压注入CO2和H2S，最后注入N2升压至委托方要求试验总压，试验周期为管或套管经过鲜酸-残酸连续腐蚀试验结果分析，E组试样用于油管或套管经过残酸腐蚀试验结果分满足溶液总体积与试样总表面积比为30mL/cm2±10mL/cm2的要求，且加入量不超过高压釜体积的7.2.3.3对高压釜进行升温，最终达到地层生产初期凝析水的工况温度，然后根据地层中腐蚀性气体7.2.3.4试验结束后，高压釜冷却至室温，按照表1中的顺序取出C管或套管经过鲜酸-残酸-凝析水连续腐蚀试验结果分析，F组试样用7.2.3.5将用于后续地层水环境腐蚀试验D组7.2.4.3对高压釜进行升温，最终达到地层生产中后期地层水的工况温度，然后根据地层中腐蚀性气体的分压注入CO2和H2S，最后注入N析油管经过鲜酸-残酸-凝析水-地层水连续腐蚀试验结果分析，G组试样用于分析油管经过地层水腐蚀7.3封隔器以上油管外壁环境或封隔器以上7.3.1向高压釜中注入环空保护液（已进行预除氧），环空保护液的加入量应满足溶液总体积与试样7.3.3对高压釜进行升温，最终达到油套之间环空保护液工况温度，然后注入N2升压至委托方要求试验总压，考虑到实际油气井的生命周期很长，试验时间宜为7.3.4试验结束后，高压釜冷却至室温，取出试样进行7.4.1向高压釜中注入地层模拟液（已进行预除氧），地层模拟液的加入量应满足溶液总体积与试样7.4.3对高压釜进行升温，最终达到不同深度套管外壁的工况温度，然后注入N2升压至委托方要求试验总压，考虑到实际油气井套管服役周期很长，试验时间宜为77.4.4试验结束后，高压釜冷却至室温，取出试样进行88.1将试验后的试样采用去离子水冲洗，无水乙醇脱水，ΔW——试样的失重，为试样腐蚀前重量和腐蚀后重ρ——为金属材料的密度，g/cm3；S——为试样的总面积，mm2。如果试样表面有点蚀发生，应选取点蚀最严重区域，统计、记录该区域1cm2（正方孔数（N）和最大点蚀面积（S）。并查找最深点腐蚀坑，按公式（2）计算最大点腐蚀速率。可按照GB/T18590进行点蚀严重程度的评定，包括点蚀测量方法选择、点Vlocal=365×ht（2）采用光学照相机对试验后试样表面进行拍照，描述其宏观形貌；采用金相显微镜或扫描电子显微镜对试验后试样表面进行拍照，描述其微观形貌；如果有点蚀存在时，点蚀宜采用三维显微镜进行拍91）样品信息包括管材材质类型、管材规格、化学成分、强度级别、制a）试验溶液类型、成分、含量、浓度、pH值、Cl-浓度、添加剂、矿化度等；长宽厚4)试验结果包括下列内容:a)油管内壁环境、封隔器以下油管外壁环境或封隔器以下套管内壁环境腐蚀试验结果：为油管或套管试样经过鲜酸—残酸—凝析水—地层水四种连续介质腐蚀后获得的腐蚀速率和微/宏观形貌，同时油管或套管分别经过鲜酸、残酸、凝析水、地层水四个单独介质腐蚀后获得的腐蚀速率和微/宏观形貌b)封隔器以上油管外壁环境或封隔器以上套管内壁环境腐蚀试验结果：为油管或套管试样经过环c)套管外壁环境腐蚀试验结果：为套管试样经过地层模拟液腐蚀后获得的腐蚀速率和微/宏观形本文件起草单位：中国石油集团工程材料研究院有限公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、西安三环石油管材科技有限公司、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司、中国本文件主要起草人：付安庆、刘洪涛、龙岩、谢俊峰、韩燕、赵密锋、李国平、尹成先、袁军涛、罗敬兵、李琼玮、杨立华、巨亚锋、李明星、吕乃ASTMG31金属的试验室浸泡腐蚀标准(Standardpractic