JPH09318586A - ステンレス鋼油井管の寿命予測方法 - Google Patents
ステンレス鋼油井管の寿命予測方法Info
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- JPH09318586A JPH09318586A JP16078496A JP16078496A JPH09318586A JP H09318586 A JPH09318586 A JP H09318586A JP 16078496 A JP16078496 A JP 16078496A JP 16078496 A JP16078496 A JP 16078496A JP H09318586 A JPH09318586 A JP H09318586A
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Abstract
(57)【要約】
【課題】 ステンレス鋼からなる油井管チュービングの
実使用環境における腐食速度を確実に予測して、使用限
界等を定めることのできるステンレス鋼油井管の寿命予
測方法を提供する。 【解決手段】 地中から原油及び／又は天然ガスを汲み
出す油井管チュービング１３に使用されるステンレス鋼
を、油井管チュービング１３使用時における環境条件を
模擬する試験条件で腐食させて、前記ステンレス鋼の腐
食速度ＣＲを測定して、前記試験条件における腐食液２
０中の炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）とステンレス鋼の腐食
速度ＣＲとの対応関係を求め、油井管１１の環境条件に
おける炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を計算して、炭酸活量
ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の計算値を前記対応関係と比較して、
ステンレス鋼からなる油井管チュービング１３の寿命を
予測する。
実使用環境における腐食速度を確実に予測して、使用限
界等を定めることのできるステンレス鋼油井管の寿命予
測方法を提供する。 【解決手段】 地中から原油及び／又は天然ガスを汲み
出す油井管チュービング１３に使用されるステンレス鋼
を、油井管チュービング１３使用時における環境条件を
模擬する試験条件で腐食させて、前記ステンレス鋼の腐
食速度ＣＲを測定して、前記試験条件における腐食液２
０中の炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）とステンレス鋼の腐食
速度ＣＲとの対応関係を求め、油井管１１の環境条件に
おける炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を計算して、炭酸活量
ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の計算値を前記対応関係と比較して、
ステンレス鋼からなる油井管チュービング１３の寿命を
予測する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、地中に埋蔵されて
いる原油及び／又は天然ガスを汲み上げるための油井管
に使用されるステンレス鋼からなるチュービングの寿命
を確実に予測することのできるステンレス鋼油井管の寿
命予測方法に関する。
いる原油及び／又は天然ガスを汲み上げるための油井管
に使用されるステンレス鋼からなるチュービングの寿命
を確実に予測することのできるステンレス鋼油井管の寿
命予測方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】従来、主にＣＯ2 を含有する腐食性の高
い油ガス井に使用する油井管のチュービングとしては、
耐ＣＯ2 腐食性及び経済性に優れたＡＰＩ−１３Ｃｒ等
のマルテンサイト系ステンレス鋼が一般に使用されてき
ている。このような油ガス井１０における油井管１１の
配置及び使用状況を図１により説明すると、油井管１１
は地中に設けられた掘削孔に挿入されるケーシング１２
と、該ケーシング１２の内部に配置され原油又は天然ガ
スを吸い上げるためのチュービング１３からなる。そし
て、チュービング１３とケーシング１２の間には、地中
に存在するガス、原油等を封止するためのパッカー１４
が配置され、パッカー１４の上部にはパッカー１４を抑
えて固定するための比重の大きなアニュラス流体１５が
充填されている。前記油井管１１の底部には、一般に天
然ガス、原油、水の油ガス層１６が埋蔵されており、図
示しない油井管１１の上部の汲み上げ装置を駆動させる
ことにより、原油、ガス、水の混合物がチュービング１
３の中を通って地中から取り出されるようになってい
る。
い油ガス井に使用する油井管のチュービングとしては、
耐ＣＯ2 腐食性及び経済性に優れたＡＰＩ−１３Ｃｒ等
のマルテンサイト系ステンレス鋼が一般に使用されてき
ている。このような油ガス井１０における油井管１１の
配置及び使用状況を図１により説明すると、油井管１１
は地中に設けられた掘削孔に挿入されるケーシング１２
と、該ケーシング１２の内部に配置され原油又は天然ガ
スを吸い上げるためのチュービング１３からなる。そし
て、チュービング１３とケーシング１２の間には、地中
に存在するガス、原油等を封止するためのパッカー１４
が配置され、パッカー１４の上部にはパッカー１４を抑
えて固定するための比重の大きなアニュラス流体１５が
充填されている。前記油井管１１の底部には、一般に天
然ガス、原油、水の油ガス層１６が埋蔵されており、図
示しない油井管１１の上部の汲み上げ装置を駆動させる
ことにより、原油、ガス、水の混合物がチュービング１
３の中を通って地中から取り出されるようになってい
る。
【０００３】そして、高温高圧下にある前記ステンレス
鋼からなるチュービング１３が、地中のガス、水あるい
は原油等に含まれる種々の化学成分の作用により腐食さ
れ、減耗が進むと新しいチュービング１３に交換され
る。従来、このようなチュービング１３の腐食速度を基
にして、油井管１３の設計、あるいはその寿命予測を行
うに際しては、これら油井管使用時における温度、二酸
化炭素（ＣＯ2 ）分圧、塩素イオン濃度、硫化水素ガス
分圧等の環境因子とこれに依存する腐食速度との関係を
個別に推定することにより、前記チュービング１３の腐
食状態を予測するという方法が採用されていた。
鋼からなるチュービング１３が、地中のガス、水あるい
は原油等に含まれる種々の化学成分の作用により腐食さ
れ、減耗が進むと新しいチュービング１３に交換され
る。従来、このようなチュービング１３の腐食速度を基
にして、油井管１３の設計、あるいはその寿命予測を行
うに際しては、これら油井管使用時における温度、二酸
化炭素（ＣＯ2 ）分圧、塩素イオン濃度、硫化水素ガス
分圧等の環境因子とこれに依存する腐食速度との関係を
個別に推定することにより、前記チュービング１３の腐
食状態を予測するという方法が採用されていた。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】しかしながら、前記個
別の環境因子を基にしてチュービング１３を構成するス
テンレス鋼の腐食速度を推定する方法では、個々の環境
因子が複雑に絡み合った実使用環境における腐食現象を
体系的に捉えることが困難であり、各ステンレス鋼の鋼
種毎に異なる腐食速度を一義的に定めることができない
という問題点があった。本発明はこのような事情に鑑み
てなされたもので、ステンレス鋼からなる油井管チュー
ビングの実使用環境における腐食速度を確実に予測し
て、使用限界等を定めることのできるステンレス鋼油井
管の寿命予測方法を提供することを目的とする。
別の環境因子を基にしてチュービング１３を構成するス
テンレス鋼の腐食速度を推定する方法では、個々の環境
因子が複雑に絡み合った実使用環境における腐食現象を
体系的に捉えることが困難であり、各ステンレス鋼の鋼
種毎に異なる腐食速度を一義的に定めることができない
という問題点があった。本発明はこのような事情に鑑み
てなされたもので、ステンレス鋼からなる油井管チュー
ビングの実使用環境における腐食速度を確実に予測し
て、使用限界等を定めることのできるステンレス鋼油井
管の寿命予測方法を提供することを目的とする。
【０００５】
【課題を解決するための手段】前記目的に沿う請求項１
記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法は、地中から
原油及び／又は天然ガスを汲み出す油井管チュービング
に使用されるステンレス鋼を、該油井管チュービング使
用時における環境条件を模擬する試験条件で腐食させ
て、前記ステンレス鋼の腐食速度を測定して、前記試験
条件における腐食液中の炭酸活量と前記腐食速度との対
応関係を求め、前記油井管の環境条件における炭酸活量
を測定して、該炭酸活量の測定値を前記対応関係と比較
して、前記ステンレス鋼からなる油井管チュービングの
寿命を予測する。請求項２記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法は、請求項１記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法において、前記炭酸活量が、前記試験条件
における雰囲気中の二酸化炭素ガス分圧、温度、前記腐
食液の重炭酸イオン濃度、及び金属イオン濃度により計
算される。請求項３記載のステンレス鋼油井管の寿命予
測方法は、請求項１又は２記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法において、前記炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
と腐食速度ＣＲとの対応関係が、環境条件の温度Ｔ、定
数Ａ、Ｂ、Ｃを用いた下式により定められる。 ｌｏｇ（ＣＲ）＝Ａ・ｌｏｇ（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））＋Ｂ
・Ｔ-1＋Ｃ 請求項４記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法は、
請求項１〜３記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法
において、前記ステンレス鋼がマルテンサイト系ステン
レス鋼であって、そのクロム含有量が８〜１７ｗｔ％、
ニッケル含有量が零を含む６ｗｔ％以下の範囲である。
記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法は、地中から
原油及び／又は天然ガスを汲み出す油井管チュービング
に使用されるステンレス鋼を、該油井管チュービング使
用時における環境条件を模擬する試験条件で腐食させ
て、前記ステンレス鋼の腐食速度を測定して、前記試験
条件における腐食液中の炭酸活量と前記腐食速度との対
応関係を求め、前記油井管の環境条件における炭酸活量
を測定して、該炭酸活量の測定値を前記対応関係と比較
して、前記ステンレス鋼からなる油井管チュービングの
寿命を予測する。請求項２記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法は、請求項１記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法において、前記炭酸活量が、前記試験条件
における雰囲気中の二酸化炭素ガス分圧、温度、前記腐
食液の重炭酸イオン濃度、及び金属イオン濃度により計
算される。請求項３記載のステンレス鋼油井管の寿命予
測方法は、請求項１又は２記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法において、前記炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
と腐食速度ＣＲとの対応関係が、環境条件の温度Ｔ、定
数Ａ、Ｂ、Ｃを用いた下式により定められる。 ｌｏｇ（ＣＲ）＝Ａ・ｌｏｇ（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））＋Ｂ
・Ｔ-1＋Ｃ 請求項４記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法は、
請求項１〜３記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法
において、前記ステンレス鋼がマルテンサイト系ステン
レス鋼であって、そのクロム含有量が８〜１７ｗｔ％、
ニッケル含有量が零を含む６ｗｔ％以下の範囲である。
【０００６】油井管チュービング使用時における環境条
件とは、チュービング内の環境下の温度、二酸化炭素ガ
ス分圧、重炭酸イオン濃度、金属イオン濃度等の環境因
子をいい、これらの環境因子によりチュービングの腐食
速度が左右される。炭酸活量とは、前記環境因子によっ
て規定される前記油井管使用時における腐食速度を評価
することのできるパラメータである。金属イオン濃度と
は、環境条件（以下環境因子ともいう）における液体水
溶液中のナトリウム、カルシウム、ストロンチウム、バ
リウム、リチウム等の前記炭酸活量に影響を及ぼすイオ
ン濃度であり、このような全てのイオン濃度をこれらの
全量と等価なナトリウムイオン濃度の値に換算したもの
が前記炭酸活量の計算に用いられる。マルテンサイト系
ステンレス鋼のクロム含有量が８ｗｔ％より少ないと、
油井管チュービングとしての耐腐食性が大幅に低下する
と共に、炭酸活量をパラメータとする腐食速度の評価に
ばらつきを生じる。また、クロム含有量が１７ｗｔ％よ
り多くなると、腐食速度の炭酸活量依存性がなくなり、
これに対応する腐食速度との関係式を見出すことが困難
となる。マルテンサイト系ステンレス鋼のニッケル含有
量が６ｗｔ％より多いと、強度が高くなり過ぎて耐硫化
物割れ性が低下し、油井管チュービングとして不適であ
ると共に、寿命予測に際して、考慮すべきパラメータの
数が増えるので好ましくない。
件とは、チュービング内の環境下の温度、二酸化炭素ガ
ス分圧、重炭酸イオン濃度、金属イオン濃度等の環境因
子をいい、これらの環境因子によりチュービングの腐食
速度が左右される。炭酸活量とは、前記環境因子によっ
て規定される前記油井管使用時における腐食速度を評価
することのできるパラメータである。金属イオン濃度と
は、環境条件（以下環境因子ともいう）における液体水
溶液中のナトリウム、カルシウム、ストロンチウム、バ
リウム、リチウム等の前記炭酸活量に影響を及ぼすイオ
ン濃度であり、このような全てのイオン濃度をこれらの
全量と等価なナトリウムイオン濃度の値に換算したもの
が前記炭酸活量の計算に用いられる。マルテンサイト系
ステンレス鋼のクロム含有量が８ｗｔ％より少ないと、
油井管チュービングとしての耐腐食性が大幅に低下する
と共に、炭酸活量をパラメータとする腐食速度の評価に
ばらつきを生じる。また、クロム含有量が１７ｗｔ％よ
り多くなると、腐食速度の炭酸活量依存性がなくなり、
これに対応する腐食速度との関係式を見出すことが困難
となる。マルテンサイト系ステンレス鋼のニッケル含有
量が６ｗｔ％より多いと、強度が高くなり過ぎて耐硫化
物割れ性が低下し、油井管チュービングとして不適であ
ると共に、寿命予測に際して、考慮すべきパラメータの
数が増えるので好ましくない。
【０００７】
【発明の実施の形態】続いて、添付した図面を参照しつ
つ、本発明を具体化した実施の形態につき説明し、本発
明の理解に供する。図２は本発明の一実施の形態に係る
ステンレス鋼油井管の寿命予測方法における油井管の環
境条件を模擬するオートクレーブ試験装置１７の概略図
である。オートクレーブ試験装置１７は、腐食液２０を
保持する腐食液容器（ベッセル）２１と環境条件を模擬
して温度、圧力、及びＣＯ2 分圧等を制御するための明
示しない各種検出手段及び各種作動手段と制御装置２５
とを有している。そして、オートクレーブ試験装置１７
は雰囲気中のＣＯ2 分圧、腐食液中のＮａＣｌ濃
度、腐食液中の重炭酸イオン濃度（ＨＣＯ3 - ）、
雰囲気温度、雰囲気中の硫化水素分圧といった試験因
子を変化させて、試験片２３を腐食液２０に浸漬させて
所定時間保持することにより、試験片２３の腐食量を測
定して腐食速度を測定できるようになっている。なお、
腐食液容器２１内のガス２２の圧力を測定するための圧
力計１８と腐食液２０の温度を測定するための熱電対１
９がそれぞれ腐食液容器２１内に配置されており、腐食
液容器２１の外側に配置されたヒーター２４を制御装置
２５により制御することにより、腐食液２０の温度を所
定の値に設定できる。ここで、表１は油井管チュービン
グの素材として用いられるマルテンサイト系ステンレス
鋼に属する試料（符号：Ｔ−０、Ｔ−１、Ｔ−２、Ｔ−
３）の化学成分表である。
つ、本発明を具体化した実施の形態につき説明し、本発
明の理解に供する。図２は本発明の一実施の形態に係る
ステンレス鋼油井管の寿命予測方法における油井管の環
境条件を模擬するオートクレーブ試験装置１７の概略図
である。オートクレーブ試験装置１７は、腐食液２０を
保持する腐食液容器（ベッセル）２１と環境条件を模擬
して温度、圧力、及びＣＯ2 分圧等を制御するための明
示しない各種検出手段及び各種作動手段と制御装置２５
とを有している。そして、オートクレーブ試験装置１７
は雰囲気中のＣＯ2 分圧、腐食液中のＮａＣｌ濃
度、腐食液中の重炭酸イオン濃度（ＨＣＯ3 - ）、
雰囲気温度、雰囲気中の硫化水素分圧といった試験因
子を変化させて、試験片２３を腐食液２０に浸漬させて
所定時間保持することにより、試験片２３の腐食量を測
定して腐食速度を測定できるようになっている。なお、
腐食液容器２１内のガス２２の圧力を測定するための圧
力計１８と腐食液２０の温度を測定するための熱電対１
９がそれぞれ腐食液容器２１内に配置されており、腐食
液容器２１の外側に配置されたヒーター２４を制御装置
２５により制御することにより、腐食液２０の温度を所
定の値に設定できる。ここで、表１は油井管チュービン
グの素材として用いられるマルテンサイト系ステンレス
鋼に属する試料（符号：Ｔ−０、Ｔ−１、Ｔ−２、Ｔ−
３）の化学成分表である。
【０００８】
【表１】
【０００９】まず、前記の各試料からそれぞれ厚さ３ｍ
ｍ、幅１５ｍｍ、長さ５０ｍｍとなる矩形板状の試験片
２３を切り出して、試験片２３の表面を＃３２０のエメ
リー紙で研磨して、表面粗さが２０μｍＲａとなる程度
に仕上げた。次に、アセトンにより洗浄して、各試験片
２３の表面を脱脂した後、オートクレーブ試験装置１７
の腐食液２０に試験片２３の全表面が浸るようにして、
表２に示す範囲の試験条件に設定して、それぞれ所定の
９６時間保持させた。そして、オートクレーブ試験装置
１７から試験片２３を取り出して、酸洗し腐食生成物を
除去した後、試験片２３の重量減少量を測定して、各試
験条件毎に腐食速度を算出することができた。
ｍ、幅１５ｍｍ、長さ５０ｍｍとなる矩形板状の試験片
２３を切り出して、試験片２３の表面を＃３２０のエメ
リー紙で研磨して、表面粗さが２０μｍＲａとなる程度
に仕上げた。次に、アセトンにより洗浄して、各試験片
２３の表面を脱脂した後、オートクレーブ試験装置１７
の腐食液２０に試験片２３の全表面が浸るようにして、
表２に示す範囲の試験条件に設定して、それぞれ所定の
９６時間保持させた。そして、オートクレーブ試験装置
１７から試験片２３を取り出して、酸洗し腐食生成物を
除去した後、試験片２３の重量減少量を測定して、各試
験条件毎に腐食速度を算出することができた。
【００１０】
【表２】
【００１１】表３はこのようにして得られる腐食試験デ
ータの様式例である。ここで、例えば試験番号１に示す
データは、マルテンサイト系ステンレス鋼（Ｔ−１）の
腐食試験において、ＣＯ2 分圧：０．１ＭＰａ、Ｎ
ａＣｌ濃度：５％、重炭酸イオン濃度：０ｍｏｌ／ｋ
ｇ、温度：２００℃、Ｈ2 Ｓ分圧：０ＭＰａの試験
条件下における腐食速度が３２．８ｍｄｄであったこと
を示しており、このような腐食速度のデータが各試験片
２３の鋼種と試験条件毎に得られることを示している。
なお、１ｍｄｄの腐食速度とは、面積１デシｍ平方につ
いて１ｄａｙ（日）当たりの腐食量が１ｍｇであること
を意味している。
ータの様式例である。ここで、例えば試験番号１に示す
データは、マルテンサイト系ステンレス鋼（Ｔ−１）の
腐食試験において、ＣＯ2 分圧：０．１ＭＰａ、Ｎ
ａＣｌ濃度：５％、重炭酸イオン濃度：０ｍｏｌ／ｋ
ｇ、温度：２００℃、Ｈ2 Ｓ分圧：０ＭＰａの試験
条件下における腐食速度が３２．８ｍｄｄであったこと
を示しており、このような腐食速度のデータが各試験片
２３の鋼種と試験条件毎に得られることを示している。
なお、１ｍｄｄの腐食速度とは、面積１デシｍ平方につ
いて１ｄａｙ（日）当たりの腐食量が１ｍｇであること
を意味している。
【００１２】
【表３】
【００１３】このような二酸化炭素（ＣＯ2 ）が硫化水
素（Ｈ2 Ｓ）に比べて支配的に存在する環境条件あるい
は試験条件下の腐食現象における律速反応は炭酸（Ｈ2
ＣＯ3 ）の直接還元反応であるから、試験片２３の腐食
速度（ＣＲ）と、環境因子の関係は、炭酸活量：ａ（Ｈ
2 ＣＯ3 ）（単位：ｍｏｌ／ｋｇ）及び温度：Ｔ（単
位：絶対温度Ｋ）をパラメータとした関係式、例えば以
下に示す腐食速度式により表現することが可能である。 ｌｏｇ（ＣＲ）＝Ａ・ｌｏｇ（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））＋Ｂ・Ｔ-1＋Ｃ----（１） ここで、Ａ、Ｂ、Ｃは実験によって定められる定数であ
り、温度Ｔは絶対温度（Ｋ）で表記されるものとする。
そして、前記炭酸活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））は試験条件
であるＣＯ2 分圧、ＮａＣｌ濃度、重炭酸イオン
濃度、温度の関数として算出することができる。
素（Ｈ2 Ｓ）に比べて支配的に存在する環境条件あるい
は試験条件下の腐食現象における律速反応は炭酸（Ｈ2
ＣＯ3 ）の直接還元反応であるから、試験片２３の腐食
速度（ＣＲ）と、環境因子の関係は、炭酸活量：ａ（Ｈ
2 ＣＯ3 ）（単位：ｍｏｌ／ｋｇ）及び温度：Ｔ（単
位：絶対温度Ｋ）をパラメータとした関係式、例えば以
下に示す腐食速度式により表現することが可能である。 ｌｏｇ（ＣＲ）＝Ａ・ｌｏｇ（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））＋Ｂ・Ｔ-1＋Ｃ----（１） ここで、Ａ、Ｂ、Ｃは実験によって定められる定数であ
り、温度Ｔは絶対温度（Ｋ）で表記されるものとする。
そして、前記炭酸活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））は試験条件
であるＣＯ2 分圧、ＮａＣｌ濃度、重炭酸イオン
濃度、温度の関数として算出することができる。
【００１４】以下、環境因子〜の値を用いて、炭酸
活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））の値を計算する手順について
詳細に説明する。腐食液中における炭酸の関与する平衡
反応は次式で示される。 Ｈ2 ＣＯ3 ＝ＨＣＯ3 - ＋Ｈ+ ----（２） 従って、炭酸活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）は以下の平衡関係
式（３）に規定されるように、炭酸活量係数γH2CO3 、
水素イオン活量ａH 、水素イオン活量係数γH、炭酸の
第１段解離定数Ｋ1C 、重炭酸イオン濃度Ｘの関数とし
て表現され、それぞれの値を定めることにより正確に求
めることができる。 ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝（２ａH 2 ＋ａH ・γH ・Ｘ）・γH2CO3 ・ （２Ｋ1C・γH 2 ）-1 ----（３） ここで、重炭酸イオン濃度Ｘは、前記環境因子から直接
的に定められる数値である。以下、前記平衡関係式
（３）におけるその他のパラメータ（（イ）：炭酸活量
係数γ（Ｈ2 ＣＯ3 ）、（ロ）：水素イオン活量係数γ
H 、（ハ）：炭酸の第１段解離定数Ｋ1C、（ニ）：水素
イオン活量ａH ）の算出方法について順次説明する。
活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））の値を計算する手順について
詳細に説明する。腐食液中における炭酸の関与する平衡
反応は次式で示される。 Ｈ2 ＣＯ3 ＝ＨＣＯ3 - ＋Ｈ+ ----（２） 従って、炭酸活量（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）は以下の平衡関係
式（３）に規定されるように、炭酸活量係数γH2CO3 、
水素イオン活量ａH 、水素イオン活量係数γH、炭酸の
第１段解離定数Ｋ1C 、重炭酸イオン濃度Ｘの関数とし
て表現され、それぞれの値を定めることにより正確に求
めることができる。 ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝（２ａH 2 ＋ａH ・γH ・Ｘ）・γH2CO3 ・ （２Ｋ1C・γH 2 ）-1 ----（３） ここで、重炭酸イオン濃度Ｘは、前記環境因子から直接
的に定められる数値である。以下、前記平衡関係式
（３）におけるその他のパラメータ（（イ）：炭酸活量
係数γ（Ｈ2 ＣＯ3 ）、（ロ）：水素イオン活量係数γ
H 、（ハ）：炭酸の第１段解離定数Ｋ1C、（ニ）：水素
イオン活量ａH ）の算出方法について順次説明する。
【００１５】（イ）炭酸活量係数γH2CO3 を求めるに
は、まず、腐食液中の金属イオン濃度を一律に評価でき
るナトリウムイオンの等価濃度［Ｎａ］eqを文献１等に
示されるような下式を用いて計算する。 ［Ｎａ］eq＝［Ｎａ+ ］＋９［Ｋ+ ］／１７＋４６（［Ｃａ2+］＋［Ｓｒ2+］ ＋［Ｂａ2+］）／１７＋５０［Ｍｇ2+］／１７＋２３［Ｌｉ+ ］／１７ ----（４） ここで、［Ｎａ］eq、［Ｎａ+ ］、［Ｋ+ ］、［Ｃ
ａ2+］、［Ｓｒ2+］、［Ｂａ2+］、［Ｍｇ2+］、［Ｌｉ
+ ］の単位はｍｏｌ／ｋｇである。このように、［Ｎ
ａ］eqは腐食液中のＮａＣｌ濃度等を用いて計算するこ
とができる。そして、［Ｎａ］eqの値を文献２に示され
るデータに基づいた下記の判定式と照合して、炭酸活量
係数γH2CO3 を定めることができる。 ［Ｎａ］eq＜１．３ｍｏｌ／ｋｇのとき、 γ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝０．８ ［Ｎａ］eq≧１．３ｍｏｌ／ｋｇのとき、 γH2CO3 ＝０．１×［Ｎａ］eq−０．２３ 文献１：Ａｋｉｈｉｒｏ Ｍｉｙａｓａｋａ；ＣＯＲＲ
ＯＳＩＯＮ／９２，Ｐａｐｅｒ Ｎｏ．５，Ｎａｔｉｏ
ｎａｌ Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｏｒｒｏｓ
ｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ， Ｈｏｕｓｔｏｎ，（１
９９２） 文献２：高橋正雄：防食技術、Ｖｏｌ．２３、ｐ．６２
５，（１９７４）
は、まず、腐食液中の金属イオン濃度を一律に評価でき
るナトリウムイオンの等価濃度［Ｎａ］eqを文献１等に
示されるような下式を用いて計算する。 ［Ｎａ］eq＝［Ｎａ+ ］＋９［Ｋ+ ］／１７＋４６（［Ｃａ2+］＋［Ｓｒ2+］ ＋［Ｂａ2+］）／１７＋５０［Ｍｇ2+］／１７＋２３［Ｌｉ+ ］／１７ ----（４） ここで、［Ｎａ］eq、［Ｎａ+ ］、［Ｋ+ ］、［Ｃ
ａ2+］、［Ｓｒ2+］、［Ｂａ2+］、［Ｍｇ2+］、［Ｌｉ
+ ］の単位はｍｏｌ／ｋｇである。このように、［Ｎ
ａ］eqは腐食液中のＮａＣｌ濃度等を用いて計算するこ
とができる。そして、［Ｎａ］eqの値を文献２に示され
るデータに基づいた下記の判定式と照合して、炭酸活量
係数γH2CO3 を定めることができる。 ［Ｎａ］eq＜１．３ｍｏｌ／ｋｇのとき、 γ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝０．８ ［Ｎａ］eq≧１．３ｍｏｌ／ｋｇのとき、 γH2CO3 ＝０．１×［Ｎａ］eq−０．２３ 文献１：Ａｋｉｈｉｒｏ Ｍｉｙａｓａｋａ；ＣＯＲＲ
ＯＳＩＯＮ／９２，Ｐａｐｅｒ Ｎｏ．５，Ｎａｔｉｏ
ｎａｌ Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｏｒｒｏｓ
ｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ， Ｈｏｕｓｔｏｎ，（１
９９２） 文献２：高橋正雄：防食技術、Ｖｏｌ．２３、ｐ．６２
５，（１９７４）
【００１６】（ロ）水素イオン活量係数γH は、前記
［Ｎａ］eqの値を基に文献１に示される以下の関係式を
適用して定めることができる。 ｌｏｇ（γH ）＝０．１７×［Ｎａ］eq ----（５）
［Ｎａ］eqの値を基に文献１に示される以下の関係式を
適用して定めることができる。 ｌｏｇ（γH ）＝０．１７×［Ｎａ］eq ----（５）
【００１７】（ハ）炭酸の第１段解離定数Ｋ1Cは、下記
の文献３に示されるＣｏｂｂｌｅにより提案されたＰＢ
ＩＬＣ（Ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ ｏｆ Ｂａｌａｎｃｅ
ｏｆＩｄｅｎｔｉｃａｌ Ｌｉｎｋ Ｃｈａｒｇｅｓ）
法を適用して、温度Ｔ（単位：Ｋ）の関数である下式を
用いて算出することができる。 ｌｏｇＫ1C＝ｌｏｇ（１２４５．５×Ｔ-1＋２７．７３− ９．８１３×ｌｏｇＴ）＋ｌｏｇＫW ----（６） ここで、上式（６）におけるＫW は水のイオン積であ
り、具体的には温度ｔ（単位：℃）を求めて、文献４に
示されるデータを式化した下式（７）、（８）により規
定される値である。 ｔ＜６０℃のとき、 ｌｏｇＫW ＝０．０２７４ｔ−１４．６８ ----（７） ｔ≧＜６０℃のとき ｌｏｇＫW ＝−５．１０×１０-5ｔ2 ＋２．５３×１０-2ｔ−１４．３２ ----（８） 文献３：Ｊ．Ｗ．Ｃｏｂｂｌｅ，Ｒ．Ｃ．Ｍｕｒｒａｙ
Ｊｒ．，Ｐ．Ｊ．Ｔｕｒｎｅｒ ａｎｄ Ｋ．Ｃｈｅ
ｎ：”Ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｔｈｅｒｍ
ｏｄｙｎａｍｉｃ ｄａｔａ ｆｏｒ ｓｐｅｃｉｅｓ
ｉｎ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ”，ＥＰＲ
Ｉ ＮＰ−２４００ ｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｊｅｃｔ
１１６７−１，ｆｉｒｓｔ ｒｅｐｏｒｔ，Ｐａｌｏ
Ａｌｔｏ ＥＰＲＩ，（１９８２） 文献４：Ｆ．Ｈ．Ｓｗｅｅｔｏｎ．Ｒ．Ｅ．Ｍｅｓｍｅ
ｒ ａｎｄ Ｃ．Ｆ．Ｂａｅｓ Ｊｒ．：Ｊ．Ｓｏｌ
ｎ．Ｃｈｅｍ，Ｖｏｌ．３，Ｐ．１９１（１９７４）
の文献３に示されるＣｏｂｂｌｅにより提案されたＰＢ
ＩＬＣ（Ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ ｏｆ Ｂａｌａｎｃｅ
ｏｆＩｄｅｎｔｉｃａｌ Ｌｉｎｋ Ｃｈａｒｇｅｓ）
法を適用して、温度Ｔ（単位：Ｋ）の関数である下式を
用いて算出することができる。 ｌｏｇＫ1C＝ｌｏｇ（１２４５．５×Ｔ-1＋２７．７３− ９．８１３×ｌｏｇＴ）＋ｌｏｇＫW ----（６） ここで、上式（６）におけるＫW は水のイオン積であ
り、具体的には温度ｔ（単位：℃）を求めて、文献４に
示されるデータを式化した下式（７）、（８）により規
定される値である。 ｔ＜６０℃のとき、 ｌｏｇＫW ＝０．０２７４ｔ−１４．６８ ----（７） ｔ≧＜６０℃のとき ｌｏｇＫW ＝−５．１０×１０-5ｔ2 ＋２．５３×１０-2ｔ−１４．３２ ----（８） 文献３：Ｊ．Ｗ．Ｃｏｂｂｌｅ，Ｒ．Ｃ．Ｍｕｒｒａｙ
Ｊｒ．，Ｐ．Ｊ．Ｔｕｒｎｅｒ ａｎｄ Ｋ．Ｃｈｅ
ｎ：”Ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｔｈｅｒｍ
ｏｄｙｎａｍｉｃ ｄａｔａ ｆｏｒ ｓｐｅｃｉｅｓ
ｉｎ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ”，ＥＰＲ
Ｉ ＮＰ−２４００ ｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｊｅｃｔ
１１６７−１，ｆｉｒｓｔ ｒｅｐｏｒｔ，Ｐａｌｏ
Ａｌｔｏ ＥＰＲＩ，（１９８２） 文献４：Ｆ．Ｈ．Ｓｗｅｅｔｏｎ．Ｒ．Ｅ．Ｍｅｓｍｅ
ｒ ａｎｄ Ｃ．Ｆ．Ｂａｅｓ Ｊｒ．：Ｊ．Ｓｏｌ
ｎ．Ｃｈｅｍ，Ｖｏｌ．３，Ｐ．１９１（１９７４）
【００１８】（ニ）水素イオン活量ａH は、文献１に示
される以下の（９）式を適用することにより定めること
ができる。 ａH ＝（ｓｑｒｔ（Ｘ2 ＋４・Ｋ1C・ＫHC・ＰCO2 ・γH2CO3 -2＋ ４・Ｋ1H・ＫHH・ＰH2S ・γH2S -2）−Ｘ）・γH ／２ ----（９） ここで、ＰCO2 、ＰH2S はそれぞれ雰囲気ガス中のＣＯ
2 分圧及び硫化水素分圧（単位：ａｔｍ）であり、γ
H2S は硫化水素の活量係数、Ｋ1Hは硫化水素の第１段解
離定数、ＫHC、ＫHHはそれぞれ二酸化炭素ガス及び硫化
水素ガスのヘンリー定数を示す。なお、ｓｑｒｔ（ｘ）
はｘの平方根を表す関数である。前記（９）式における
ＰCO2 、ＰH2S は前記環境因子から直接的に定めること
のできる値である。また、炭酸活量係数γH2CO3 は前記
（イ）により求められる値である。以下、パラメータで
ある硫化水素活量係数γH2S は硫化水素の第１段解離定
数Ｋ1H、二酸化炭素ガス及び硫化水素のヘンリー定数Ｋ
HC、ＫHHの値をそれぞれ環境因子のデータを基にして定
める手順について説明する。
される以下の（９）式を適用することにより定めること
ができる。 ａH ＝（ｓｑｒｔ（Ｘ2 ＋４・Ｋ1C・ＫHC・ＰCO2 ・γH2CO3 -2＋ ４・Ｋ1H・ＫHH・ＰH2S ・γH2S -2）−Ｘ）・γH ／２ ----（９） ここで、ＰCO2 、ＰH2S はそれぞれ雰囲気ガス中のＣＯ
2 分圧及び硫化水素分圧（単位：ａｔｍ）であり、γ
H2S は硫化水素の活量係数、Ｋ1Hは硫化水素の第１段解
離定数、ＫHC、ＫHHはそれぞれ二酸化炭素ガス及び硫化
水素ガスのヘンリー定数を示す。なお、ｓｑｒｔ（ｘ）
はｘの平方根を表す関数である。前記（９）式における
ＰCO2 、ＰH2S は前記環境因子から直接的に定めること
のできる値である。また、炭酸活量係数γH2CO3 は前記
（イ）により求められる値である。以下、パラメータで
ある硫化水素活量係数γH2S は硫化水素の第１段解離定
数Ｋ1H、二酸化炭素ガス及び硫化水素のヘンリー定数Ｋ
HC、ＫHHの値をそれぞれ環境因子のデータを基にして定
める手順について説明する。
【００１９】硫化水素活量係数γH2S は、ここでは文献
１の記載に基づき前記炭酸活量係数γH2CO3 及び塩化水
素活量係数γHCl に等しい値と仮定することができる。
従って、水素イオン活量ａH は前記炭酸活量係数γ
H2CO3 の値を用いて推定することが可能である。硫化水
素の第１段解離定数Ｋ1Hは、上記の文献４に示されるよ
うに前記水のイオン積ＫW 、及び温度Ｔを用いて、ＰＢ
ＩＬＣ法を適用して、即ち下式（１０）を用いて算出す
ることができる。 ｌｏｇＫ1H＝ｌｏｇ（−５３８．８×Ｔ-1＋５２．３９− １７．６１×ｌｏｇＴ）＋ｌｏｇＫW ----（１０） 二酸化炭素ガスのヘンリー定数ＫHCは、以下の文献５に
示されるＣｒｉｓｓ等により提案された下式（１１）を
用いて、環境因子における温度Ｔの関数として計算す
る。 ｌｏｇＫHC＝３４０９×Ｔ-1−５７．７２＋１８．１２×ｌｏｇＴ ----（１１） 文献５：Ｃ．Ｍ．Ｃｒｉｓｓ ａｎｄ Ｊ．Ｗ．Ｃｏｂ
ｂｌｅ：Ｊ．Ａｍ．Ｃｈｅｍ．Ｓｏｃ．，Ｖｏｌ．８
６，ｐ．５３８５，（１９６４） 硫化水素のヘンリー定数ＫHHは、同じく文献５に示され
る下式（１２）を用い温度Ｔから計算することができ
る。 ｌｏｇＫHH＝３２２１×Ｔ-1−５４．１４＋１７．１１×ｌｏｇＴ ----（１２）
１の記載に基づき前記炭酸活量係数γH2CO3 及び塩化水
素活量係数γHCl に等しい値と仮定することができる。
従って、水素イオン活量ａH は前記炭酸活量係数γ
H2CO3 の値を用いて推定することが可能である。硫化水
素の第１段解離定数Ｋ1Hは、上記の文献４に示されるよ
うに前記水のイオン積ＫW 、及び温度Ｔを用いて、ＰＢ
ＩＬＣ法を適用して、即ち下式（１０）を用いて算出す
ることができる。 ｌｏｇＫ1H＝ｌｏｇ（−５３８．８×Ｔ-1＋５２．３９− １７．６１×ｌｏｇＴ）＋ｌｏｇＫW ----（１０） 二酸化炭素ガスのヘンリー定数ＫHCは、以下の文献５に
示されるＣｒｉｓｓ等により提案された下式（１１）を
用いて、環境因子における温度Ｔの関数として計算す
る。 ｌｏｇＫHC＝３４０９×Ｔ-1−５７．７２＋１８．１２×ｌｏｇＴ ----（１１） 文献５：Ｃ．Ｍ．Ｃｒｉｓｓ ａｎｄ Ｊ．Ｗ．Ｃｏｂ
ｂｌｅ：Ｊ．Ａｍ．Ｃｈｅｍ．Ｓｏｃ．，Ｖｏｌ．８
６，ｐ．５３８５，（１９６４） 硫化水素のヘンリー定数ＫHHは、同じく文献５に示され
る下式（１２）を用い温度Ｔから計算することができ
る。 ｌｏｇＫHH＝３２２１×Ｔ-1−５４．１４＋１７．１１×ｌｏｇＴ ----（１２）
【００２０】以上詳しく説明したように、表３に示され
るような炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の値を環境因子〜
の測定値から一義的に求めることができる。従って、
このようにして求められる炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の
値は、環境因子の統合された値であり、マルテンサイト
系ステンレス鋼の油井管に使用されるような環境下にお
ける腐食挙動を、総合的かつ的確に評価するためのパラ
メータとして必要な特性を備えている。図３は、マルテ
ンサイト系ステンレス鋼の一例である鋼種（Ｔ−１）に
ついて、測定された腐食速度と、その時の炭酸活量ａ
（Ｈ2 ＣＯ3 ）の値とを温度をパラメータとして両対数
目盛りを有する図上にプロットして示したグラフであ
る。
るような炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の値を環境因子〜
の測定値から一義的に求めることができる。従って、
このようにして求められる炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）の
値は、環境因子の統合された値であり、マルテンサイト
系ステンレス鋼の油井管に使用されるような環境下にお
ける腐食挙動を、総合的かつ的確に評価するためのパラ
メータとして必要な特性を備えている。図３は、マルテ
ンサイト系ステンレス鋼の一例である鋼種（Ｔ−１）に
ついて、測定された腐食速度と、その時の炭酸活量ａ
（Ｈ2 ＣＯ3 ）の値とを温度をパラメータとして両対数
目盛りを有する図上にプロットして示したグラフであ
る。
【００２１】図３の両対数図上にプロットされたデータ
に示されるように、高炭酸活量の領域では、鋼は活性溶
解状態にあり、腐食速度（ｙ）と炭酸活量（ｘ）との間
にｌｏｇ（ｙ）＝ａ・ｌｏｇ（ｘ）＋ｂ（但しａ、ｂは
定数）の関数関係が成立する。さらに、図４は、図３に
おける高炭酸活量の領域（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝０．５ｍ
ｏｌ／ｋｇ）での腐食速度（ｙ）を絶対温度Ｔの逆数に
対してプロットしたグラフであるが、腐食速度（ｙ）と
絶対温度Ｔとの間には、ｌｏｇ（ｙ）＝ｃ・（１／Ｔ）
＋ｄ（但しｃ、ｄは定数）の関係が成立する。これらよ
り、腐食速度（ｙ）はｘとＴの関数としてまとめること
ができ、前述した腐食速度式（１）により規定できるこ
とが分かる。一方、低炭酸活量の領域では図５に示され
るように、鋼は不働態状態を呈するため腐食速度は低レ
ベルで一定の値をとる。このような不働態時における不
働態腐食速度ＣＲthは、温度のみに依存し、また、不働
態から活性溶解状態に移る限界炭酸活量ａ（Ｈ2 Ｃ
Ｏ3 ）critも温度に依存することが、これらの実験デー
タから明らかになった。図６はこのような不働態時にお
ける不働態腐食速度ＣＲth及び限界炭酸活量ａ（Ｈ2 Ｃ
Ｏ3 ）critの温度依存性を示すデータの例である。
に示されるように、高炭酸活量の領域では、鋼は活性溶
解状態にあり、腐食速度（ｙ）と炭酸活量（ｘ）との間
にｌｏｇ（ｙ）＝ａ・ｌｏｇ（ｘ）＋ｂ（但しａ、ｂは
定数）の関数関係が成立する。さらに、図４は、図３に
おける高炭酸活量の領域（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）＝０．５ｍ
ｏｌ／ｋｇ）での腐食速度（ｙ）を絶対温度Ｔの逆数に
対してプロットしたグラフであるが、腐食速度（ｙ）と
絶対温度Ｔとの間には、ｌｏｇ（ｙ）＝ｃ・（１／Ｔ）
＋ｄ（但しｃ、ｄは定数）の関係が成立する。これらよ
り、腐食速度（ｙ）はｘとＴの関数としてまとめること
ができ、前述した腐食速度式（１）により規定できるこ
とが分かる。一方、低炭酸活量の領域では図５に示され
るように、鋼は不働態状態を呈するため腐食速度は低レ
ベルで一定の値をとる。このような不働態時における不
働態腐食速度ＣＲthは、温度のみに依存し、また、不働
態から活性溶解状態に移る限界炭酸活量ａ（Ｈ2 Ｃ
Ｏ3 ）critも温度に依存することが、これらの実験デー
タから明らかになった。図６はこのような不働態時にお
ける不働態腐食速度ＣＲth及び限界炭酸活量ａ（Ｈ2 Ｃ
Ｏ3 ）critの温度依存性を示すデータの例である。
【００２２】以上述べたように実使用時における油井管
の腐食速度ＣＲは、図７に示す手順により推定すること
ができる。まず、ステップ１において、油井管の先端部
近傍における環境因子であるＣＯ2 分圧、ＮａＣｌ
濃度、重炭酸イオン濃度、温度、Ｈ2 Ｓ分圧を測
定あるいは推定により求める。次に、前記環境因子の値
に基づいて前記示した手順により炭酸活量を計算する
（ステップ２）。ステップ３においては、前記炭酸活量
ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）crit
と比較する。そして、限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
critよりも大きい場合には、前記腐食速度式（１）に定
められるような腐食速度ＣＲが設定され（ステップ
４）、一方、限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）crit未満の
場合には、温度Ｔにより規定される不働態腐食速度ＣＲ
thが適用される（ステップ５）。
の腐食速度ＣＲは、図７に示す手順により推定すること
ができる。まず、ステップ１において、油井管の先端部
近傍における環境因子であるＣＯ2 分圧、ＮａＣｌ
濃度、重炭酸イオン濃度、温度、Ｈ2 Ｓ分圧を測
定あるいは推定により求める。次に、前記環境因子の値
に基づいて前記示した手順により炭酸活量を計算する
（ステップ２）。ステップ３においては、前記炭酸活量
ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）crit
と比較する。そして、限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
critよりも大きい場合には、前記腐食速度式（１）に定
められるような腐食速度ＣＲが設定され（ステップ
４）、一方、限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）crit未満の
場合には、温度Ｔにより規定される不働態腐食速度ＣＲ
thが適用される（ステップ５）。
【００２３】このように、油井管における環境条件〜
が与えられれば、これに基づいて炭酸活量が算出さ
れ、この炭酸活量の値が限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
crit以下であれば、腐食速度ＣＲは不働態腐食速度ＣＲ
thとなり、逆に限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）critは腐
食速度は両対数図上の直線で近似される関係式即ち、前
記腐食速度式（１）を用いることにより求められること
が分かる。
が与えられれば、これに基づいて炭酸活量が算出さ
れ、この炭酸活量の値が限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）
crit以下であれば、腐食速度ＣＲは不働態腐食速度ＣＲ
thとなり、逆に限界炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）critは腐
食速度は両対数図上の直線で近似される関係式即ち、前
記腐食速度式（１）を用いることにより求められること
が分かる。
【００２４】図８は炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）をパラメ
ータとする前記腐食関係式（１）を用いて腐食速度を計
算して、一般に実操業上充分に安全なレベルとされてい
る２０ｍｄｄ（０．１ｍｍ／年の腐食速度に相当）以下
となる領域を、温度を縦軸として、横軸をＣＯ2 分圧と
する図表上に示したものである。図中の線分上では腐食
速度が２０ｍｄｄとなり、該線分の下方部分の領域では
腐食速度が２０ｍｄｄ以下となることを示している。な
お、ここでは前記炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を定めるた
めの、その他の変数であるＮａＣｌ濃度は５％に、重炭
酸イオン濃度は１０-4ｍｏｌ／ｋｇ、Ｈ2 Ｓ分圧はゼロ
ＭＰａに設定した場合について表示している。同図に示
されるように、マルテンサイト系ステンレス鋼Ｔ−２が
これらの鋼種の中で最も耐ＣＯ2 腐食性が高く、このよ
うな油井管の使用条件下において適していることが分か
る。従って、図１に示すような油井管内の環境因子を実
際に測定するか、あるいは個々に推定することにより、
油井管チュービングの耐用期間を予測することが可能と
なる。そして、この予測データを油井管の設計に反映さ
せたり、チュービングの交換時期を判定して、より計画
性のある採油操業を行うことができる。
ータとする前記腐食関係式（１）を用いて腐食速度を計
算して、一般に実操業上充分に安全なレベルとされてい
る２０ｍｄｄ（０．１ｍｍ／年の腐食速度に相当）以下
となる領域を、温度を縦軸として、横軸をＣＯ2 分圧と
する図表上に示したものである。図中の線分上では腐食
速度が２０ｍｄｄとなり、該線分の下方部分の領域では
腐食速度が２０ｍｄｄ以下となることを示している。な
お、ここでは前記炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）を定めるた
めの、その他の変数であるＮａＣｌ濃度は５％に、重炭
酸イオン濃度は１０-4ｍｏｌ／ｋｇ、Ｈ2 Ｓ分圧はゼロ
ＭＰａに設定した場合について表示している。同図に示
されるように、マルテンサイト系ステンレス鋼Ｔ−２が
これらの鋼種の中で最も耐ＣＯ2 腐食性が高く、このよ
うな油井管の使用条件下において適していることが分か
る。従って、図１に示すような油井管内の環境因子を実
際に測定するか、あるいは個々に推定することにより、
油井管チュービングの耐用期間を予測することが可能と
なる。そして、この予測データを油井管の設計に反映さ
せたり、チュービングの交換時期を判定して、より計画
性のある採油操業を行うことができる。
【００２５】以上、本発明の実施の形態を説明したが、
本発明はこれらの実施の形態に限定されるものではな
く、要旨を逸脱しない条件の変更等は全て本発明の適用
範囲である。例えば、本実施の形態において炭酸活量を
計算するに際して、特定の定数値を含む関係式を採用し
たが、これらの関係式は一例であって、これらの定数値
は実験の精度、あるいは予測式の妥当性等により変わり
うるものであり、厳密にこれらの定数値により規定され
るもののみが本発明の権利範囲ではない。即ち、本発明
は炭酸活量をパラメータとする腐食速度の評価式に広く
適用されるものである。
本発明はこれらの実施の形態に限定されるものではな
く、要旨を逸脱しない条件の変更等は全て本発明の適用
範囲である。例えば、本実施の形態において炭酸活量を
計算するに際して、特定の定数値を含む関係式を採用し
たが、これらの関係式は一例であって、これらの定数値
は実験の精度、あるいは予測式の妥当性等により変わり
うるものであり、厳密にこれらの定数値により規定され
るもののみが本発明の権利範囲ではない。即ち、本発明
は炭酸活量をパラメータとする腐食速度の評価式に広く
適用されるものである。
【００２６】
【発明の効果】請求項１〜４記載のステンレス鋼油井管
の寿命予測方法においては、油井管チュービング使用時
における環境条件をシミュレートする試験条件でステン
レス鋼を腐食させて、該ステンレス鋼の腐食速度を測定
するので、実際の環境条件下におけるステンレス鋼の腐
食挙動を正確に把握することができる。そして、前記試
験条件における腐食液中の炭酸活量と前記腐食速度との
対応関係を求めるので、複数の錯綜した試験条件を統合
して、炭酸活量をパラメータとする前記対応関係により
腐食速度が求められる。次に、実際の油井管の環境条件
における炭酸活量を計算して、該炭酸活量の計算値を前
記対応関係に基づいて、前記ステンレス鋼からなる油井
管チュービングの寿命を予測するので、複雑な環境条件
が絡み合う腐食現象を炭酸活量により一義的に規定し
て、的確に油井管チュービングの寿命が予測できる。
の寿命予測方法においては、油井管チュービング使用時
における環境条件をシミュレートする試験条件でステン
レス鋼を腐食させて、該ステンレス鋼の腐食速度を測定
するので、実際の環境条件下におけるステンレス鋼の腐
食挙動を正確に把握することができる。そして、前記試
験条件における腐食液中の炭酸活量と前記腐食速度との
対応関係を求めるので、複数の錯綜した試験条件を統合
して、炭酸活量をパラメータとする前記対応関係により
腐食速度が求められる。次に、実際の油井管の環境条件
における炭酸活量を計算して、該炭酸活量の計算値を前
記対応関係に基づいて、前記ステンレス鋼からなる油井
管チュービングの寿命を予測するので、複雑な環境条件
が絡み合う腐食現象を炭酸活量により一義的に規定し
て、的確に油井管チュービングの寿命が予測できる。
【００２７】特に、請求項２記載のステンレス鋼油井管
の寿命予測方法においては、炭酸活量が、前記試験条件
における雰囲気中の二酸化炭素ガス分圧、温度、前記腐
食液の重炭酸イオン濃度、及びナトリウムイオン等の金
属陽イオン濃度により計算されるので、より的確に油井
管チュービングの寿命予測を行うことができる。また、
請求項３記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法にお
いては、炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）と腐食速度ＣＲとの
対応関係が、環境条件の温度Ｔ、定数Ａ、Ｂ、Ｃを用い
た特定の関係式により定められるので、より簡単、かつ
的確に油井管チュービングの寿命予測を行うことができ
る。請求項４記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法
においては、ステンレス鋼がマルテンサイト系ステンレ
ス鋼であって、そのクロム含有量が８〜１７ｗｔ％、ニ
ッケル含有量が零を含む６ｗｔ％以下の範囲であるの
で、炭酸活量をパラメータとする腐食速度式の精度をよ
り高められ、より的確に寿命予測が行える。
の寿命予測方法においては、炭酸活量が、前記試験条件
における雰囲気中の二酸化炭素ガス分圧、温度、前記腐
食液の重炭酸イオン濃度、及びナトリウムイオン等の金
属陽イオン濃度により計算されるので、より的確に油井
管チュービングの寿命予測を行うことができる。また、
請求項３記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法にお
いては、炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）と腐食速度ＣＲとの
対応関係が、環境条件の温度Ｔ、定数Ａ、Ｂ、Ｃを用い
た特定の関係式により定められるので、より簡単、かつ
的確に油井管チュービングの寿命予測を行うことができ
る。請求項４記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方法
においては、ステンレス鋼がマルテンサイト系ステンレ
ス鋼であって、そのクロム含有量が８〜１７ｗｔ％、ニ
ッケル含有量が零を含む６ｗｔ％以下の範囲であるの
で、炭酸活量をパラメータとする腐食速度式の精度をよ
り高められ、より的確に寿命予測が行える。
【図１】本発明の一実施の形態に係るステンレス鋼油井
管の寿命予測方法を適用する油ガス井の断面図である。
管の寿命予測方法を適用する油ガス井の断面図である。
【図２】同寿命予測方法における油井管の環境条件を模
擬するオートクレーブ試験装置の概略図である。
擬するオートクレーブ試験装置の概略図である。
【図３】マルテンサイト系ステンレス鋼の腐食速度と炭
酸活量との関係を示したグラフである。
酸活量との関係を示したグラフである。
【図４】マルテンサイト系ステンレス鋼の腐食速度と温
度との関係を示したグラフである。
度との関係を示したグラフである。
【図５】不働態腐食速度及び限界炭酸活量のそれぞれの
温度依存関係を示すグラフである。
温度依存関係を示すグラフである。
【図６】不働態腐食速度及び限界炭酸活量と温度との関
係図である。
係図である。
【図７】環境条件における腐食速度の設定のフロー図で
ある。
ある。
【図８】特定の腐食速度を与える場合における温度及び
ＣＯ2 分圧との関係を示したグラフである。
ＣＯ2 分圧との関係を示したグラフである。
１０ 油ガス井 １１ 油井管 １２ ケーシング １３ チュービ
ング １４ パッカー １５ アニュラ
ス流体 １６ 油ガス層 １７ オートク
レーブ試験装置 １８ 圧力計 １９ 熱電対 ２０ 腐食液 ２１ 腐食液容
器（ベッセル） ２２ ガス ２３ 試験片 ２４ ヒーター ２５ 制御装置
ング １４ パッカー １５ アニュラ
ス流体 １６ 油ガス層 １７ オートク
レーブ試験装置 １８ 圧力計 １９ 熱電対 ２０ 腐食液 ２１ 腐食液容
器（ベッセル） ２２ ガス ２３ 試験片 ２４ ヒーター ２５ 制御装置
Claims (4)
- 【請求項１】 地中から原油及び／又は天然ガスを汲み
出す油井管チュービングに使用されるステンレス鋼を、
該油井管チュービング使用時における環境条件を模擬す
る試験条件で腐食させて、前記ステンレス鋼の腐食速度
を測定して、前記試験条件における腐食液中の炭酸活量
と前記腐食速度との対応関係を求め、 前記油井管の環境条件における炭酸活量を計算して、該
炭酸活量の計算値を前記対応関係と比較して、前記ステ
ンレス鋼からなる油井管チュービングの寿命を予測する
ことを特徴とするステンレス鋼油井管の寿命予測方法。 - 【請求項２】 前記炭酸活量が、前記試験条件における
雰囲気中の二酸化炭素ガス分圧、温度、前記腐食液の重
炭酸イオン濃度、及び金属イオン濃度により計算される
ことを特徴とする請求項１記載のステンレス鋼油井管の
寿命予測方法。 - 【請求項３】 前記炭酸活量ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ）と腐食速
度ＣＲとの対応関係が、環境条件の温度Ｔ、定数Ａ、
Ｂ、Ｃを用いた下式により定められることを特徴とする
請求項１又は２記載のステンレス鋼油井管の寿命予測方
法。 ｌｏｇ（ＣＲ）＝Ａ・ｌｏｇ（ａ（Ｈ2 ＣＯ3 ））＋Ｂ
・Ｔ-1＋Ｃ - 【請求項４】 前記ステンレス鋼がマルテンサイト系ス
テンレス鋼であって、そのクロム含有量が８〜１７ｗｔ
％、ニッケル含有量が零を含む６ｗｔ％以下の範囲であ
ることを特徴とする請求項１〜３記載のステンレス鋼油
井管の寿命予測方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP16078496A JPH09318586A (ja) | 1996-05-31 | 1996-05-31 | ステンレス鋼油井管の寿命予測方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP16078496A JPH09318586A (ja) | 1996-05-31 | 1996-05-31 | ステンレス鋼油井管の寿命予測方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH09318586A true JPH09318586A (ja) | 1997-12-12 |
Family
ID=15722382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP16078496A Withdrawn JPH09318586A (ja) | 1996-05-31 | 1996-05-31 | ステンレス鋼油井管の寿命予測方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH09318586A (ja) |
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-
1996
- 1996-05-31 JP JP16078496A patent/JPH09318586A/ja not_active Withdrawn
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