超级13Cr钢冲蚀数值模拟与试验研究

在油气田压裂等储层改造过程中,高速携砂液流动会使管柱壁面受到冲刷腐蚀影响,造成材料流失,威胁井筒安全。为此,结合数值模拟与喷射式冲蚀试验,分析超级13Cr不锈钢材料受冲刷腐蚀影响规律,利用DPM离散相模型追踪固体颗粒撞击材料表面的速度与角度,为研究不锈钢表面受撞击后的抗腐蚀特性提供流体力学参数。研究结果表明,不锈钢材料在含Cl-纯液相介质中能够生成钝化膜以保护基体材料;超级13Cr材料在流速9 m/s常温条件下流动水介质中,开路电位稳定,材料在高速流动液相中具有较强的抗腐蚀能力。当颗粒撞击超级13Cr材料表面后,材料表面钝化膜破裂致使新基体金属暴露于腐蚀介质,部分材料参与电化学反应,同时发生钝化反应与活化反应,而新钝化膜又会受到后续粒子撞击难以生成,材料表面松软且粗糙,由此造成超级13Cr不锈钢再钝化能力降低,抗腐蚀能力不足。研究结果可为油管失效评估及服役寿命预测提供理论依据。     

超级13Cr钢在含CO2的CaCl2完井液中应力腐蚀开裂行为

采用四点弯曲法实验研究了超级13Cr马氏体不锈钢在1.0MPaCO2、100℃和150℃下,密度为1.318kg/L的CaCl2完井液中的应力腐蚀开裂（SCC）行为;同时研究了溶液中氧含量和少量醋酸对应力腐蚀开裂敏感性的影响。结合动电位极化曲线,考察了材料在不同条件下的腐蚀电化学行为,其结果和四点弯曲法实验结果一致。在150℃不除氧条件下,材料的应力腐蚀开裂最敏感,此时开路电位（Ecorr）处于极化曲线上的第二个活化-钝化转换区域。扫描电子显微镜（SEM）结果显示,超级13Cr马氏体不锈钢以沿晶型方式开裂。     

超级13Cr油套管钢的点蚀行为研究

石油管材的点蚀穿孔是管材失效的主要原因,采用电化学测试和化学浸泡的方法,研究了超级13Cr油套管钢的点蚀行为,旨在为超级13Cr钢的研究开发提供依据。结果表明,Cl-和温度是影响超级13Cr钢点蚀发生的主要原因,材料的点蚀敏感性均随Cl-浓度和温度的升高而增加;电化学和化学浸泡两种方法测定的临界点蚀温度(CPT)分别为40.5℃和37.5℃,相差3℃。当温度低于CPT时,13Cr钢处于破钝和再钝化的平衡状态,材料表面形成少、小而浅的点蚀坑;当温度高于CPT时,13Cr钢表面则形成多、大而深的点蚀坑,点蚀全面发生。     

316L不锈钢在污水汽提塔顶循环系统的腐蚀特性

设计、搭建了循环流动实验装置,模拟污水汽提装置塔顶循环系统腐蚀环境,采用电化学测试方法和表面分析技术,对316L不锈钢(316L SS)在污水介质中的腐蚀行为和特性进行了研究。实验结果表明,316L SS在污水介质中的腐蚀形态为局部点腐蚀,腐蚀表面具有弥散分布的点蚀坑。污水介质中NH₄Cl含量和介质流速是影响 316L SS 腐蚀速率的关键因素。当污水介质中NH₄Cl质量分数小于4.0%时,腐蚀体系阻抗较大,316L SS的阳极极化曲线表现为典型的溶解、钝化和点蚀过程;当NH₄Cl质量分数大于4.0%时,极化曲线不具有明显的钝化区,且此时体系的阻抗半径急剧减小,表明316L SS表面未形成完整的钝化膜,材料耐蚀性降低。当污水中NH₄Cl质量分数为4.0%、介质流动速率大于1.0 m/s时,316L SS腐蚀速率急剧升高。     

油套管钢在甲酸盐-磷酸盐复配完井液中的腐蚀行为

采用高温高压模拟浸泡试验并结合多种表面分析手段,对超级13Cr马氏体不锈钢（油管钢）和P110碳钢（套管钢）在不同体积百分比的甲酸钾-焦磷酸钾复配完井液的腐蚀行为进行了研究。结果表明,对于超级13Cr马氏体不锈钢,复配完井液的主要腐蚀风险来源于其中的S元素夹杂,产物膜中S的富集是造成其耐蚀性降低的主要原因;而对于P110碳钢,高温下腐蚀产物厚且疏松,甲酸盐比例的增加可以缓解其表面腐蚀产物的沉积,从而提高产物膜的致密性,提高其高温耐蚀性。     

油套管钢在甲酸盐-磷酸盐复配完井液中的腐蚀行为

采用高温高压模拟浸泡试验并结合多种表面分析手段,对超级13Cr马氏体不锈钢（油管钢）和P110碳钢（套管钢）在不同体积百分比的甲酸钾-焦磷酸钾复配完井液的腐蚀行为进行了研究。结果表明,对于超级13Cr马氏体不锈钢,复配完井液的主要腐蚀风险来源于其中的S元素夹杂,产物膜中S的富集是造成其耐蚀性降低的主要原因;而对于P110碳钢,高温下腐蚀产物厚且疏松,甲酸盐比例的增加可以缓解其表面腐蚀产物的沉积,从而提高产物膜的致密性,提高其高温耐蚀性。      

SST-861钛基合金表面阳极钝化膜结构与抗腐蚀特性课题通过技术鉴定

由扬州师范大学承担研究的SST-861钛基合金表面阳极钝化膜的结构与抗腐蚀特性课题,最近在扬州通过了江苏省科委组织的技术鉴定。 该课题主要包括通过极化曲线法确定腐蚀电位和腐蚀电流,用静态挂片法测定温度、钝化膜、MnO_2以及外来Cl~-对腐蚀速率的影响,用光谱法和光电子能谱法,测定钛合金和钝化膜的组成,并用扫描电     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

用于高含硫气田的镍基合金管材服役后局部腐蚀的成因

为了研究镍基合金Incoloy 825(UNS NO8825)管材在高含硫气井井口服役后内表面局部腐蚀坑的形成原因及其服役状况,截取并纵剖服役1年后的带有焊接接头管材进行检查。通过扫描电镜观察了服役后的管体、焊接接头、焊接热影响区和腐蚀晶界横截面的微观形貌,并结合能谱仪对以上区域进行了元素分析。结果表明:(1)服役后Incoloy 825合金管材表面发生了晶间腐蚀且局部腐蚀坑内的晶间腐蚀更为严重,但却未发现硫化物腐蚀产物沉积;(2)焊接热影响区晶粒长大且晶界有析出相,但未发现局部腐蚀;(3)Incoloy 825合金管材内表面发现的点蚀为酸洗钝化处理时过酸洗造成的;(4)在服役过程中,Incoloy 825合金管材和焊接接头腐蚀轻微;(5)虽然过酸洗导致了管材内表面的局部腐蚀,但经酸洗钝化处理后的钝化膜则具有较强的耐蚀能力;(6)服役时的高温高压酸性环境不会对已酸洗钝化的Incoloy 825合金管材造成侵蚀,也不会导致局部腐蚀扩展。     

M油田A油层油井油套管防腐选材研究

M油田A油层CO2分压达0.1～0.2MPa,地层温度约80℃,Cl-质量浓度为140000 mg/L,为研究优选M油田A油层油井含CO2环境的油套管钢,设计加工现场腐蚀挂片测量装置,在现场对6种低合金钢和不锈钢进行90天的挂片测试,发现低合金钢和低Cr钢发生严重局部腐蚀且平均腐蚀速率高;不锈钢13Cr和超级13Cr钢平均腐蚀率较低,可满足使用要求,综合考虑经济性、耐蚀性,推荐13Cr作为开发A油层的油套管钢。     

Semiconducting behavior of pure copper in alkaline solutions

The corrosion resistance of passive film is correlated with its semiconducting properties, which can be measured by the Mott–Schottky analysis in high frequency domain. In this study, the semiconducting behavior of passive films formed on pure copper in aqueous NaOH solutions was investigated using Mott–Schottky analysis. The polarization curves suggested that pure copper shows comparable passive behavior in NaOH solutions with different concentrations. Also, the potentiodynamic polarization curves showed corrosion current densities reduction with decrease in concentration of NaOH solutions. In Mott–Schottky analysis, no evidence of n-type semiconducting behavior was found, indicating that oxygen vacancies and copper interstitials do not have a significant population density in the passive film. Also, this analysis indicated that with the decrease of NaOH concentration in the solution, the acceptor density of passive films increases.     

温度对超级13Cr油管钢慢拉伸应力腐蚀开裂的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂试验方法,通过σ-ε曲线和SEM等分析了超级13Cr油管钢抗拉强度、延伸率、断裂时间、应力腐蚀开裂敏感性指数(kscc)和断口形貌;研究了温度对其在3.5%NaCl溶液中应力腐蚀开裂(SCC)的影响。结果表明:当温度<60℃时应力腐蚀的程度较轻;当温度>80℃时应力腐蚀的程度严重;随温度的升高,超级13Cr油管钢的抗拉强度降低,延伸率减小,断面收缩率减小,断裂时间减小,应力腐蚀开裂的倾向性增大,应力腐蚀开裂敏感性指数kσ和kε均呈现增大的趋势,且kε比kσ增大的趋势更显著;温度对超级13Cr油管钢的塑性变形性的影响比对抗拉强度的影响更大。     

黄桥气田CO2腐蚀及选材评价研究

CO2腐蚀长期困绕黄桥CO2气田的开发.文章根据黄桥CO2气田腐蚀现状和特征,分析其腐蚀异常的原因,并选用4种管材开展含水CO2的高温高压模拟试验.结果发现,现有的油套管材料P-110和N-80在高温高压CO2条件下对管壁产生严重腐蚀;9Cr管材耐CO2腐蚀性差,有轻微的点蚀;13Cr管材基本不发生腐蚀,可以满足CO2气井正常生产的要求.上述研究成果对正在开采的气井和新钻井的井下选材具有指导意义.     

黄桥气田CO2腐蚀现状及完井选材评价研究

CO₂腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型，自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO₂气流以后，随后完成了4口试采井，已探明黄桥CO₂气田为国内最大的CO₂气田。1985年投入开发以来，相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况，正是由于腐蚀的影响，导致气田生产成本上升、生产时效降低，极大地影响了气田的开发效益。同时，CO₂腐蚀严重威胁着黄桥CO₂气田的安全生产，解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO₂气田腐蚀现状和特征，分析了腐蚀异常的原因，并选用4种管材开展CO₂高温高压模拟试验，结果发现：现有的油套管材料P-110和N-80在高温、高压和CO₂环境下对管壁产生严重腐蚀；9Cr管材耐CO₂腐蚀性差，有轻微点蚀；13Cr管材基本不发生腐蚀，可以满足CO₂气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。     

铸造不锈钢含碳量对其局部腐蚀行为的影响

采用草酸电解和电化学等多种腐蚀试验方法，研究了铸造不锈钢含碳量对其局部腐蚀行为的影响。试验结果表明，超低碳铸造不锈钢具有比常规不锈钢更好的抗晶间腐蚀性能，并具有较高的自然电位Ecorr和点蚀击穿电位Eb值，其点依敏感性减小。此外，这种钢由于合碳量低，碳化物少且易于溶解，其固溶热处理温度较常规铸造不锈钢可降低50～100℃。因此，超低碳铸造不锈钢具有广阔的应用前景。     

酸液对HP13Cr钢材防腐研究进展

针对HP13Cr不锈钢油套管材料在酸化条件下的腐蚀问题,对其化学成分及腐蚀性能进行了研究,分析了在不同温度、pH值、酸液体系、浓度等条件下的腐蚀行为,说明了缓蚀剂类型对HP13Cr不锈钢材料的影响机理.当pH值达到3.5时,腐蚀速率达到平衡值17.5 mg/(dm2.d)左右;相对于其它材料,HP13Cr受温度的影响非常小——在150℃条件下,其腐蚀速率为0.05 mm/a,而1Cr13和2Cr13分别高达0.19 mm/a和0.27 mm/a;在10％ CH3COOH +5％ HCl体系条件下,加入缓蚀剂后无点蚀和局部腐蚀,腐蚀速率也较小;在10％ HCl+ 2％ HF+ 3％ TG201体系条件下,钢材腐蚀速率最小,为3.18 g/(m2.h).     

某超深井油管腐蚀开裂分析及对策研究

现有的酸液缓蚀剂对消除高温环境下酸性高浓度盐水对超级13Cr材质油管的应力腐蚀是无效的,实际生产应用中导致了应力腐蚀开裂,需研发新型缓蚀剂解决高温酸液及高温酸性高浓度盐水的应力腐蚀。研究已有缓蚀剂缓蚀机理的基础上,分析了其不足之处,提出了聚合成膜的缓蚀机理,即利用一些化合物在酸液环境中在一定条件下相互反应,生成含至少2个活性功能团中间产物,可在金属表面快速生成聚合物膜。基于该理论,研发了新型缓蚀剂,在高温高压动态腐蚀速率测量仪测试,180℃下,15%盐酸腐蚀速率最低为16.0 g/m2·h;四点弯曲法测试证实该缓蚀剂显著消除了酸性高浓度盐水在高温环境中对超级13Cr材质试片产生的应力腐蚀开裂。新型缓蚀剂可有效减少超级13Cr材质油管在超深高温高压气井中产生的应力腐蚀开裂。      

适用于致密气藏钻完井的新型超级13Cr油钻杆管材性能测试

为满足塔里木致密气藏氮气钻完井需求,研制了一种新型高强度超级13Cr油钻杆。采用MTS试验机对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的强度性能进行了对比测试;采用示波冲击试验机对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的冲击性能进行了对比测试;采用高温高压釜对新型超级13Cr油钻杆和S135钻杆的耐CO2腐蚀性能进行了对比测试。结果表明:新型超级13Cr油钻杆具有良好力学性能和耐腐蚀性能,其屈服强度937 MPa、抗拉强度976 MPa、延伸率为21.5%、室温冲击功162.82J。其拉伸性能与S135接近,冲击性能明显优于S135;模拟工况下,新型超级13Cr油钻杆气相腐蚀速率0.003 6mm/a、液相腐蚀速率0.039 4mm/a。因此,新型超级13Cr油钻杆既能满足钻井的需要又能满足完井开采的要求,可为含CO2致密砂岩气田氮气钻完井作业提供支持。     

国内外UNS N08825镍基合金薄板性能对比试验研究

为了检验国内外镍基耐蚀合金板材的总体性能水平以及国内产品与国外较成熟企业产品的差异,针对国内外4个厂家生产的UNS N08825镍基合金板材进行了理化、金相、耐腐蚀性能等共9方面的对比试验,并分析总结了国内外N08825镍基合金板材的整体性能状况及差异。结果表明,国内外4个厂家生产的N08825镍基合金板材的性能及质量水平基本相当,均能满足相关国际标准要求。     

高酸原油的腐蚀评价、预测及选材研究

本文采用高温动态腐蚀评价装置模拟炼厂实际工况,通过开展高酸原油腐蚀评价,采用数理统计方法分别拟合20G、1Cr5Mo、0Cr13、321和316L等材质的腐蚀速率与温度之间的关系曲线和计算公式;该系列曲线用于预测温度250~350℃、流速15~30 m/s、酸值2~4 mgKOH/g,硫质量分数小于0.3%范围内高酸原油的腐蚀性能。研究结果表明,20G碳钢和1Cr5Mo在高温环烷酸腐蚀环境下的耐蚀性能较差;0Cr13和321两种材质的耐蚀性能相差不大,当温度超过300℃时两种材质的腐蚀速率随温度的升高快速增加,因此在高于300℃的部位不考虑使用0Cr13和321;316L具有优良的抗高温环烷酸腐蚀,在加工高酸原油的高温、高流速或塔内填料等部位均应考虑使用316L不锈钢,并要求其Mo质量分数大于2.5%。