油田套管P110钢腐蚀的影响因素

油田油套管腐蚀大,影响因素较多,为了提高管道的使用寿命,给油气田的防腐蚀提供理论依据,采用动、静态高温高压釜对油井套管P110钢进行了失重法腐蚀试验,利用SEM,EDS和XRD技术对P110钢的动、静态CO2腐蚀行为进行了研究.结果显示,CO2腐蚀产物膜的主要成分是FeCO3和Fe3C;在每种条件下,温度、CO2分压、Cl-浓度对P110钢的腐蚀速率都有其临界值.     

P110钢CO2腐蚀产物膜的XPS分析

为了确定CO2腐蚀产物膜的组成及不同层次结构中成分和含量的差异,采用P110钢在高温高压腐蚀静态釜中制备CO2腐蚀产物膜,利用扫描电子显微镜(SEM)观察了腐蚀产物膜的表面和断面形貌,借助X射线衍射(XRD)的辅助,通过X射线光电子能谱(XPS)分析和研究了两层结构膜的化学组成差异.结果表明,腐蚀产物膜断面呈现双层结构;膜层的主要成分是FeCO3,还有少量的CaCO3和铁的氧化物,但内层CaCO3较多且夹杂着Fe3C和单质铁,外层氧化物稍多;通过内外层Ca2+含量差异推断内层腐蚀膜优先形成.     

模拟油田环境中P110钢的CO2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究模拟油田环境中P110油井管用钢的CO2腐蚀行为.研究结果表明:随着试验时间的延长及腐蚀产物膜的形成,平均腐蚀速率逐渐降低,在试验时间达到72h后,腐蚀速率降低的趋势变缓,腐蚀产物膜下出现典型的局部腐蚀形貌;试样的自腐蚀电位Ecorr升高,腐蚀电流icorr减小,腐蚀速率降低.P110钢的阴极Tafel区出现明显的扩散特征;在反应初始阶段EIS具有两个时间常数,随着腐蚀的进行,腐蚀产物膜越来越厚,越来越致密,EIS的低频端出现Warburg阻抗与容抗的叠加,自腐蚀电位下的电极反应属于混合控制.     

P110钢抗冲刷腐蚀行为研究

采用高温高压釜,利用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)技术,并辅以失重法对油套管钢P110在不同条件下的CO2腐蚀速率和行为进行了研究,探讨了在流动介质中多种因素对油套管钢腐蚀造成的影响,并以此提出了P110钢抗冲刷腐蚀的机理.     

添加Cr元素对P110钢CO2腐蚀行为的影响

在模拟油田CO2腐蚀环境下,进行Cr元素对P110钢耐腐蚀性能影响的实验.结果表明,Cr的加入没有改变温度对P110钢腐蚀特性的影响,两种钢的腐蚀速率都在90℃左右都达到最大值;温度对腐蚀具有双重作用,造成在温度小于90℃时表面形成的膜较疏松,保护性差,而温度大于90℃时,形成的膜和基体接触较为牢固,保护性强;钢中Cr元素的加入能有效地防止局部腐蚀的发生.     

海上W油田P110保温油管腐蚀行为的试验研究

目前对P110保温油管在高含CO2气体分压的井筒中的腐蚀情况研究较少;主要考虑CO2分压与温度影响,较少考虑腐蚀介质含水率的影响;腐蚀试验周期一般在120 h以内,较短的试验周期容易造成腐蚀速率测试结果偏高,且目前较少有P110钢腐蚀速率的预测模型.为此,模拟油田腐蚀环境,通过高温高压反应釜动态旋转挂片法进行腐蚀试验,...     

TP110SS和P110钢在酸性NaCl溶液中的腐蚀行为

高含硫化氢和二氧化碳气井生产过程中油套管的腐蚀严重影响油气井安全生产.采用挂片试验和电化学技术研究了TP110SS和P110钢分别在H2S、CO2,H2S+ CO2饱和的5％NaCl溶液中的腐蚀行为,并采用扫描电镜观察腐蚀形貌.结果表明:2种钢在H2S饱和的5％NaCl溶液中的腐蚀最为严重,在CO2饱和时的腐蚀速率最低,在H2S及H2S +CO2饱和时的腐蚀以H2S腐蚀为主,且属典型的阳极溶解型腐蚀;2种钢在H2S饱和条件下的腐蚀产物比CO2饱和条件下的腐蚀产物膜更为蓬松、多孔,与基体的结合度也较差,易脱落,局部腐蚀形貌显著.     

油管钢在CO2/H2S介质中的腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法、X射线衍射、扫描电镜和电子能谱分析,对90 ℃时油管钢P110在模拟油井采出液中的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究.结果表明,在本试验条件下,油管钢P110的腐蚀速率高达5.126 0 mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物.     

H2S/CO2分压比和浸泡时间对P110SS钢腐蚀产物膜结构和性能的影响

为了给抗硫套钢管的安全服役提供重要的理论依据,采用高温高压釜、SEM、EDS、XRD、极化曲线、电化学阻抗研究了90℃的H₂S/CO₂环境中P110SS钢腐蚀产物膜的生长机理,采用阴极极化的电化学阻抗和氢渗透曲线研究了H₂S/CO₂分压比对腐蚀产物膜保护性的影响。结果表明:在分压比为1∶0、1∶3、1∶7的腐蚀环境中形成的均是Fe S_1-x腐蚀产物,经过5 h的腐蚀后,保护性最好,浸泡时间达到18 h时,其保护性最差,当浸泡时间达到72 h后,保护性提高。当浸泡时间为72 h时,随着CO₂分压的增加,Fe S_1-x腐蚀产物膜的保护性和抑制氢渗透的能力均逐渐增强。在分压比为0∶1的腐蚀环境中形成的是Fe CO₃腐蚀产物膜,其保护性和抑制氢渗透的能力均随浸泡时间的增加而急剧增大,并且当浸泡时间均为72 h时,以上性能均高于Fe S_1-x腐蚀产物膜。     

P110与P110S钢在套管环空液中的腐蚀行为研究

为进一步提高油气田勘探开发效率,通过腐蚀速率、腐蚀产物及微观形貌分析,分别研究了P110和P110S 2种钢材料在油田注采井套管环空液中于高温、中温及低温条件下的腐蚀行为.结果 表明:2种钢材料在同样温度和环空液条件下腐蚀表现基本一致,一套环空液中P110与P110S最大腐蚀速率均为0.65 mm,二套环空液中2种材料...     

温度对管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动溶液介质中进行腐蚀实验,辅以SEM和XRD,探讨了温度对API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响.结果表明:随温度的升高X60钢的腐蚀速率先升高后降低,腐蚀形态由局部腐蚀趋于全面腐蚀,高温区有点蚀倾向.低温区形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体(FeS1-...     

稀土合金钢09Cr2AlMoRE的耐CO2腐蚀性评价

为了评价新型材料09Cr2AlMoRE的CO2腐蚀性能,采用高温高压釜模拟该材料的油田CO2腐蚀环境,考察和分析了其CO2腐蚀速率、腐蚀形貌和腐蚀产物膜的化学成分.结果表明,在CO2腐蚀环境中09Cr2AlMoRE主要发生均匀腐蚀,平均腐蚀速率在0.3～1.5mm/a;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3,不同温度下成分略有差异.     

H2S/CO2环境中CO2,pH值和Cl-对P110套管钢电化学腐蚀的影响

针对目前高含H2S和CO2环境井下管材电化学腐蚀研究不深入的现状,采用动电位扫描技术分析了在H2S/CO2环境中环境腐蚀影响因素(CO2,pH值和Cl-)对P110套管钢电化学腐蚀行为的影响.在溶解H2S和CO2且pH=2.7的含Cl-溶液中,当混合气体中CO2含量分别为17%,34%,50%时,腐蚀电流密度(Jcorr)分别为0.328 49,0.295 73,0.237 09 mA/cm2,在含50%H2S环境中,腐蚀电流密度为0.272 89mA/cm2.与单一含H2S腐蚀环境相比,在酸性环境中CO2促进金属腐蚀,而在近中性环境中,CO2抑制金属腐蚀.在含Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr,增加,而在不合Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr降低.在pH=2.7的溶液中,当Cl-存在时,Jcorr提高;而在pH=5.9溶液中,当Cl-存在时Jcorr降低.     

原油含水量和流速对X60钢管道腐蚀行为的影响

以往用盐水加腐蚀性物质模拟原油腐蚀环境以研究输油管道腐蚀行为的方法不准确。以中东混合原油为腐蚀介质,利用高温高压釜装置模拟输油管道实际状况,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱仪研究了原油含水量和流速对X60钢腐蚀行为的影响。结果表明:随着原油含水量和流速的提高,X60钢的腐蚀速率不断增大;原油中的S元素是诱发和促进X60钢点蚀的重要因素。     

N80钢CO2腐蚀过程的EIS研究

应用电化学阻抗谱研究了N80钢在饱和CO2的模拟地层水中CO2腐蚀过程的电化学行为.结果表明:在饱和CO2的模拟地层水中阻抗谱出现三个时间常数,分别对应高频的容抗弧,中低频的感抗弧和低频的容抗弧.阳极极化条件下的阻抗谱与自腐蚀电位下的阻抗谱形状相同,表明腐蚀机理未发生改变.但极化条件下反应电阻下降,反应速率加快.阴极极化条件下,阻抗谱未出现感抗弧,表明阴极过程不存在吸附中间产物.     

油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀电化学行为的协同影响

为了获得油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀行为影响的协同性,采用动电位极化、电化学阻抗谱及正交试验等方法研究了在不同条件下模拟油田水对P110钢腐蚀电化学行为的影响。结果表明:随HCO_3~-、Cl~-、S~(2-)浓度增大,P110钢在模拟溶液中的腐蚀倾向增大,腐蚀速率先增大后减小;试验条件下,低浓度的各离子均起到了协同促进作用;温度升高,腐蚀速率则先减小后增大,并影响了其腐蚀倾向;随着典型阴离子浓度增大,电荷传递电阻先减小后增大,P110钢的腐蚀活性也呈相同趋势,温度则相反;试验研究范围内,影响最大的因素是HCO_3~-浓度,其次是S~(2-)浓度,影响最小的是Cl~-浓度,且HCO_3~-浓度、S~(2-)浓度、温度之间的相互作用小。