中东某代表性油田L80-1套管材料的腐蚀行为及腐蚀图版初步研究

为了给中东某代表性油田服役套管材料的选择提供依据,采用浸泡失重试验、正交试验、SEM、XRD等研究了该油田环境中不同CO₂分压、H₂S分压、含水率、浸泡时间等因素对L80-1套管材料腐蚀行为的影响。结果表明：在试验测试参数范围内,对L80-1钢的腐蚀速率影响程度最大的是含水率,其次是CO₂分压,然后是H₂S分压、温度,影响最小的是Cl^-浓度。随着浸泡时间的延长,L80-1钢的腐蚀速率越来越小,膜层越来越致密平整。随着CO₂分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在2.00 MPa时达到最大值。随着H₂S分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率不断增加。L80-1钢在开采前期腐蚀轻微,但一旦产出液中含水率超过30%,其腐蚀速率将迅速升高,因此开采中后期须采取防腐措施。基于腐蚀行为研究的基础数据,绘制了几种套管钢的CO₂-H₂S腐蚀图版。腐蚀图版表明在中东典型油田腐蚀环境中,L80-...     

N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状

CO2腐蚀是石油管材服役过程中常见的腐蚀失效形式,危害极大.综述了N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状,概述了油(气)田开发过程中油管CO2腐蚀的产生和类型;列举了CO2腐蚀的研究方法、影响因素;讨论了CO2的腐蚀机理.     

某油井L80钢油管腐蚀穿孔失效分析

某油井L80钢油管存在多处腐蚀并穿孔。采用宏观观察、化学成分分析、能谱分析、物相分析等方法对油管腐蚀穿孔的原因进行了分析。结果表明:L80钢油管在CO_2腐蚀、H_2S腐蚀和垢下腐蚀综合作用下,在油管外壁形成不致密腐蚀产物,酸化作用后的残酸中含有的H~+、Cl~-、F~-等离子加速了腐蚀进程,在油管外壁形成腐蚀坑,当油管的管壁被腐蚀后,在油井液柱压力的作用下,疏松的腐蚀产物脱落,油管就形成了腐蚀孔直至腐蚀出现穿孔。     

X80钢在伊川土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、阳极极化曲线、光学显微镜、扫描电镜(SEM)及X射线衍射(XRD)等方法研究了X80钢在伊川土壤模拟溶液中的腐蚀行为.结果表明,X80钢在模拟溶液中的腐蚀行为与HCO3-、CO32-、SO42-和Cl-离子的浓度有关.随HCO3-或CO32-浓度增加,X80钢的阳极溶解电流密度都呈现出先增加后减小的趋势;X80钢钝化的临界HCO3-或CO32-浓度分别为0.008 mol/L或0.005 mol/L.在低于临界HCO3-或CO32-浓度下,SO42-和Cl-浓度的增加都促进了X80钢的阳极活性溶解;而在高于临界HCO3-或CO32-浓度下,X80钢的钝化性能随SO42-或Cl-浓度的增加而减弱.在90 d浸泡期内,X80钢在模拟溶液中的腐蚀形态为全面腐蚀;其腐蚀速率随浸泡时间的增加而呈逐渐增大的趋势.     

L245钢及Ni-W合金镀层在碱性硫化钠溶液中的腐蚀行为研究

天然气、石油的开采和运输过程中,析出水中的硫含量越来越高,硫的大量沉积导致集输管道连接件的严重腐蚀.为了提高基体钢的耐蚀性,延长连接件的使用寿命,在管道连接件上电镀一层Ni-W镀层,以提高连接件的耐蚀性能.通过浸泡法和电化学方法研究了 Ni-W镀层及L245钢在含Na2S模拟采出水环境中的腐蚀行为,采用扫描电镜(SEM...     

X80钢及其焊缝在大港盐碱土模拟溶液中的腐蚀行为

为了掌握X80钢及其焊缝在天津大港盐碱土模拟溶液中的腐蚀行为规律,采用动电位扫描和电化学阻抗技术,研究了X80钢在大港盐碱土中的腐蚀过程,并用2273电化学工作站和ZSimp Win软件对试验结果进行了拟合。结果显示:X80管线钢及焊接接头在大港盐碱土模拟溶液中的极化曲线都具有活性溶解特征;X80钢焊缝经过焊接热作用后,掺入了某些耐腐蚀的合金元素,导致其耐蚀性强于母材。     

N80钢在中高温H2S环境中的腐蚀与缓蚀剂评价研究

海上热驱采油中发现伴生H2S,给生产油管带来了腐蚀和安全隐患,为了分析其腐蚀特点,以对其进行腐蚀防护,采用高压釜失重法和扫描电镜,研究了中高温含H2S油井采出水中N80钢的腐蚀行为,并探讨了流速和H2S分压的影响,进而筛选评价了适用的H2S缓蚀剂.结果 表明:在含H2S采出水中N80钢的腐蚀较为严重,80℃时的腐蚀速率最高;随着H2S分压的升高和流速的增大,其腐蚀速率迅速增大.腐蚀后钢表面均存在黑色的硫铁化物,表面产物较疏松、不完整.不同缓蚀剂加入均可抑制腐蚀,其中缓蚀剂CI-S-11的效果最好,其缓蚀率超过85％,可用于现场油管保护.     

高温高压酸性气井油套管钢在超临界CO_2环境下的腐蚀行为

高温高压酸性气井腐蚀环境恶劣,油套管腐蚀、变形、破损等事故频繁发生,严重影响气井安全生产。为了解掌握油套管钢的腐蚀类型、严重程度及耐蚀性能,利用高温高压反应釜在模拟井底实际工况条件下研究了J55、N80、P110、13Cr、S13Cr 5种油套管材质的抗CO_2腐蚀性能,运用失重法、扫描电镜(SEM)和能谱分析等技术,重点分析了腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌和腐蚀产物膜成分。结果表明:在本试验测试范围内,J55、N80、P110钢在90℃时腐蚀速率为最大,然后随温度升高而降低,属于极严重腐蚀;13Cr、S13Cr钢的腐蚀速率随温度的升高不断增大,在150℃达到最大值;5种材料的平均腐蚀速率随CO_2分压的增大呈先上升后下降的趋势;碳钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀+局部腐蚀,含Cr钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀;碳钢CO_2腐蚀产物膜主要成分为FeCO_3,同时夹杂有少量的Fe_3C和铁的氧化物或铁单质;13Cr和S13Cr钢CO_2腐蚀产物膜的主要成分为晶态FeCO_3和非晶态的Cr(OH)_3,此外,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

09Cr2AlMoRE钢和N80油套管钢的CO2腐蚀电化学行为

利用交流阻抗技术对比研究了N80油套管钢和09Cr2AlMoRE钢（称新型合金）在饱和CO2的地层水中的腐蚀电化学行为,同时利用SEM观察了两种材料在1MPa,120℃腐蚀7d（天）所成膜的形貌。结果表明,N80钢的阳极电化学阻抗谱出现了高频的容抗弧、中低频的感抗弧和低频的容抗弧;而新型合金的阳极电化学阻抗谱只出现了高、低频容抗弧,感抗弧已很少了。对于阴极电化学阻抗谱,N80钢的阻抗谱只由一容抗弧组成,而新型合金则由高频容抗弧、中频Warburg阻抗和低频容抗弧共同组成。对两种材料阴、阳极过程中极化电阻的计算表明,新型合金阴、阳极过程中的极化电阻大于N80钢相应过程的极化电阻,表明新型合金能有效地抑制了CO2腐蚀。     

L80油管螺纹接头腐蚀原因分析

某井L80油管下井投入使用仅6个月即发生螺纹接头腐蚀失效。采用宏观分析、金相分析、化学成分分析、腐蚀表面微观形貌及腐蚀产物分析等方法对现场发生腐蚀失效的管样进行了检验和分析;通过高温、高压工况模拟腐蚀试验,对油管材料的腐蚀行为进行了研究分析。结果表明:油管螺纹接头表面的腐蚀产物主要为FeCO3,腐蚀局部集中主要是由于油管在下井时,螺纹部位存在粘扣现象,从而导致螺纹接头的密封性能下降,高矿化度地层水及CO2等腐蚀介质渗入螺纹连接处,形成了缝隙腐蚀。     

X80钢在不同土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法研究了X80钢在3种土壤模拟溶液中的腐蚀行为。结果表明:X80钢在鄯善和新洲模拟溶液中以均匀腐蚀为主;而其在樟树模拟溶液中以点蚀为主。X80钢在3种不同模拟溶液中的腐蚀速率满足:樟树新洲鄯善。在鄯善模拟溶液中,结晶盐CaSO4.2H2O随浸泡时间的增加不断析出并沉积在腐蚀产物层表面,一定程度上抑制了Cl-和溶解O对X80钢的侵蚀作用,减缓了X80钢的均匀腐蚀速率。在樟树模拟溶液中,X80钢表面难以形成保护性产物层,腐蚀随时间不断加剧,最终促进点蚀的发生。     

L245钢在不同温度饱和CO_2的NaHCO_3水溶液中的腐蚀行为

碳钢作为运输管道的重要原材料,在油气采集运输中被大量使用,但其在含CO_2的Na HCO_3水溶液的环境中非常容易发生腐蚀。为了解L245钢管材在油气田采集运输中的腐蚀情况,通过浸泡法和电化学方法研究了L245钢在不同温度饱和CO_2的Na HCO_3水溶液中的腐蚀行为,采用扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)分析了腐蚀产物的表面形貌和成分。结果表明:在饱和CO_2的Na HCO_3水溶液中,当温度从30℃升高至70℃时,L245钢的腐蚀电流密度从167.3μA/cm~2升至762.9μA/cm~2,电荷转移电阻从238.80Ω·cm~2减小到40.29Ω·cm~2,溶液温度的升高加快了物质传递速率,从而导致腐蚀速率增加。     

高温CO2介质中N80钢的腐蚀行为

目前,对油气田环境中N80钢高温CO₂腐蚀的研究不多。采用高温高压腐蚀失重法研究了N80钢在60³50℃内、CO₂分压为2 MPa的多元热流体水样中的腐蚀状况,对其腐蚀产物形貌及成分进行了观察分析,并探讨了其腐蚀机理。结果表明:100℃时N80钢的二氧化碳腐蚀速率出现极大值,而在200℃左右腐蚀速率有极小值。温度对N80钢CO₂腐蚀产物的形貌和组成有较大影响,80¹00℃的腐蚀产物出现规则晶体,晶体粗大且堆积较疏松,120¹80℃的腐蚀产物晶体排布得越来越致密,200℃以后腐蚀产物发生了变化,CO₂腐蚀的主要产物由FeCO₃变成了Fe₂O₃。     

N80钢在川西某气井常温常压和高温高压下的腐蚀行为

管道钢在高温高压环境中的热力学条件和腐蚀动力学过程不同,因而其腐蚀规律及机理与常温常压下有很大不同.利用电化学方法研究了N80管道钢在川西某气井含饱和CO2的腐蚀介质中于常温常压和高温高压环境下的极化曲线和交流阻抗特征,通过对比发现:2种环境下的阳极反应机理相同而阴极反应机理不完全一样;高温高压条件下N80钢的腐蚀速率...     

模拟油田H2S/CO2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H2S／CO2高温高压井下多相腐蚀环境，研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明：在所研究的参数范围内，材料表现出较高的均匀腐蚀速率，且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时，随H2S含量的增加，材料的腐蚀速率先增加后降低；当介质中CO2含量增加时，腐蚀速率则呈单调增大趋势；Ca^2 、Mg^2 的影响与CO2类似，而Cl^-的影响则与H2S具有基本相似的规律。在H2S／CO2混合介质中，N80钢的腐蚀行为受各因素的交互影响，且影响程度不同，各因素作用由大到小依次是：H2S含量、Ca^2 、Mg^2 含量、Cl^-浓度和CO2含量。     

CO2驱油井环境下N80钢与3Cr13钢的电偶腐蚀行为

N80钢与3Cr13钢常作为油管和水力锚等的材料使用,在CO₂驱油井环境中不可避免偶接使用易产生电偶腐蚀。为此,通过开展CO₂环境下N80钢和3Cr13钢的腐蚀速率试验和电偶腐蚀试验,明确了CO₂含量、温度、压力和矿化度等因素作用下2种钢的电偶腐蚀规律。结果表明：CO₂驱油井中2种钢产生电偶腐蚀,3Cr13钢为阴极,且不受电偶腐蚀影响,N80钢为阳极,电偶腐蚀速率增大;且N80钢的电偶腐蚀速率随CO₂含量、温度、压力和矿化度的增大而增大;电偶腐蚀敏感因子随CO₂含量和压力增大而减小,当CO₂含量达到20.0%时电偶腐蚀敏感因子为负值,随温度升高先减小后增大,随矿化度增加而增大,电偶腐蚀速率最大可高于常规腐蚀69%。     

X80管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的电化学腐蚀行为

X80管线钢在油气输送中广泛使用,而对其在土壤溶液的腐蚀情况研究尚不够系统、深入.为此,采用电化学测试、扫描电镜观察、表面能谱分析及X射线衍射等方法,研究了原始态与退火处理态的X80管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的电化学腐蚀行为与机理,分析了热处理和腐蚀时间等因素对X80钢极化曲线的影响.结果表明,退火态X80钢的耐蚀性低于原始态,这主要与X80钢的组织因热处理而发生改变有关;随浸泡时间的延长,两种状态X80钢总的腐蚀倾向均增加,但原始态时的腐蚀速率呈增大-减小-增大趋势,退火态时的腐蚀速率则呈增大趋势;腐蚀产物主要由FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成,而腐蚀产物膜的完整性和致密性影响了X80钢表面的腐蚀行为与过程,使管线钢表面的局部腐蚀破坏程度增加.研究还发现Clˉ对X80钢的腐蚀起主导作用.     

X80钢焊接接头在不同pH值土壤中的腐蚀电化学特征

高强度管线钢在油气管道长距离输送应用中埋地管道焊接接头处的腐蚀现象越发明显.为了探究高强度钢焊接接头在不同pH值土壤中的腐蚀行为,利用动电位极化及交流阻抗技术对X80钢焊接接头在库尔勒土壤模拟溶液中的电化学特征进行测定,并结合金相显微镜对其腐蚀形貌进行了观察.结果表明:随着土壤pH值的增大,X80钢焊接接头的腐蚀速率呈现逐渐减小的趋势;当模拟溶液为弱酸性环境时,腐蚀产物膜遭到破坏,加剧了Cl-等腐蚀性离子对金属的腐蚀,试样电极表面腐蚀坑明显;当溶液为碱性环境时,腐蚀产物膜对材料起到一定的保护作用,金属腐蚀受到抑制;当溶液pH值为10.5时,电极表面出现了钝化膜,试样表面腐蚀现象不明显,只有几个微小的腐蚀坑存在.     

腐蚀时间对N80钢在0.5 MPa CO2模拟油田水下腐蚀行为的影响

目前,关于腐蚀时间对N80油套管钢在CO2环境下的腐蚀行为的影响研究较少.利用SEM、XRD、EDS和电化学测试分析方法,研究了腐蚀时间对N80钢在70℃、0.5 MPa CO2的模拟油田水中的腐蚀行为的影响.结果 表明:腐蚀时间通过影响腐蚀产物膜的成分、厚度和致密性从而影响其腐蚀行为.在腐蚀起初的24h,试样表面仅产...     

X80管线钢在模拟盐碱土壤介质中的电化学腐蚀行为研究

采用电化学测试、扫描电镜、表面能谱分析及X射线衍射等方法,研究了原始态与退火处理态的X80管线钢在模拟盐碱土壤介质中的电化学腐蚀行为与机理,分析了热处理和腐蚀时间等因素对X80钢极化曲线的影响.结果表明:退火态X80钢耐蚀性低于原始态,这主要与X80钢组织因热处理发生改变有关;随着浸泡时间的增加,两种状态X80钢总的腐蚀速率呈增大趋势,点蚀敏感性增加,阴极过程均为氧的活化控制;腐蚀产物主要由FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成,而腐蚀产物膜的完整性和致密性影响了X80钢表面的腐蚀行为与过程,使管线钢表面的局部腐蚀破坏程度增加.研究还发现Cl-对X80钢的腐蚀起主导作用.