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。     

高强度抗CO2腐蚀管线钢实验研究

在一定的轧制制度和轧后控冷速率下,通过添加适量的Cr能提高管线钢的抗CO2腐蚀能力,本工作重点研究了合金成分和轧制工艺参数对管线钢力学性能和耐腐蚀性的影响。结果表明:加入0.55%(质量分数)Cr,适当加大奥氏体未结晶区轧制时钢坯的累积变形量,并以23℃/s的冷却速率层流水冷,可得到屈服强度530MPa以上,抗CO2腐蚀性能较好的管线钢。     

N80钢的高温高压CO2腐蚀电化学特性研究

运用电化学测量技术研究N80油管钢在高温高压模拟油田现场腐蚀环境中的CO2腐蚀电化学行为.研究结果表明:在腐蚀的开始阶段,反应主要受活化控制.随着反应的进行,腐蚀产物不断在金属表面沉积,腐蚀电动势和电流密度越来越小,扩散传质过程的影响随之增大.当腐蚀反应时间超过72h后,电极腐蚀过程趋于稳定,此时,反应受活化和扩散共同控制.     

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%。     

CO2/O2环境下L320钢在不同流速下的腐蚀行为研究

为了确定L320钢在CO₂/O₂环境中不同流速下的腐蚀行为,通过多相流瞬态模拟仿真软件,模拟目标管道的流动状态,确定室内模拟试验的流速范围,选择L320钢进行CO₂/O₂共存体系下不同流速的高温高压动态反应釜试验,采用扫描电镜、X射线衍射仪对腐蚀产物进行微观形貌表征和成分分析。结果表明:温度和压力随着里程的增加呈现下降的趋势;管道气体流速和壁面剪切力随着里程的增加呈现逐渐上升的趋势。基于Pearson相关系数法,确定了流速是影响腐蚀速率的主控因素。随着流速的增加,L320在CO₂/O₂共存条件下的均匀腐蚀速率逐渐增大。CO₂/O₂共存体系的腐蚀产物为Fe 2 O₃、FeOOH、Fe(OH)3、Fe 3 O 4、FeCO₃等。研究结论可为不同流速下的L320钢在CO₂/O₂共存环境中的防护提供借鉴。     

CO2环境中管线钢高压冲刷腐蚀研究进展

高压多相流冲刷腐蚀是油气田集输管线安全运行面临的重要问题。针对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀失效问题,介绍了CO₂环境中集输管线高压冲刷腐蚀试验装置,主要有高压喷射冲击系统、高压转子旋转系统和高压环路测试系统;综述了高压冲刷腐蚀机理,指出冲刷腐蚀受控于电化学腐蚀和冲刷磨损;总结了流速、固体颗粒速度、固体颗粒尺寸、温度、pH值、CO₂分压等因素对高压冲刷腐蚀的影响作用,最后对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀研究的发展方向进行了展望。     

J55钢在模拟CO2注入井环空环境中的关键性腐蚀因素

基于实际CO₂驱注井环空环境计算环空参数、测试电化学和进行相关性分析,研究了环境总压、CO₂分压、pH值以及温度对J55钢腐蚀电化学行为的影响。结果表明,CO₂分压和温度是影响J55钢腐蚀速度的关键因素。CO₂分压与电荷转移电阻(R_ct)显著相关,Spearman相关系数为-0.623;CO₂分压的升高使溶液的pH值降低从而促进析氢反应,使腐蚀速率提高。温度与R_ct的相关行显著,Spearman相关系数为-0.692;温度的降低抑制材料的电化学反应活性且阻碍腐蚀产物膜的形成,减缓了J55钢的腐蚀。溶液初始p H值的降低能促进J55钢的腐蚀,但是温度和CO₂分压的影响可将其覆盖。     

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.     

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。     

X52钢在普光气田服役条件下的CO2腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD、EDS和纳米力学探针等方法,研究X52钢在普光气田服役条件下的CO2腐蚀行为。结果表明:在25~140℃时,X52钢在CO2水溶液中表现出高的腐蚀速率;随着温度的升高,腐蚀速率在60℃和120℃时出现极大值;随着压力的升高,腐蚀速率呈现出增大的趋势;腐蚀产物膜的主要成分为FeCO3;在90~140℃时,腐蚀类型以局部腐蚀为主,而在25~60℃时,主要以均匀腐蚀为主,并伴有轻微的局部腐蚀;随着温度的升高,腐蚀产物膜的弹性模量和硬度呈现出增大的趋势。     

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.     

铬钢在模拟油田CO2腐蚀中的点蚀行为

在模拟油田CO2腐蚀环境中，研究了不同含Cr量N80钢的点蚀特征。结果表明，普通N80钢CO2腐蚀的腐蚀产物膜下会出现明显的点蚀现象，基体金属中加入Cr后，会有效抑制点蚀的发生；随着Cr含量增加，抑制作用越来越显著。1％Cr的N80钢点蚀坑大小明显小于普通N80钢，而4％～5％CrN80钢则呈均匀腐蚀形态，已经没有点蚀现象发生。     

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。     

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...     

N80钢点蚀行为的研究

采用电化学噪声(ECN)法,原子力显微镜(AFM)原位观察,研究了N80钢在以0.5 mol/LNaHCO3为基础液加入NaCl溶液中的点蚀行为.结果表明,点蚀的噪声随Cl-浓度增大,单位时间内点蚀特征峰增多,峰值变大,寿命变长;N80钢表面状态的变化与电化学噪声谱的特征有明显相关性.     

原油对碳钢腐蚀行为影响的研究

为了研究原油对石油体系腐蚀行为的影响,正确评价和预测其腐蚀行为.通过失重法和电化学方法,评价了7种不同产地的原油在1%NaCl的饱和CO2体系中对碳钢腐蚀速率的影响,探讨了原油对碳钢腐蚀行为的影响机理.通过GC-MS联用,分析了试片表面吸附物质的主要成分和组分,探讨了原油的组分与碳钢腐蚀行为的相关性.试验表明,原油对碳钢的CO2腐蚀行为有显著的影响,缓蚀作用的机理主要是几何覆盖效应.原油中具有缓蚀作用的化合物吸附在金属表面,有利于生成更致密的腐蚀产物膜,在抑制表面腐蚀反应的活性点的同时阻碍了腐蚀性物质与腐蚀产物的传输,从而显著降低了碳钢的腐蚀速率.本研究对提高石油生产的经济效益意义重大.     

N80油管钢腐蚀产物膜的力学性能研究

研究了气体分压、温度和缓蚀剂等腐蚀环境因素对油管钢N80腐蚀产物膜的硬度和膜基结合强度的影响,探讨了产物膜硬度、膜基结合强度与腐蚀速率的相关性,发现油管钢平均腐蚀速率随腐蚀产物膜硬度增大或膜基结合强度的提高而降低,并建立了产物膜硬度、膜基结合强度与平均腐蚀速率间的定量关系.研究表明,要减缓基体的腐蚀速率,腐蚀产物膜的力学性能必须大于某临界值;添加适当的缓蚀剂可以提高腐蚀产物膜的力学性能,从而起到有效控制油管钢腐蚀的作用.     

添加Cr对碳钢在CO2水溶液中耐蚀性的影响

通过模拟油田腐蚀环境的试验研究，发现在普通API SPEC N80钢中添加少量Cr不仅可大大降低在CO2腐蚀环境中材料的平均腐蚀速率，而且抑制了局部腐蚀的发生。SEM分析表明含Cr钢表面形成的腐蚀产物的结构和成分与N80钢相差很大，腐蚀形貌也有本质区别。含Cr钢试样表面形成的Cr（OH)3膜稳定性好，而且表面膜中Cr含量高达14％（质量分数），这种膜对腐蚀介质具有良好的屏蔽作用，从而提高了材料的抗腐蚀性能。