高温高压H2S/CO2腐蚀产物膜对低铬钢氢渗透行为的影响

目的探讨含Cr腐蚀产物膜对油管钢氢渗透行为的影响。方法对80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样进行高温高压H_2S/CO_2腐蚀模拟实验,并利用双电解池技术测量试样腐蚀前、后的氢渗透电流密度。通过扫描电子显微镜、能谱分析仪和X射线衍射仪对腐蚀产物膜的微观形貌、成分和物相组成进行分析。结果三种材料的腐蚀产物主要由亚稳态的马基诺矿型硫铁化合物构成,没有发现典型的CO_2腐蚀产物FeCO_3晶体,在P110-3Cr(7.4%Cr)和P110-7Cr(14.75%Cr)钢的腐蚀产物膜中有Cr元素富集。随着钢中Cr含量的提高,120℃腐蚀后,试样的表观扩散系数减小。80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样表面无腐蚀膜时,吸附氢浓度分别为0.98×10~(-5)、9.54×10~(-5)、9.3×10~(-5) mol/cm~3。120℃腐蚀后,带有腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度分别为0.93×10~(-5)、5.17×10~(-5)、8.52×10~(-5) mol/cm~3。结论三种油管钢的腐蚀过程均由H_2S控制。腐蚀产物膜中Cr元素富集有助于降低带有腐蚀膜试样的表观扩散系数。与不带腐蚀膜的试样相比,三种带腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度降低,腐蚀产物膜对氢渗透具有明显的阻碍作用。     

油气田腐蚀环境中N80钢和3Cr钢的腐蚀行为

采用失重法、X射线衍射法、扫描电镜观察及能谱分析等方法比较研究了N80钢和3Cr钢在模拟胜利油田某油井腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明:在试验条件下,N80钢和3Cr钢的腐蚀速率随腐蚀时间的延长均呈现先急剧降低后缓慢降低的趋势,N80钢的腐蚀速率明显高于3Cr钢的;腐蚀360h后,N80钢表面形成的腐蚀产物膜呈双层结构,XRD测试结果表明两层产物膜均由FeCO_3构成,后期沉淀形成的外层膜较为疏松,原位形成的内层膜致密完整,计算得到双层产物膜的平均密度为1.54g/cm~3;3Cr钢表面形成的腐蚀产物膜为致密完整的单层膜结构,由FeCO_3和Cr(OH)_3构成,产物膜平均密度为2.571g/cm~3。3Cr钢表面形成的腐蚀产物膜的保护性远远优于N80钢表面形成的腐蚀产物膜的。     

低Cr钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为研究

目的研究低Cr钢(3%～9%)在60℃的CO_2/H_2S环境中的腐蚀行为。方法将三种低Cr钢(3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)加热到900℃之后,保温40min,进行水冷。对热处理之后的钢试样(依次编号3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)进行高温高压CO_2/H_2S腐蚀模拟实验,通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物膜的微观形貌和成分以及物相组成进行分析。结果 3Cr、5Cr、9Cr钢的腐蚀速率分别为0.0443、0.0372、0.0060 mm/a,且腐蚀速率随着Cr含量的增加而降低。3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H钢的腐蚀速率分别为0.1527、0.0445、0.0070mm/a,其腐蚀速率也是随着Cr含量的增加而降低。其中,3Cr-H钢的腐蚀速率是3Cr钢的3.4倍,耐蚀性能变化明显。5Cr-H钢的腐蚀速率是5Cr钢的1.19倍。9Cr-H钢的腐蚀速率与9Cr钢相比,几乎没有差别。六种材料的腐蚀产物均为FeS化合物,并没有发现典型的FeCO_3晶体(CO_2腐蚀产物)。3Cr、5Cr、3Cr-H、5Cr-H钢的腐蚀产物均为双层膜结构,9Cr、9Cr-H钢的腐蚀产物为单层膜结构。结论热处理未影响腐蚀速率随Cr含量的变化趋势,基体中Cr含量越高,腐蚀产物膜中的Cr富集量越大,从而有助于降低其腐蚀速率。热处理对3Cr钢的显微组织及其腐蚀行为影响最为显著,不仅加剧了其均匀腐蚀,而且促进了点蚀的发生,这是因为热处理后,显微组织中析出第二相含Cr的碳化物,使部分区域出现了贫Cr的现象。     

普通Cr13钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对普通Cr13钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了Cr13钢的腐蚀试验。采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,Cr13钢液相、气相的腐蚀类型主要为均匀腐蚀。Cr13钢的腐蚀膜主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3。在85℃和110℃下,Cr13钢液相腐蚀速率为中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;在170℃下其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限;气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀。腐蚀产物膜表面为较大颗粒的晶粒,很不规则。     

N80油套管钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟的油田高温高压现场环境下研究了普通N80级油套管钢和含4％－5％Cr的N80油套管钢CO2腐蚀产物膜结构和离子选择性特征。结果表明，普通N80油套管钢形成的FeCO3腐蚀产物膜具有阴离子选择透过性，这种特征对基体保护性较差，且容易诱发点蚀：含4％－5％Cr的N80油套管钢形成的Cr(OH)3非晶态腐蚀产物膜具有阳离子选择透过性，它不仅可以显著降低腐蚀速率，而且可以抑制点蚀的发生。     

温度对三种Cr钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜模拟油田高CO_2分压和高矿化度的生产环境进行腐蚀试验,测定在不同温度条件下1Cr、3Cr和13Cr钢的腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)等手段分析了腐蚀产物形貌和成分。结果表明:1Cr、3Cr钢的腐蚀速率随温度升高先增大后减小,二者的腐蚀速率均在80℃达到最大值,分别为7.515mm/a和4.339mm/a;13Cr钢的腐蚀速率在温度低于110℃时随温度的升高缓慢增大,在温度高于110℃时腐蚀速率迅速增大;1Cr、3Cr油管钢在试验温度范围内均出现局部腐蚀,13Cr油管钢在整个试验的温度区间表现出优秀的耐蚀性。     

普通13Cr钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对普通13Cr钢的CO2抗腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验.采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得C02腐蚀产物膜的形貌和化学组成.结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀.其腐蚀膜的主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等.在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀、晶粒细小、膜层较薄.在170℃下,其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限.气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则.     

含1%Cr的N80钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2腐蚀环境下，研究了含1％Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征．结果表明，试验条件下Cr会在腐蚀产物膜中富积形成非晶态的Cr(OH)3．含1％Cr的N80油套管钢CO2腐蚀产物膜是由FeCO3晶体与Cr(OH)3混合构成。导致腐蚀产物膜具有阳离子选择性，使阳极反应受到抑制，腐蚀速率降低．腐蚀介质中的阴离子会穿过FeCO3晶体到达膜与基体界面，腐蚀基体金属，导致点蚀发生．     

模拟塔里木油田环境中低Cr钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

通过高温高压腐蚀试验,运用SEM、XRD、EDS等分析技术.研究了普通P110与3Cr110钢在模拟塔里木油田现场环境中的CO2/H2S腐蚀特征.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,这两种材料的腐蚀产物为FeCO3,3Cr110表现出良好的抗CO2均匀腐蚀及局部腐蚀能力,其平均腐蚀速率显著小于普通P110;模拟CO2/H2S腐蚀条件下,两种材料的均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境下的均匀腐蚀速率,表面腐蚀产物为FeS,H2S腐蚀占主导作用,Cr元素在低Cr钢腐蚀产物膜中的富集,其腐蚀产物Cr(OH)3改善了腐蚀产物膜的稳定性,显著提高了低Cr钢的抗均匀腐蚀及局部腐蚀能力.     

普通13Cr钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对普通13Cr钢的CO2腐蚀性能,在模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀。13Cr钢的腐蚀膜主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr（OH）3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;在170℃下其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限;气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则。     

热采井常用油套管材料在酸性介质中的腐蚀行为

通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。     

N80抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱(EDS)及X射线衍射能谱(XRD)对N80抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl-条件下的腐蚀行为进行了研究.结果表明,在本实验条件下,腐蚀反应以H2S腐蚀为主;在膜的形成过程中FeS腐蚀产物膜优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生;溶液中高浓度的Cl-及材料中高含量的Cr元素会使N80抗硫钢局部腐蚀倾向加大.     

温度对SM80SS套管钢在CO2／H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（Ⅺ①）对温度对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表日月．在试验条件下,低温（40℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;温度逐渐升高至100℃左右时,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒粗大、疏松,平均腐蚀速率最大;高温（150℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeO（OH）和FeCO3、FeS0.9,膜颗粒较小、致密,但比低温时明显粗大,平均腐蚀速率较小;高低温时腐蚀产物都有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式为均匀腐蚀。     

低H2S、高CO2超深井环境中P110SS抗硫钢的腐蚀行为

目的研究高温条件下抗硫低合金钢P110SS在低H2S、高CO_2环境中的腐蚀行为。方法模拟我国西部酸性油田工况环境,利用高温高压设备,通过失重法测试腐蚀速率,并用SEM、EDS和XRD分析腐蚀产物。结果在8 MPa的纯CO_2环境中,腐蚀速率随温度升高而降低,210℃时为0.35 mm/a,腐蚀产物为碳酸盐。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀速率依然随温度升高而降低,150℃时为0.74 mm/a,腐蚀产物呈现双层结构,内层为结晶良好的FeCO_3,外层为FeS。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀加剧,且腐蚀速率随温度升高而增大,210℃时达2.78 mm/a,腐蚀产物主要为铁的硫化物,同时随腐蚀时间延长至2160 h,腐蚀速率有所降低。结论在纯CO2环境中,高温时生成的内层碳酸盐腐蚀产物膜相对完整,对基体的保护能力较强。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀由CO_2主导,呈现与纯CO_2环境中相同的腐蚀速率规律,内层的FeCO_3细密均匀。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀由H_2S和CO_2混合控制,疏松破损的铁的硫化物无法对基体形成良好的保护,因此腐蚀速率显著升高。     

Studies of Composition and Structure of CO2 Corrosion Film of X56 Steel in the Medium of CO2 and Salt Water

CO2CORROSION has been of a great concern inpetroleum and natural gas transportation.The reports ofthe accidents of pipe crack,caused by CO corrosion intransportation pipes can be found time by time"1.Therefore,scientific understanding for materialcorrosion of transportation pipe steel,including CO2steel corrosion rate,corrosion mechanism,morphologyand structural characteristics of corrosion film,willbuilt a fundament for the protection of CO pipecorrosion in the practical application.Pip…