X65钢在不同温度CO_2酸性溶液中的腐蚀行为

将X65钢放在高压釜内于60～150℃、1 MPa的CO2酸性溶液中进行72 h腐蚀,用XRD、EPMA、SEM和失重法等方法分析了腐蚀产物的形貌、物相组成和腐蚀速率.结果表明:X65钢在60,90,120和150℃的腐蚀速率分别为10.97,3.70,8.37和18.97 mm·a-1;60℃时在腐蚀表面不生成FeCO3保护膜,腐蚀较严重;90℃时生成细小致密的FeCO3保护膜,腐蚀较轻;120℃时生成细小松散的FeCO2保护膜,腐蚀较严重;而150℃时生成粗大不紧密的FeCO3保护膜,所以腐蚀最严重.     

油田苛刻环境中2205双相不锈钢的腐蚀行为

模拟了油田酸化完井全过程和产出工况,结合电化学分析研究了2205双相不锈钢在这两种环境中的腐蚀行为。结果表明:试验钢在含CO_2气体的地层水中发生轻微的均匀腐蚀,在CO_2分压为4.80 MPa、试验温度为220℃下的均匀腐蚀速率仅为0.002 1mm·a~(-1);在酸化完井全过程腐蚀时,试验钢发生明显的铁素体相选择性溶解腐蚀,腐蚀速率最小为0.523 6mm·a-1,远高于其在含CO_2气体地层水中的腐蚀速率;在新配制酸溶液中腐蚀时,试验钢处于活化状态,腐蚀速率较大,在含0.1MPa CO_2气体的地层水中,试验钢阳极区出现钝化现象,腐蚀速率显著降低。     

不同温度火烧驱油工况下油套管用钢的腐蚀行为

通过模拟火烧驱油工况,研究了油套管用N80钢、BG80-3Cr钢、P110钢、BG90H钢、BG90H-9Cr钢和BG90H-13Cr钢在不同温度下的腐蚀行为,分析了其腐蚀机制。结果表明:在较低温度(50℃)下,试验钢主要发生CO_2和氧腐蚀,腐蚀产物为FeCO_3,腐蚀产物膜的保护性较差,均匀腐蚀速率较高;在较高(150℃)温度下,氧腐蚀占主导作用,腐蚀产物为Fe_3O_4和FeCO_3,腐蚀产物膜的保护性下降,均匀腐蚀速率增大;在高温(250℃)条件下,腐蚀机制为氧腐蚀,腐蚀产物为Fe_3O_4,Fe_3O_4水化物膜的保护性较强,均匀腐蚀速率降低;N80钢、BG80-3Cr钢、P110钢、BG90H钢的均匀腐蚀速率均明显高于BG90H-9Cr钢和BG90H-13Cr钢的,且在50,150℃时的均高于0.2 mm·a~(-1);BG90H-9Cr钢和BG90H-13Cr钢在试验条件下的均匀腐蚀速率都低于0.2mm·a~(-1),在火烧驱油工况下具有良好的耐均匀腐蚀性能。     

温度对S135钢和G105钢在CO2/H2S共存体系中腐蚀行为的影响

在气体分压分别为20,0.1 MPa的CO₂/H₂S共存模拟油田地层水中，利用高温高压釜在不同温度(室温、100℃、180℃)下对S135钢和G105钢进行腐蚀试验，研究了温度对2种钢腐蚀行为的影响。结果表明：100℃下S135钢和G105钢的腐蚀速率最大，分别为0.846 3 mm·a^-1和0.850 0 mm·a^-1,180℃下的腐蚀速率最小，分别为0.229 1 mm·a^-1和0.230 9 mm·a^-1;100℃下钢表面腐蚀产物主要为FeCO₃和FeS,此温度下CO₂为腐蚀主控因素，室温和180℃下的腐蚀产物主要为FeS,H₂S为腐蚀主控因素。     

含CO_2和H_2S地层水中17-4不锈钢与C110钢间的电偶腐蚀

在模拟气井油套管环空环境中(溶有CO2和H2S的地层水),采用电化学试验、腐蚀失重法和腐蚀形貌观察等方法对17-4不锈钢和C110套管钢间的电偶腐蚀进行了研究。结果表明:17-4不锈钢和C110钢发生了严重的电偶腐蚀;C110钢的腐蚀产物膜中铁/硫原子比比单独腐蚀时增大,其保护性下降,C110钢作为阳极被加速腐蚀,其电偶腐蚀系数达到2.51,腐蚀速率为0.642 0mm·a-1,电偶电流受两种钢的电位差所控制;当加入环空保护液后,两种钢间的电位差明显减小,它们的电偶腐蚀得到有效抑制,C110钢的腐蚀速率降低至0.042 3mm·a-1。     

油田集输系统中不同CO_2分压下16Mn钢的腐蚀行为

采用浸泡试验、电化学试验等方法研究了16Mn钢在模拟油田集输系统中不同CO_2分压(0,0.15,0.3 MPa)下的腐蚀行为。结果表明:16Mn钢的腐蚀速率随CO_2分压的增加呈先增大后减小的变化趋势;当CO_2分压为0时,16Mn钢表面未形成腐蚀产物膜,为均匀腐蚀;当CO_2分压为0.15 MPa时,腐蚀产物膜较完整致密,为均匀腐蚀;当CO_2分压为0.30 MPa时,腐蚀产物膜变薄并有明显缺陷,为典型的台地腐蚀;16Mn钢表面的腐蚀产物主要是FeCO_3;16Mn钢的腐蚀反应主要以阳极活化溶解为主,电化学阻抗谱的中频感抗弧与腐蚀产物的溶解吸收有关,低频容抗弧与腐蚀产物膜覆盖区的活化溶解有关。     

20钢在油气田中CO2与H2S共存环境下的腐蚀行为及机理

利用高温高压动态反应釜模拟油气田CO₂和H₂S共存环境的实际工况,通过腐蚀试验分析了20钢在不同CO₂分压(0.01,0.05,0.21,0.50 MPa)和H₂S分压(0.000 3,0.003,0.01,0.05 MPa)下的腐蚀行为以及CO₂和H₂S分压对均匀腐蚀和点蚀的影响程度。结果表明：在H₂S分压为0.003 MPa条件下,当CO₂分压为0.01,0.05 MPa时,20钢主要发生均匀腐蚀,随着CO₂分压的继续增大,点蚀越来越严重;在CO₂分压为0.05 MPa条件下,当H₂S分压为0.000 3 MPa时,20钢表面腐蚀轻微,随着H₂S分压的增大,腐蚀加剧,但仍主要发生均匀腐蚀;H₂S和CO₂分压对20钢的均匀腐蚀速率和点蚀速率均具有十分显著的影响,H₂     

超级13Cr与高强15Cr马氏体不锈钢在酸化液中的耐蚀性能对比

通过在高温(120℃)、高压(10MPa)和鲜酸(10%HCl+1.5%HF+3%HAc+5.1%TG201缓蚀剂)条件下的腐蚀试验,对超级13Cr和高强15Cr马氏体不锈钢在此苛刻工况条件下的耐蚀性及其与酸化缓蚀剂的匹配性进行对比试验。结果表明:超级13Cr和高强15Cr马氏体不锈钢在此条件下的均匀腐蚀速率分别为14.551 6,13.495 4mm·a-1,远低于相关标准要求;酸化缓蚀剂与两种试验钢的匹配性均较好,但并不能防止点蚀的发生,与高强15Cr钢相比,超级13Cr钢的点蚀速率较高,点蚀密度大;高强15Cr钢在鲜酸中的耐蚀性要优于超级13Cr钢的。     

304不锈钢在不同温度硝酸熔盐中的腐蚀行为

采用腐蚀动力学方法,结合腐蚀表面形貌观察和微区成分分析,研究了304不锈钢在不同温度(400,450,500,565℃)60%NaNO_3+40%KNO_3(质量分数)熔盐中的腐蚀行为。结果表明:试验钢在该熔盐中的腐蚀速率随着温度升高而增大,在565℃下的腐蚀速率达到99.6×10~(-5 )mg·cm~(-2)·h~(-1);在400℃下试验钢表面只有极少量氧化腐蚀产物,在450℃和500℃下表面生成少量的Fe_2O_3,在565℃下表面形成以Fe_2O_3和(Fe,Cr)_3O_4为主的氧化腐蚀产物;随着温度升高,试验钢表面Fe_2O_3含量增加,氧化腐蚀程度加重。     

温度对T95钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

利用自制高温高压釜模拟了油井筒中H_2S/CO_2环境,在温度30~150℃、H_2S/CO_2气相和模拟地层水液相中对T95油管钢进行了腐蚀试验,研究了温度对该钢腐蚀速率的影响,并分析了腐蚀产物的形貌和物相组成。结果表明:当温度为30~120℃时,T95钢在气相和液相中的腐蚀速率均随温度的升高先增后降,且均在90℃时达到峰值,分别为0.882,1.096mm·a~(-1),当温度高于120℃时,液相中的腐蚀速率缓慢增大而气相中的缓慢减小;随着温度的升高,气相中的腐蚀产物逐渐由片状变成块状并堆积在一起,液相中的则由絮状沉积变成团簇状堆积;腐蚀产物由铁、硫、氧等元素组成,腐蚀速率与腐蚀产物膜中硫含量成反比、与氧含量成正比,硫铁化合物对腐蚀起到了阻碍作用。     

油井采出液成分与温度对Q235钢腐蚀行为的影响

采用称重法研究了油井采出液成分与温度对Q235钢腐蚀行为的影响;运用极化曲线和滞后环等电化学方法结合SEM和XRD等方法,研究了Q235钢的腐蚀机理。结果表明:采出液中Cl-、SO42-对腐蚀速率影响较大,而HCO3-、Ca2+影响较小;随着Cl-、SO42-浓度的增大试验钢的腐蚀速率增大;随着HCO3-浓度的增大试验钢的腐蚀速率先增大后减小;Ca2+浓度很小时,对试验钢的腐蚀速率没有明显的影响,但当Ca2+质量浓度达到240 mg.L-1时,腐蚀速率迅速降低;在80℃之前,试验钢的腐蚀速率随温度升高而加快;试验钢的腐蚀机理为垢下腐蚀。     

模拟多元热流体采油温度循环、CO2-O2环境中 3Cr钢的腐蚀行为

在模拟不同多元热流体采油温度循环条件(100℃×72h→60℃×72h→100℃×72h→60℃×72h,100℃×72h→60℃×72h→100℃×144h,100℃×72h→60℃×216h,分别记为1~#,2~#,3~#方案)、CO_2-O_2环境中对3Cr钢进行浸泡腐蚀试验,研究了试验钢的腐蚀速率、腐蚀形貌及腐蚀产物物相组成。结果表明:在1#和2#方案下试验钢的腐蚀速率相近,3~#方案下的腐蚀速率最小,较前二者分别下降了15.0%和14.74%;在3种方案下,试验钢表面均存在点蚀坑,其腐蚀产物膜分为两层,内层膜较致密,但存在许多微小的裂纹,外层膜疏松,存在许多孔洞;腐蚀产物均主要由Fe_2O_3、FeCO_3、FeOOH和Cr(OH)_3组成。     

CO_2-Cl~-共存腐蚀介质中油管钢腐蚀疲劳裂纹扩展性能研究

油管服役环境中常存在Cl~-、CO_2等腐蚀性介质,它们会导致油管壁面产生点蚀坑。这些点蚀坑成为受交变载荷油管发生疲劳损伤的疲劳源。以现场用油管钢13Cr为研究对象,选取CO_2-Cl~-腐蚀介质为环境工况,在标准CT试样上进行腐蚀疲劳裂纹扩展实验。分别测量大气环境下、含有Cl~-溶液中及含有CO_2-Cl~-共存环境下的油管钢13Cr的腐蚀疲劳裂纹扩展速率。对比分析这三种腐蚀工况下油管钢13Cr疲劳裂纹扩展速率的变化规律。结合断口形貌分析,探索CO_2-Cl~-共存腐蚀介质中,油管钢13Cr的腐蚀疲劳失效机理。     

N80油套管钢在质量分数3.5%NaCl溶液中的冲蚀行为

采用失重法和电化学测试研究了N80油套管钢在质量分数为3.5%NaCl溶液中的冲蚀行为。结果表明:N80钢的质量损失速率随搅拌转速增加先保持不变再增大;相同时间冲蚀时N80钢的自腐蚀电流密度明显大于浸泡腐蚀时的;自腐蚀电流密度随浸泡时间的延长而增大,随冲蚀时间的延长先增大后减小,随溶氧量的增加而增大;冲蚀初期流体对N80钢的腐蚀作用占主导,中后期则以流体的冲击作用为主;随冲蚀时间延长,N80钢表面腐蚀产物增加,腐蚀坑边缘塑性变形程度增大,形状由圆形逐渐变为椭圆形,腐蚀速率减小;冲蚀1 h后的N80钢表面硬度低于未冲蚀的,冲蚀2 h后,N80钢表面由于形成硬化层,硬度高于未冲蚀的。     

新型BGNDMA低合金钢的耐腐蚀性能

研究了新型BGNDMA低合金钢的显微组织、拉伸性能和耐腐蚀性能,并与09CrCuSb钢和2205双相不锈钢的性能进行了对比。结果表明:BGNDMA钢的显微组织为铁素体+珠光体,拉伸性能优于09CrCuSb钢的;在70℃、质量分数50%H₂SO₄溶液中浸泡24 h时绝大多数试样的腐蚀速率不高于80 g·m^-2·h^-1,统计均值约为36.367 g·m^-2·h^-1,耐硫酸腐蚀性能优良;在死亡绿液以及工业烟气露点(不高于80℃)腐蚀环境中,BGNDMA钢发生均匀腐蚀,2205双相不锈钢则发生点蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀,因此BGNDMA钢有望取代2205双相不锈钢应用于H2 S04-HC1混酸露点腐蚀环境;在工业烟气露点腐蚀环境中,热轧态BGNDMA钢的耐腐蚀性能优于正火态钢的。     

304L不锈钢在硝酸工业环境中的长周期腐蚀行为

在合成气制乙二醇装置环境(温度116～128℃,硝酸质量分数2％～20％)中对304L不锈钢进行3次长周期现场挂片浸泡腐蚀试验,研究了304L不锈钢的长周期腐蚀行为.结果表明:经过不同条件下的3次长周期挂片浸泡腐蚀后,304L不锈钢发生了不同程度的晶间腐蚀及腐蚀减薄,且在硝酸质量分数2％～8％、温度116℃、时间156 d条件下不锈钢的腐蚀程度最严重,不锈钢出现晶粒脱落现象,其全面腐蚀速率大于2 mm·a-1,腐蚀程度为严重腐蚀.硝酸还原反应器催化剂中的钯是急剧加速304L不锈钢腐蚀的主要介质,与304L不锈钢形成电偶效应,从而加速304L不锈钢的腐蚀,在该工艺条件下不推荐304L不锈钢作为脱重塔底区域的材料.     

几种高温合金在超临界NaCl水溶液中的腐蚀行为对比

将P92耐热钢、304不锈钢、316L不锈钢以及TMS75镍基合金以挂片方式浸泡在超临界NaCl水溶液中进行腐蚀试验,通过分析氧化层的形貌、物相和成分,对其腐蚀行为进行了对比研究。结果表明:P92耐热钢的腐蚀速率最大,为20.37mm·a-1,304和316L不锈钢的腐蚀速率分别为6.27,2.74mm·a-1,TMS75镍基合金的腐蚀速率最小,为0.67mm·a-1;P92耐热钢表面氧化层存在大块状氧化皮,顶部存在320μm左右的氧化层;304不锈钢和316L不锈钢表面氧化层中存在少量的氧化皮,侧面不存在氧化层顶部存在很薄的氧化层;TMS75镍基合金的表面氧化层平整致密,侧面氧化层厚约为180μm,顶面氧化层厚约为120μm;所有试样的氧化层中均存在穿插于氧化层中的针状NaCl,它使P92耐热钢、304不锈钢和316L不锈钢的氧化层变得疏松、易脱落,但对TMS75镍基合金的氧化层影响较小。     

15MnVR与16MnR钢在氢氧化钠溶液中的抗应力腐蚀试验研究

采用楔形张开加载（WOL）恒位移预裂纹试样研究了16MnR钢和15MnVR钢在氢氧化钠溶液中的抗应力腐蚀性能。测得了180℃下30％NaOH溶液中两种材料的应力腐蚀临界应力强度因子和裂纹扩展速率,即16MnR材料的应力府蚀裂纹扩展速率da／dt为0．039～0．040mm／h,KISCC不大于82．75～90．85MPa·m^0.5,15MnVR材料的应力腐蚀裂纹扩展速率da／dt为0．018mm／h,KM。不大于87．58～102．44MPa·m^0.5。同时采用扫描电镜和能谱技术对断口进行了相应的观察和理论分析,得出NaOH溶液中两种材料均为沿晶开裂。     

温度对J55油管CO_2腐蚀行为的影响

采用高温高压釜于25~65℃模拟了J55油管在延长油田井下环境中的CO2腐蚀行为,并用扫描电镜和X射线衍射仪研究了温度对J55油管CO2腐蚀行为的影响。结果表明:J55油管的平均腐蚀速率随着温度的升高而急剧增大,拟合函数较好地预测了腐蚀速率随温度的变化关系;温度的升高加快了Ca2+和Mg2+在膜中的沉积,导致复盐Fe(Ca,Mg)(CO3)2在高温下出现,改变了腐蚀产物膜的结构,使垢下腐蚀加剧。     

预膜时间、腐蚀温度和介质流速对油井管缓蚀剂缓蚀性能的影响

采用咪唑啉类缓蚀剂对P110S油管钢进行预膜处理和腐蚀试验,研究了预膜时间(0.54h)、腐蚀温度(30120℃)和介质流速(212m·s~(-1))对缓蚀性能的影响。结果表明:随缓蚀剂含量增加和预膜时间延长,缓蚀率增大,油管钢表面成膜效果提高;缓蚀剂质量浓度为300mg·L~(-1),预膜时间为2h时的缓蚀效果较好;随腐蚀温度升高,缓蚀剂的缓释率降低,预膜2h试样的耐腐蚀性能先降低,当温度升到80℃时耐腐蚀性最差,缓蚀剂开始失效;随介质流速增大,预膜2h试样的腐蚀速率逐渐增大;当介质流速高于10m·s~(-1)时,预膜试样发生严重腐蚀,该缓蚀剂不再适用。