常用集输管线钢在CO_2多相流中的腐蚀行为

用高温高压釜考察了动态条件下温度、CO2分压和油水比等因素对X65、Q235B、16Mn三种钢的CO2腐蚀行为的影响;用扫描电镜对腐蚀试样进行了表面形貌观察,对腐蚀产物进行了能谱分析与X射线衍射分析。结果表明,钢在CO2多相流腐蚀介质中的耐蚀顺序为:16Mn,Q235B,X65。随着含水量、压力的增加,三种钢的腐蚀速率增加;随着温度的升高,钢的腐蚀速率先升高,60℃时最大,90℃时腐蚀速率最小。     

多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀的影响

目的提高多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀机理的认识。方法采用自制实验装置和挂片实验,模拟起伏管路段塞流动条件下X70钢的CO2腐蚀状态,通过电子显微镜和电化学在线监测等手段对试样表面形貌、腐蚀速率以及在线腐蚀情况进行观察和分析,侧重研究多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀速率的影响。结果当温度达到90~98℃时,由于腐蚀产物膜的影响,CO2分压对腐蚀速度影响甚微,腐蚀速度降至较低水平。当温度在60~80℃之间时,腐蚀挂片表面的腐蚀状态不稳定,出现局部腐蚀或均匀腐蚀,当CO2分压较低时(如0.15 MPa),易形成均匀腐蚀;当CO2分压较高时(如0.6 MPa),易形成局部腐蚀。当温度在40~80℃之间时,随着CO2分压的增加,腐蚀速率达到最高值的温度越来越高,腐蚀速率达到最高值的温度范围一般保持在40~80℃之间。结论温度对X70钢CO2腐蚀的影响与CO2分压密切相关,相同温度下,随着CO2分压的增加,腐蚀速率增大,相应的腐蚀速率达到最高值的温度也越来越高;孤立地说某一温度值下,CO2腐蚀速率达到最高值这一说法不准确。     

20钢在模拟CO_2驱工况环境中的腐蚀行为

采用高温高压釜动态模拟CO_2驱工况环境,使用失重法研究温度和CO_2分压对20钢腐蚀速率的影响,利用离子色谱分析试验前后钙镁离子的含量,并用扫描电镜(SEM)和X-射线衍射仪(XRD)表征腐蚀形貌和产物成分。结果表明:20钢发生了严重CO_2腐蚀,其腐蚀速率随温度升高而增大、随CO_2分压的增大呈现先降低后增大的趋势;CO_2分压促进采出水中钙镁的沉积;腐蚀产物主要是FeCO_3。     

某油田地面集输管道用材腐蚀行为研究

模拟油田现场腐蚀环境,利用高温高压实验设备辅以失重法研究了某油田地面集输管道正在使用中的管材20G钢、L245钢、5Cr钢、316L不锈钢和板材16Mn钢在不同温度和CO_2分压下的腐蚀行为,并采用扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对腐蚀产物的形貌及成分进行分析。结果表明:20G钢、L245钢、5Cr钢、16Mn钢和316L不锈钢均在温度一定的情况下,随CO2分压的增大,平均腐蚀速率先增大后减小;在CO_2分压一定的情况下,平均腐蚀速率随温度的升高先增大后减小。在温度为80℃,CO_2分压为0.5 MPa时,均达到最大平均腐蚀速率。20G钢、L245钢、5Cr钢和16Mn钢的腐蚀形貌为不均匀的全面腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3,316L不锈钢由于在腐蚀介质中发生钝化,腐蚀形貌为轻微的点蚀。     

抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2环境中的腐蚀行为和硫化物应力开裂敏感性研究

利用高温高压反应釜模拟普光气田的工况环境,研究抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2环境中的腐蚀行为和硫化物应力开裂(SSC)敏感性.结果表明,随着温度和H2S/CO2分压的升高,P110SS的腐蚀速率先降低后升高,而在相当于井中部工况的环境中,钢的腐蚀速率最低,腐蚀产物膜明显脱落.在高含H2S/CO2环境中,采用四点弯曲法加载达到P110SS屈服强度的90%时,试样表面未发现裂纹,表明SSC敏感性比较低.     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

模拟CO2驱环境下3Cr和20#集输管线钢防腐性能对比

利用高压反应釜模拟了陕北某油田CO2驱油环境进行了不同温度和不同CO2分压3Cr和20#集输管线钢的腐蚀行为以及三种缓蚀剂对其缓蚀性能进行了研究,计算并对比了其腐蚀速率及缓蚀效率,分析了腐蚀产物膜表面形貌,对两种材质经济性能进行了对比。结果表明,相同CO2分压下,20#钢55℃时的腐蚀速率明显大于3Cr钢甚至接近3倍,但较低温度30℃时3Cr和20#钢的腐蚀速率较接近;咪唑啉缓蚀剂能较好控制CO2腐蚀;低合金钢3Cr相对于20#钢具有更显著的经济效益。     

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。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2条件下的硫化物应力腐蚀破裂敏感性

利用高温高压反应釜模拟普光气田的工况环境,采用慢应变速率拉伸试验(SSRT)方法研究了抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2条件下的硫化物应力开裂(SSC)敏感性。结果表明,在腐蚀环境中P110SS的力学性能和塑性损伤比较严重;随着温度、H2S/CO2分压升高,P110SS力学性能和塑性损伤逐渐减弱,SSC敏感性降低,温度起主导作用;SSC敏感性由高到低顺序:井口工况条件>井中部工况条件>井底工况条件;井口工况是防范SSC的重点。     

温度对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,采用失重法、SEM和XRD等手段研究了温度对N80钢在4MPaCO2分压下CO2腐蚀行为的影响。试验结果表明:N80钢在4 MPa CO2分压下腐蚀较为严重。在温度较低时,腐蚀产物晶粒粗大且堆垛比较疏松,对基体保护性较差;随温度升高,腐蚀产物膜变得致密稳定,腐蚀速率显著降低,腐蚀特征由局部腐蚀转变为全面腐蚀。     

徐深气田油管钢CO_2局部腐蚀敏感区间预测

在徐深气田的开发过程中,发现多起气井油管钢穿孔和管柱断裂事故,分析原因主要是由CO2局部腐蚀造成。为准确反映管柱穿孔失效的实际状况,开展了局部腐蚀敏感区间预测研究。通过模拟徐深气田典型井下腐蚀工况,对常用N80油管钢进行了高温高压腐蚀模拟实验,根据腐蚀形貌及局部腐蚀敏感性的分析,探索出环境因素(温度和CO2分压)对CO2局部腐蚀的影响,以及N80钢局部腐蚀的敏感温度-CO2分压组合区间,建立了CO2局部腐蚀敏感区间的预测模型。通过对比徐深气田实际失效油管与模拟实验试样腐蚀形貌,验证了N80钢CO2腐蚀类型和局部腐蚀敏感区间预测的准确性。     

L80钢在CO2/H2S腐蚀环境中的力学特性

目的：研究L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8σs时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加, L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性受温度、CO2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。     

动态和静态下CO_2分压对P110钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜设备辅以失重法、采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)技术,研究了在动静两种状态下CO2分压对P110钢腐蚀产物膜的影响。结果表明,P110钢在不同CO2分压条件下的产物膜特征(形貌、厚度、晶粒度大小等)相差很大,腐蚀产物膜在不同CO2分压条件下的不同特征及其稳定存在的热力学条件导致P110钢的腐蚀速率随着CO2分压的增大呈现不同的趋势,在静态时腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,且在4 MPa时取得最大值;而在动态时呈上升趋势。     

P110SS钢在H2S和CO2环境中的腐蚀特征

利用高温高压哈氏合金反应釜对P110SS油套管钢在不同H2S和CO2环境下的腐蚀行为进行了实验。研究了H2S和CO2分压对P110SS油套管钢腐蚀规律的影响,利用SEM、EDS、XRD等方法分析了腐蚀试样的微观形貌与结构特征,发现P110SS在较低温度条件下,H2S浓度非常低时,腐蚀特征与单纯CO2腐蚀规律相似,腐蚀速率比较高。在相同的H2S分压条件下,随CO2浓度增加,腐蚀速率依次增加。通过应力腐蚀开裂试验表明,P110SS在高温205℃条件下应力腐蚀开裂敏感较小。     

3Cr钢和13Cr钢在高矿化度CO2环境中的腐蚀行为

为了预测油井管钢在高矿化度、含CO2的储层环境中可能发生的腐蚀,为该储层推荐在开发周期内安全经济的材质,采用高温高压反应釜研究了3Cr钢和13Cr钢在模拟储层环境中的腐蚀行为,利用X射线衍射仪(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)分析了3Cr钢和13Cr钢的腐蚀产物膜特征.从腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌、横截面腐蚀试样形貌和腐蚀产物化学成分方面探讨了3Cr钢和13Cr钢在CO2环境中的腐蚀特征随温度和含水率的变化规律及反应时间对其的影响.结果表明,3Cr钢在CO2分压为0.2 MPa,Cl-含量139 552mg/L的环境中会发生极严重腐蚀,且试样表面产物膜在微观上分布不均匀,存在局部不完整;13Cr钢发生轻度腐蚀,在所测试样中未观测到点蚀,即3Cr钢不适用于该高矿化度CO2环境而13Cr钢能够满足要求.     

影响鞍钢X70管线钢CO2腐蚀行为的环境因素和材料因素

利用失重法、扫描电镜等,研究了X70管线钢在CO2分压为2MPa的NACE溶液中高温高压环境下的腐蚀行为,结果表明,温度和Cl-是影响X70钢腐蚀的主要环境因素,随温度的升高均匀腐蚀速率增大。钢中珠光体、粒状贝氏体组织及非金属夹杂物MnS、CaS等在腐蚀环境中促进了管线钢的腐蚀。因此在材料方面要降低珠光体及粒状贝氏体含量,细化夹杂物,并降低夹杂物级别。     

316L不锈钢在CO2/油/水环境中的腐蚀速率分析

本文针对油田现场中应用的316L材质,进行了含CO2油水介质条件下的腐蚀实验研究.通过实验发现,在含CO2油水环境中影响316L材质腐蚀速率的因素较多,而各因素的影响程度也不同.其中该环境下原油含水率对316L钢腐蚀速率的影响最大,其次是温度,而二氧化碳分压的影响最小.     

N80钢在模拟深层气井水溶液中的CO2腐蚀行为

利用高压釜、扫描电镜（SEM）和X-射线衍射（XRD）等手段，研究了温度、CO2分压、Cl^-浓度、pH值和流速等因素对N80钢在模拟深层气井水溶液中腐蚀行为的影响．结果表明，温度对腐蚀速率的影响很大，随着温度的升高，腐蚀速率先增大后减小，80℃时腐蚀速率达到最大值，生成的腐蚀产物主要为FeCO3；降低溶液pH值、增加溶液中的Cl^-浓度、提高CO2分压以及介质的流速，均加剧了N80钢的腐蚀．     

80SS油管钢在塔里木气田中的腐蚀行为

为了更好地认识80SS油管钢在气田中的耐腐蚀性能,促进其在油气田中的推广应用,模拟塔里木气田地下条件,研究其在含有H2S与CO2环境中的腐蚀行为.利用扫描电镜(SEM)与X射线衍射(XRD)法,对试样表面腐蚀形态与腐蚀产物进行分析,考察了温度、H2S与CO2含量对腐蚀速率的影响.结果表明:80SS油管钢在模拟环境中,在低温时以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀速率增大,并逐渐转变为严重的局部腐蚀;80SS油管钢的抗硫性能较好,但抗CO2腐蚀性能较差,可用于含硫低碳的气田.