流速对油管用N80钢CO2腐蚀行为的影响

采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,采用失重法、SEM等手段研究了流速对N80油管钢CO₂腐蚀行为的影响。结果表明,N80油管钢在100℃,0.6 MPa CO₂分压时随流速的增大,腐蚀速率几乎呈指数形式增加。低流速时,N80钢腐蚀以全面腐蚀形态为主,流体冲刷的作用有限,但当流速增加以后,局部腐蚀形态愈发明显,流体冲刷显著加剧局部腐蚀的作用。     

天然气井CO2分压对油管腐蚀行为的影响

CO2腐蚀是威胁油气开采过程中井下管柱服役安全的重要因素。本工作采用高温高压腐蚀模拟试验,研究了CO2分压对N80钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明,在CO2腐蚀较为敏感的80℃时,N80钢腐蚀速率随CO2分压升高而上升,腐蚀类型与腐蚀产物膜形貌随CO2分压增加而变化,在相对低CO2分压下以全面腐蚀为主,高CO2分压下腐蚀类型由全面腐蚀转变为局部腐蚀。腐蚀产物膜的局部损伤是导致金属基体表面局部腐蚀的重要诱因。     

温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响

在模拟油田实际腐蚀环境中研究了温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响．用SEM、XRD等分析了在不同温度条件下材料表面腐蚀产物膜的形貌以及对腐蚀速率和腐蚀形态的影响．结果表明，40℃时表层腐蚀产物类似于疏松的土壤，少且很松散地附着在材料表面，成份主要是溶液中沉积的KCl.90℃时腐蚀产物主要是钙铁镁的碳酸盐和少量的KCl和Fe2O3，腐蚀产物呈颗粒状，较致密但是膜层中含有大量的孔洞．140℃时，试样表层腐蚀产物呈致密的粘土形貌、下层腐蚀产物仍是颗粒状，产物层致密，成份主要是FeCO3和KCl．不同温度下不同的腐蚀产物形貌造成随温度升高。材料的平均腐蚀速率在90℃时出现峰值．     

介质流速对X60管线钢高压CO2腐蚀行为的影响

在60℃、5 MPa CO₂条件下,采用高压釜试验研究了腐蚀介质的流动对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质的流动导致腐蚀速率增大,但流速与腐蚀速率之间不存在线性关系;随着流速的增加,腐蚀形态呈现均匀腐蚀-局部腐蚀-均匀腐蚀的特点,腐蚀产物膜的表面和截面形貌也随之发生变化。     

温度对X65和3%Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜对X65及新研制开发抗CO2腐蚀的含3%Cr低合金管线钢在不同温度下的CO2腐蚀行为进行研究。结果表明,X65管线钢腐蚀速率随温度升高呈先增大后减小的规律,在80℃附近达极大值,含3%Cr低合金管线钢的腐蚀速率随温度升高呈单调增加趋势。X65管线钢腐蚀产物膜以FeCO3晶体堆垛为主要特征,含3%Cr低合金管线钢腐蚀产物膜主要由FeCO3和Cr(OH)3组成,随温度升高腐蚀产物中的Cr含量显著提高,Fe含量明显下降。含3%Cr低合金管线钢表面形成的富Cr腐蚀产物膜结构致密无孔洞,显著降低均匀腐蚀速率和有效抑制局部腐蚀发生。     

流速对CO2/O2环境中L485钢腐蚀行为的影响

为研究CO₂/O₂共存环境中流速对L485钢腐蚀行为的影响,在高温高压动态反应釜中进行模拟腐蚀试验,测试L485钢的均匀腐蚀速率,通过扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等方法观测腐蚀产物的微观形貌和成分。结果表明：CO₂/O₂共存体系中,随着流速的增大L485钢的均匀腐蚀速率逐渐增大,且表面呈现由局部腐蚀向均匀腐蚀转变的特点;CO₂/O₂共存体系中L485钢的腐蚀产物为Fe₂O₃、FeOOH、Fe(OH)₃、Fe₃O₄、FeCO₃。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

3Cr钢在CO2环境中的腐蚀试验研究

利用高温高压反应釜研究了两种3Cr钢在模拟中海油CO2环境中的腐蚀行为,在温度为60℃,CO2分压为1.5MPa以及介质流速为1m/s的条件下,两种3Cr钢呈现较明显的均匀腐蚀,平均腐蚀速率分别达到1.3614mm/a、1.2172mm/a。结合SEM和EDS分析手段研究了3Cr钢的CO2腐蚀产物。结果表明,其产物为富Cr产物膜,Cr的富集程度越高,Cr和Fe原子的分数比越大,产物膜的保护性能就越好。     

温度对连续油管QT-900在CO2环境中腐蚀行为的影响

模拟某油田腐蚀环境,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XRD等测试手段,研究了连续油管QT-900在CO2环境中的腐蚀行为。结果表明,随着温度的升高,连续油管的均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率均先减小后增大、再减小,分别在40℃和100℃时出现极大值。在承受最大拉伸应力时,平均腐蚀速率和局部腐蚀速率与不受力时相比均明显增加。在本试验条件下,局部腐蚀严重,最大可达4.635 5mm.a-1。腐蚀产物的主要成分为FeCO3。     

温度对油管钢CO2腐蚀产物膜的影响

利用静态高压釜对二种油管钢N80、P110和J55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厚度和表面晶粒尺寸随温度的变化。结果表明,在试验条件下,三种钢的腐蚀产物膜厚度随温度变化情况相近,最大值均在120℃,最小值对应温度则不同;表面晶粒尺寸出现了一峰一谷,峰值均在120℃,谷值对应温度却小同。     

温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀行为的影响

模拟高温高压腐蚀环境,通过扫描电镜和能谱分析,研究不同温度下的Cr13不锈钢的耐CO2腐蚀性能。结果表明,随着温度升高,Cr13不锈钢CO2腐蚀速率在150℃达到最大以后下降;温度的变化也导致表面腐蚀产物成分和结构的变化,影响腐蚀产物对金属基体的保护效果。     

湿气温度对3Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟深海湿气管道的现场环境,研究了湿气温度对3Cr管线钢湿气CO2腐蚀行为的影响;运用扫描电镜(SEM)和能谱(EDS)等分析技术对试样表面腐蚀产物的形貌和成分进行了分析。结果表明,在相同管壁温度(10℃)下,湿气温度在30～90℃内范围变化时,3Cr管线钢的平均腐蚀速率随湿气温度的升高而增大,且都没有发生局部腐蚀。在这些湿气温度条件下,3Cr管线钢的腐蚀产物膜是两层结构,外层膜的主要成分为FeCO3,内层为非晶态的富Cr膜。     

CO2对H2S／CO2环境中P110钢应力腐蚀的影响研究

采用恒载荷拉伸法、腐蚀电化学测试和断口分析技术等,研究了P110钢在不同H2S／CO2含量的NACE-A溶液中的硫化物应力腐蚀（SSCC）行为．结果表明,在加载初期,P110钢的自腐蚀电位Ecorr）急剧下降,至极小值后缓慢升高,达到稳定值后直至断裂,试样断口呈脆性解理状．当通入CO2量达到17％时,P110钢的自腐蚀...     

H2S和CO2分压及Cl-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

H2S/CO2环境中L360钢点蚀行为研究

利用静态挂片失重法研究了含H₂S/CO₂模拟油田水溶液中, 温度及Cl^-浓度对L360管线钢点蚀的影响, 并利用Gumbel第一类近似函数分析了最深蚀孔概率. 结果表明, 在40℃~70℃之间, Cl^-浓度为10 g/L条件下, 点蚀的严重程度随温度增高而增大. 恒定温度下, Cl^-浓度对点蚀发生也有明显的影响, 当Cl^-在10×15 g/L范围时, 腐蚀试样发生明显的点蚀; 当Cl^-浓度大于20 g/L时, 试样主要发生均匀腐蚀, 随着Cl^-浓度的增大, 腐蚀产物膜变得更加疏松, 保护性能下降, 均匀腐蚀速率增大. 最深点蚀分布服从Gumbel第一类近似函数.     

天然气管线钢CO2腐蚀研究进展

天然气管线面临日益严重的CO₂腐蚀问题。针对管线内特定的腐蚀环境,总结了当前CO₂腐蚀在反应机理、影响因素以及腐蚀控制方面的研究进展,最后展望CO₂腐蚀研究今后的发展方向。