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采用失重腐蚀方法研究了在模拟气田井下腐蚀环境中腐蚀影响因素(总压力、温度、腐蚀时间、H2S、Cl-、溶液流速),对套管钢(L80)腐蚀的影响规律,并用扫描电镜分析了腐蚀产物膜形貌。结果表明:60 ℃为L80钢在H2S+CO2腐蚀环境中的腐蚀临界温度,此时,L80钢的腐蚀速率最小;当总压力大于等于9 MPa,温度为120 ℃,H2S、CO2达到各自的超临界点,L80钢的腐蚀速率比温度为90 ℃时小;随腐蚀时间延长,腐蚀速率明显下降;相对在单一的CO2环境下,引入H2S可降低腐蚀速率;Cl-可促进L80钢的腐蚀;溶液流速加快,腐蚀速率提高。 相似文献
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3Cr抗CO2和H2S腐蚀系列油套管开发 总被引:13,自引:0,他引:13
CO2、H2S腐蚀是石油天然气开采过程中的主要腐蚀问题。文章在分析油井管CO2腐蚀行为和腐蚀特点的基础上,介绍了抗CO2、H2S腐蚀油套管的研制过程并开发出腐蚀性能良好的3Cr系列经济型油套管。文章重点介绍了80、95、110等不同钢级成品管的力学性能,抗CO2、H2S应力腐蚀开裂性能。运用SEM扫描电境、X光电子能谱仪、X射线衍射、体视显微镜等分析了钢经腐蚀后的表面腐蚀产物的组成、结构,并对Cr元素改善钢的抗CO2腐蚀行为及机理进行了分析。 相似文献
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低铬抗硫套管的H_2S/CO_2腐蚀行为研究 总被引:1,自引:0,他引:1
通过高温高压及H2S应力腐蚀开裂(SSC)实验,采用SEM、EDS、XRD和TEM技术,研究3Cr110S在模拟环境中的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟H2S/CO2高温高压腐蚀环境中,H2S腐蚀占主导作用,3Cr110S的均匀腐蚀速率为0.1272 mm/a,局部腐蚀轻微,试样表面腐蚀产物为FeS;在施加应力为72%、80%的最低屈服强度时,3Cr110S试样均未发生应力腐蚀开裂,具有良好的抗SSC性能;3Cr110S回火索氏体组织的条束之间位相差大,铬元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出、位错纠结、弥散分布碳化物的位错定扎对SSC裂纹扩展起着良好的阻碍作用。 相似文献
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使用恒应变试样浸泡试验、表面分析技术和电化学测试技术研究了CO2分压对N80钢在模拟CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响。研究结果表明:CO2分压对腐蚀速率的影响存在一个拐点,环境温度为25 ℃时拐点约为1 MPa。当CO2分压小于1 MPa时,由于腐蚀产物膜(FeCO3)成形较慢,覆盖率低,随CO2分压的增高,N80钢的自腐蚀电流密度快速增大;当CO2分压大于1 MPa时,腐蚀产物膜能以较快的速率成形,覆盖率高,CO2分压的进一步增高反会使得N80钢的腐蚀电流密度降低。CO2溶于模拟环空溶液中会使溶液pH持续下降,促使N80油管钢在环空环境下发生应力腐蚀开裂。N80钢在CO2注入井环空环境中的应力腐蚀开裂机制是阳极溶解和氢脆共同作用的混合机制。应力腐蚀裂纹在萌生阶段局部阳极溶解作用(点蚀)为主导,该作用下CO2分压为1 MPa时应力腐蚀裂纹最易萌生;在应力腐蚀裂纹生长阶段氢脆作用更强,这种作用导致CO2分压更高时应力腐蚀裂纹更容易生长,应力腐蚀敏感性进一步提高。 相似文献
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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试验,辅以扫描电子显微镜和X射线衍射仪等研究手段,探讨了温度对API—X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明,随着温度的升高,API-X60管线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。低温时形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体和铁的单硫化物为主,随着温度的升高,腐蚀产物以层片状马基诺矿型晶体为主,并出现少量磁黄铁矿型晶体,高温区则以磁黄铁矿型晶体为主。低温区点蚀的发生是由于腐蚀产物附着力差导致其覆盖率降低,膜层覆盖处的阴极效应促进了局部腐蚀。 相似文献
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Corrosionfailurecasesobservedinoil fieldaremainlycausedbylocalcorrosion ,whicharealwaysfoundinthedefectareasofcorrosionproductlayer .Thecompositionandmicrostructureofcorrosionprod uctlayeraffectthecorrosionrateandcorrosionmor phologystrongly[1- 3] .Ca2 a… 相似文献
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在石油天然气开采和储运过程中因半生气体CO2的存在,对油气田管线会产生严重的腐蚀和重大的经济损失。针对管线钢特定的腐蚀环境,总结了当前CO2腐蚀在反应机理上的研究,简要介绍了温度、CO2分压、pH值和流速等多种因素对管线钢在CO2环境中腐蚀的影响,综述了近年来国内外管线钢在CO2环境中的腐蚀问题研究现状及发展趋势。 相似文献
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