N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为

为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90 ℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。     

N80钢在油田采出液中腐蚀行为的静态和动态模拟研究

模拟研究了井下环境N80钢在油田采出液(主要是CO2水溶液)中的静态和动态腐蚀行为。用光学显微镜、SEM、XRD对N80钢表面腐蚀产物膜的表面形貌、横截面形貌、结构及成分进行了分析。探讨了N80钢点蚀的形成和发展原因。讨论了井下采出液中各种离子对腐蚀行为的影响，结果表明，N80钢表面腐蚀产物膜的形貌及其结构对金属的进一步腐蚀有严重影响。腐蚀产物膜疏松、不完整或损坏、脱落时，会诱发局部点蚀而导致严重的穿孔破坏，点蚀坑会在腐蚀产物膜下产生，这也是N80钢在实际应用中被破坏的主要形式。试验中，N80钢在静态条件下的平均腐蚀速率略高于动态条件下的平均腐蚀速率，而其局部腐蚀在动态条件下则比静态时严重的多，这和试样表面腐蚀产物膜的破坏有关，动态条件下由于流体剪应力的作用，部分腐蚀产物膜破坏和剥落，造成了严重的局部腐蚀。     

N80钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对N80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N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得的CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,N80钢的气相腐蚀过程与液相腐蚀过程相似,但腐蚀速率小于液相,气相中N80钢为中度腐蚀;N80钢在85℃时为局部腐蚀,110℃有轻微的局部腐蚀,而170℃时为均匀腐蚀;在CO2腐蚀介质中,N80钢表面形成了腐蚀膜层,85℃时为单层,110℃和170℃时则为双层结构;N80钢的腐蚀膜主要是由晶态FeCO3构成的,还夹杂着少量Fe的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

CO2腐蚀产物膜形态结构与温度和压力的关系

在高温高压静态釜中对3种油套钢N80、P110和J55的CO2腐蚀进行了模拟腐蚀试验。结果显示，在试验条件下，3种材料腐蚀产物膜的断面形貌显示出双层结构，表层是晶体规整的结晶状态，表层与基体之间为类似泥浆状的固体薄层；3种材料在模拟采出液中腐蚀产物膜的厚度和晶粒大小随着温度的变化情形大致相似，在120℃时均达到了最大，而极小值并不相同；膜厚和晶粒大小的极大值或极小值所对应的温度3种材料均相同；3种材料的腐蚀产物膜厚度或表面晶粒大小随CO2分压变化规律大致相近，在CO2分压为6．89MPa时，均达到最大，在超临界压力以上急剧减小，其间出现了2峰1谷，在峰值或低谷处3种材料存在异同；90℃时CO2分压在超临界状态下3种材料腐蚀产物膜的厚度和晶粒大小均较小。     

CO_2分压对油管钢腐蚀产物膜的影响

利用静态高压釜对 3种油管钢N80、P1 1 0和J5 5进行了CO2 腐蚀试验 ,通过扫描电镜(SEM)对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面晶粒尺寸的变化规律。结果表明 ,在试验条件下 ,3种钢的腐蚀产物膜均为双层结构 ;膜厚随CO2 分压变化情况比较相近 ,在CO2 分压为 6 90MPa时均达到最大 ,在超临界压力以上急剧减小 ;表面晶粒尺寸随CO2 分压变化出现 2峰 1谷 ,在超临界压力以上急剧减小。     

13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了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钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,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;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

P110钢在有机盐完井液中的腐蚀行为

模拟油田腐蚀环境考察了有机盐完井液密度、温度、CO2分压、pH值等对P110钢腐蚀行为的影响。结果表明：随完井液密度的增加，P110钢平均腐蚀速率逐渐降低，密度越高，腐蚀产物膜的晶粒越均匀、细小、晶粒间堆积越致密，利于阻止腐蚀介质的侵入；温度越高，腐蚀越严重，低温时试片表面光亮，高温时存在点蚀坑较多的局部腐蚀；随CO2分压增加，平均腐蚀速率先是升高然后降低，在2．0MPa时出现最大值；随pH值增加，P110钢腐蚀速率逐渐下降。认为P110钢在高温（120℃）或低密度（1．05g／cm^3）下存在严重的局部腐蚀，应考虑防腐。     

CO_2腐蚀产物膜形态结构与温度和压力的关系

在高温高压静态釜中对3种油套钢N80、P110和J55的CO2腐蚀进行了模拟腐蚀试验。 结果显示,在试验条件下,3种材料腐蚀产物膜的断面形貌显示出双层结构,表层是晶体规整的 结晶状态,表层与基体之间为类似泥浆状的固体薄层;3种材料在模拟采出液中腐蚀产物膜的厚 度和晶粒大小随着温度的变化情形大致相似,在120℃时均达到了最大,而极小值并不相同;膜 厚和晶粒大小的极大值或极小值所对应的温度3种材料均相同;3种材料的腐蚀产物膜厚度或表 面晶粒大小随CO2分压变化规律大致相近,在CO2分压为6.89MPa时,均达到最大,在超临界 压力以上急剧减小,其间出现了2峰1谷,在峰值或低谷处3种材料存在异同;90℃时CO2分压 在超临界状态下3种材料腐蚀产物膜的厚度和晶粒大小均较小。     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

腐蚀缺陷对高压管汇剩余强度的影响分析

对含缺陷的高压管汇进行剩余强度分析很有必要。借助ANSYS有限元分析软件,针对高压管汇常见的内腐蚀缺陷类型,建立矩形均匀腐蚀和球形凹坑腐蚀模型,分析缺陷类型以及形状参数对高压管汇剩余强度的影响。建模时在腐蚀高压直管模型的轴向及环向对称面上加对称约束,为了防止模型产生刚体位移,在纵向对称面外侧加径向方向约束。分析结果认为,缺陷长度和深度对高压直管所受应力的影响较大,宽度对应力的影响较小;凹坑群沿轴向分布时,随缺陷中心距离的增大,缺陷处应力集中程度有减小的趋势。     

常减压装置加工高含硫原油的防腐措施

金陵石化公司南京炼油厂 5 0 0 0kt/a常减压装置工艺设备的防腐分阶段进行了细化 :设计防腐———在易腐蚀部位选用耐腐蚀材料或复合材料 ;施工防腐———加强易腐蚀部位的焊缝监测和监督 ;工艺防腐———及时合理调整“一脱三注”化学药剂用量 ;管理防腐———全员参与防腐管理。该装置从 1999年6月投产到现在的生产实践证明 ,以上方法是行之有效的 ,创造了可观的经济效益     

某高温高压气井油管泄漏试验研究

某高压气井在酸化压裂后的试喷过程中发生特殊螺纹油管接头泄漏,起出后检查发现扭矩台肩部位有大量腐蚀。对该规格油管进行复合载荷条件下的气密封性能试验和耐腐蚀性评价试验。结果证明,在静态载荷作用下,油管气密封和耐腐蚀性能可满足工况要求。应用排除方法分析了台肩面处的摩振腐蚀和复杂应力状态是导致腐蚀的原因,可较好地解释实际腐蚀现象。提出了今后油管特殊接头设计与应用研究的方向,以解决该类腐蚀问题。     

高含硫气田CHJ系列缓蚀剂的研制与评价

为解决高含硫气田高H2S/CO2分压、单质硫共存条件下集输系统的腐蚀问题,将咪唑啉季铵盐、噻唑衍生物与助剂按一定比例复配形成棕红色的CHJ系列缓蚀剂。在模拟普光气田集输系统介质条件下,缓蚀剂CHJ-1和CHJ-7存在下抗硫钢L360的腐蚀速率大于0.08 mm/a,其余5种缓蚀剂均使L360的腐蚀速率小于0.076 mm/a。其中加有缓蚀剂CHJ-4和CHJ-5的腐蚀速率最小,分别为0.046、0.038 mm/a,其缓蚀率分别为92.6%、93.9%。在连续加注与油溶性缓蚀剂预膜复合使用时,连续加注CHJ-4、CHJ-5和现场在用国外缓蚀剂CI-12的腐蚀速率分别为0.032、0.025、0.058 mm/a,CHJ缓蚀剂的缓蚀效果较好。腐蚀样片形貌分析和电化学实验表明,缓蚀剂在金属基体表面形成了较好的保护膜。并且缓蚀剂与现场溶硫剂配伍良好。图4表3参8     

一种高温盐酸酸化缓蚀体系的研究与评价

介绍了一种曼尼希碱——— 9#缓蚀剂合成方法 ,并评价了它的缓蚀性能。评价结果表明 :在 90℃、常压下 ,1%的 9#缓蚀剂可使N80钢片的腐蚀速率在 2 0 %盐酸中由 2 0 0 1.3g/ (m2 ·h)降至 10 9.6g/ (m2 ·h) ,说明它具有一定的缓蚀效果。在此基础上 ,选择炔醇、碘化物、六次甲基四胺等几种化学剂与9#缓蚀剂进行复配 ,复合缓蚀剂体系在 90℃、12 0℃下的腐蚀速率均达到了一级标准 ,16 0℃的腐蚀速率达到了二级标准。同时 ,复合缓蚀体系在酸液中的溶解性良好 ,与N80钢片反应前后无沉淀生成 ,且与其他添加剂的配伍性良好。     

120℃高温酸化缓蚀体系的研究与评价

将炔醇、助溶剂、表面活性剂及缓蚀增效剂按一定比例混合形成复合缓蚀体系,评价了它的缓蚀性能,结果表明:12 0℃、高压下2 %的复合缓蚀体系在2 0 %盐酸中可使N80钢片的腐蚀速率由2 0 0 1.3g/(m2 ·h)降至10 .5 3g/(m2 ·h) ;在15 %常规土酸中2 %的复合缓蚀体系可使N80钢片的腐蚀速率由1899.9g/(m2 ·h)降至8.0 8g/(m2 ·h) ,腐蚀速率均达到了一级标准,缓蚀效果良好。同时复合缓蚀体系在酸液中的溶解性良好,与N80钢片接触前后酸液无沉淀生成,且与其他添加剂的配伍性良好     

孤岛高硫高酸原油腐蚀性分析

对孤岛高硫高酸原油的基本性质及硫、酸值在各馏分油中的分布进行分析,并通过监测发现装置存在的腐蚀问题,提出了材料升级、加强监测等防腐措施。     

耐蚀性好的油井用高强度高Cr钢管

日本JFE钢铁公司开发了新型马氏体不锈钢HP13Cr和UHP15Cr钢管,它们具有良好的耐CO2腐蚀性和耐SSC(硫化物应力腐蚀)性,这些新型钢管可应用于使用条件受限的油井和气井环境中.由于新型钢管含Cr量较高,含C量较低,因此显著地改善了耐CO2腐蚀性.在高CO2分压环境下,HP13Cr钢管的临界使用温度为160℃;UHP15Cr钢管不仅屈服强度超过861 MPa,而且临界使用温度高达200℃.另外,由于添加了Mo元素,从而改善了钢管的耐SSC性.这些新型钢管能在以往API-13Cr不锈钢钢管无法使用的高温、高C02分压环境及含有少量H2S的环境下使用.