渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

某平台海管腐蚀原因分析

某平台关闭阀以下管段有较严重的外腐蚀。本文通过宏观形貌观察、理化性能检测、微观形貌观察及腐蚀产物分析等方法,结合电化学测试技术,对某海管腐蚀原因进行分析。结果表明:海管的化学成分、力学性能均满足标准要求,金相组织正常;焊缝较母材腐蚀趋势大,易发生腐蚀;与上层甲板接触处外壁腐蚀产物为FeO(OH)和Fe_3O_4,外壁为氧腐蚀,内壁腐蚀产物为FeO(OH)、Fe_3O_4和FeCO_3,内壁为氧腐蚀和CO_2腐蚀。     

S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂性能

采用C环试验,研究了S13Cr110马氏体不锈钢油管在高温高压Weigh4完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)性能。结果表明:S13Cr110油管在高pH的Weigh4完井液中存在一定的SCC风险,少量泥浆的存在会增强S13Cr110油管的应力腐蚀敏感性。在含O_2且混有少量泥浆的Weigh4完井液中,S13CR110油管会发生应力腐蚀开裂。     

注水海底管道穿孔原因分析

采用宏、微观形貌观察,化学成分、腐蚀产物分析等方法对某油田平台注水穿孔海底管道的穿孔原因进行了分析。结果表明:穿孔弯管段碳含量超标,管道内壁疏松的腐蚀产物为Fe_2O_3和Fe_3O_4,是氧腐蚀产物;弯管段穿孔由冲蚀和垢下腐蚀共同作用引起,垢层下的穿孔则是由于垢下腐蚀导致的。     

酸性气田井下油管腐蚀失效原因

某酸性气井在修井过程中发现油管串中上部腐蚀严重,油管管体已经由外壁向内壁腐蚀穿孔。采用化学成分分析、力学性能测试、金相检验、腐蚀产物分析(SEM、EDS和XRD)等方法对油管的腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,H2S/CO2环境下导致的电化学腐蚀是油管腐蚀穿孔的主要原因。结合10a的油管腐蚀调查和管理经验,提出了相应的腐蚀控制建议。     

基于有限元模拟分析重沸器管束失效行为

目的针对某重沸器在生产过程中发生的管束泄漏问题,开展失效行为及原因分析,为此类重沸器的失效控制提供理论依据。方法基于此类管束的服役工况和生产标准,通过化学成分分析、金相组织检验、腐蚀产物分析等理化检验,以及有限元数值模拟的方法,综合分析重沸器管束材料性能、腐蚀机理和温度场及流场的特征。结果该重沸器管束理化检验结果表明,其化学成分符合相关标准的要求,金相组织未见异常,其外壁穿孔处堆积了一层疏松的腐蚀产物,其化学成分组成为C、O、S、Fe和少量Cl,物相组成为Fe_3O_4、Fe_2O_3、FeCO_3和CaSO_4。流场有限元模拟结果表明,壳程凝析油的流速整体较低,存在流体滞留现象(约1.5×10-4 m/s)。温度场有限元模拟结果表明,壳程存在一处局部高温区(约105～112℃)。结论该重沸器管束失效行为是在局部高温区和流体滞留区的管束外壁发生严重的CO2局部腐蚀,较高含量的Cl-穿透FeCO_3腐蚀产物膜促进点蚀而进一步加剧了管束腐蚀的进程,进而导致管束发生外腐蚀穿孔泄漏。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

N80油管穿孔失效原因分析

N80油管在井下使用过程中发生了早期腐蚀穿孔失效。对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并运用扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)观察和分析了油管横截面腐蚀形貌和腐蚀产物成分,结合井下的工况条件对N80油管的失效原因进行了分析。结果表明:N80油管腐蚀穿孔的主要原因是由腐蚀介质引起的电化学腐蚀,油管内输送介质中的氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

某L245集输管道腐蚀失效原因分析

目的分析某集输管道的腐蚀失效行为,明确腐蚀特征、腐蚀类型及腐蚀机理,指导其防腐处理,从而延长管道的使用寿命。方法通过几何尺寸测量、宏观观察分析了管道内外壁的腐蚀部位及宏观特征。通过化学成分分析、金相分析对管道材质进行了检验。在腐蚀穿孔处取样,采用扫描电镜对腐蚀表面进行了微观形貌分析及微区能谱分析。采用X射线衍射仪对腐蚀产物进行了物相分析。结果穿孔管样的化学成分符合GB/T 9711—2017标准要求,金相组织无异常。管样以内壁腐蚀为主,腐蚀位置为4点—8点钟以下部位,外壁基本无腐蚀。腐蚀产物为片层状,且呈现出多层结构,其中最外层相对比较疏松,主要含有C、Si、O、Ca等元素,为表面附着的污垢;中间层和内层则比较致密,主要由Fe、O元素组成,并含有一定量的Cl元素。X射线衍射结果表明,腐蚀产物主要由Fe_3O_4和FeOOH组成。结论管道内表面底部腐蚀及穿孔主要是由于油水呈层流状态,水在管道底部沉积,对管道底部形成电化学腐蚀所致,基本类型为溶解氧腐蚀,Cl-及表面腐蚀产物膜的破坏加速了局部腐蚀。     

某油井油管腐蚀失效分析

某油井在进行优化气举作业时,起原井气举管柱过程中油管发生断脱,油管起出后对其中两根断脱油管进行取样,通过油管的理化性能分析结果并结合现场工况,对该井油管失效原因进行综合分析。结果表明:该井油管失效源于油管壁的腐蚀,腐蚀主要发生在油管外壁,腐蚀产物主要为β-Fe OOH等物质,其表现形式为管壁的局部腐蚀减薄直到穿孔,从而造成油管承载能力明显地下降,使油管的抗拉强度无法满足下部管体重量对其的强度要求。     

高Cl–环空保护液中超级13Cr油管点腐蚀行为研究

目的 研究超级13Cr管材在油气井服役环境中的点腐蚀失效机制,分析超级13Cr马氏体不锈钢在高温、高Cl⁻环空保护液、超临界H2S/CO2环境中的点腐蚀失效行为,明确其适用性,并提出相应的腐蚀控制措施。方法 通过分析失效油管的宏观形貌、显微组织、腐蚀形貌及腐蚀产物,判断超级13Cr油管现场失效的原因,结合高温高压反应釜模拟井下腐蚀环境,从平均腐蚀速率、点腐蚀速率等方面揭示超级13Cr油管的点腐蚀失效机理。结果 该超级13Cr材质管柱在受到H2S/CO2污染的环空保护液环境下会发生点腐蚀穿孔失效;通过观察现场失效油管发现,在受到腐蚀性气体污染的高Cl⁻环空保护液环境中,油管外壁发生了明显的局部腐蚀,油管腐蚀由外壁向内壁扩展,发生了严重的点腐蚀穿孔,并具有一定的H2S应力腐蚀开裂(SCC)特征;在环空保护液环境下,失效油管表面有Cr、O、Cl、S离子聚集,腐蚀受到CO2-H2S共同影响;模拟腐蚀实验结果显示,超级13Cr油管在腐蚀性气体污染的海水基环空保护液环境下具有点腐蚀敏感性,蚀坑深度为80.346 μm,点腐蚀速率达到10.34 mm/a。结论 超级13Cr油管在环空保护液中具有优异的抗均匀腐蚀能力,但在受到H2S/CO2污染的高Cl⁻环空保护液环境中具有明显点腐蚀倾向,建议环空保护液用淡水配制,并进行除氧处理。     

C-90油管失效分析

分析了宝山钢铁股份有限公司生产的Φ73mm×5.51mmC-90抗硫油管,在油田下井使用过程中发生早期腐蚀穿孔的原因。指出了抽油杆沿管内壁纵向摩擦形成沟槽状机械损伤,以及H2S、CO2和Cl-共同腐蚀是造成油管早期失效的主要原因。     

L80油管腐蚀穿孔原因

厄瓜多尔某井在生产作业中油管腐蚀穿孔,为了弄清油管穿孔原因,对穿孔油管宏观形貌、材料化学成分、金相组织等进行了分析,并采用扫描电子显微镜观察油管内壁腐蚀微观形貌,利用能谱仪分析内壁腐蚀产物。结果表明,油管腐蚀具有二氧化碳腐蚀的特征。井底CO2溶解于原油中的水形成碳酸容易造成内壁严重腐蚀,失效油管服役井段温度为CO2腐蚀速率较大的温度区间,原油中氯离子的存在对腐蚀起到催化促进作用。     

海洋大气环境中架空管道保温层下腐蚀的调研及防护对策

对海洋大气环境中架空输油管道保温层下的典型部位腐蚀现状进行现场调研,发现汇油管与排气阀连接处、小节管连接处、焊缝区域、管托底部等位置容易发生显著的局部腐蚀。对典型部位腐蚀产物样品进行XPS和XRD分析,结果表明其成分主要为Fe_2O_3和Fe_3O_4。架空管道连接处海洋性水汽容易进入,电解液厚度不均、涂层损伤、设备表面温度差异等因素都能导致保温层下管道腐蚀呈现局部化特征。针对架空管道不同部位提出综合性腐蚀控制维护方案,包括架空管道保温层下腐蚀防护施工推荐方案和腐蚀检查、监检测方案,以对架空原油管道进行有效的腐蚀控制,从而保障系统的完整性和提高生产安全性。     

N80油井注水管腐蚀失效分析

对一例腐蚀穿孔的表面氮化N80注水管进行了腐蚀产物X射线衍射分析和金相组织分析,结果表明失效注水管的腐蚀产物是Fe3O4和FeOOH,钢管近内壁母材存在大量的非金属夹杂物和带状组织,内壁表面粗糙度较大导致渗氮层不连续,是造成注水管发生严重氧腐蚀的主要原因,油井污水内含有大量的氯离子对注水管的腐蚀穿孔起到加速作用。     

FV（520）B不锈钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为

目的研究长输管线压缩机叶片材料FV(520)B不锈钢在高含H_2S、H_2O、CO_2条件下的腐蚀行为。方法利用高温高压反应釜模拟特定工况,在H_2S分压为0.9 MPa、CO_2分压为0.6 MPa、温度为150℃的条件下于5 g/L的氯化钠溶液中制备硫化腐蚀层,利用XPS、SEM、XRD等手段对腐蚀层的成分及结构进行分析。结果 FV(520)B不锈钢的腐蚀速率逐渐降低,试样表面粗糙度先增大后下降,腐蚀产物主要为FeCO_3、Fe_3O_4、FeS、FeS_2、S、Cr_2S_3、Cr_2O_3和Cr(OH)_3。结论在腐蚀前期,FeS的形成速率大于FeS_2、S,腐蚀产物颗粒不断长大。形成完整的Cr_2O_3、Cr(OH)_3保护膜后,腐蚀得到抑制,此时腐蚀反应主要为FeS_2、S的生成,试样表面腐蚀产物颗粒尺寸变小,试样表面粗糙度降低。     

硫铁矿制酸系统余热锅炉二级过热器管失效原因分析

分析了余热锅炉中二级过热器管(材质为12CrMoV)的失效原因,结果表明管子的腐蚀和超温可能与失效过程有关,但管子表面腐蚀是二级过热器管失效的主要原因。 利用X-射线衍射、金相、电子探针、红外、差热分析和化学分析等方法,研究了取自现场的腐蚀产物形貌、化学组份和结构。腐蚀产物主要是Fe_2O_3、Fe_2(SO_4)_3和铁的硫化物。因此腐蚀机制可能是Fe_2(SO_4)_3在高温下分解产生高分压的SO_3所引起的硫化和氧化。在分析结果的基础上,提出了解决这种问题的可能途径。     

Super304H钢在含1.5％SO2模拟烟气中的腐蚀行为研究

目的研究Super304H钢在650℃和700℃模拟烟气中的腐蚀行为和机理。方法将Super304H钢试样置于含SO2(体积分数1.5%)的模拟烟气中,间隔一定时间取出样品称量,获得腐蚀动力学曲线。采用XRD、SEM和EDS分析不同腐蚀阶段的腐蚀产物形貌、成分和物相组成。结果腐蚀初期,Super304H钢在700℃下的腐蚀速率明显比650℃下的快,腐蚀过程中,腐蚀产物不断生成和剥落。650℃时,样品初期的主要成分为Cr_2O_3和Fe2O3,随腐蚀时间的延长,生成了Fe_3O_4;700℃时的腐蚀产物剥落更明显。腐蚀产物具有双层结构,主要由Fe2O3、Cr_2O_3、Fe_3O_4和少量(Ni,Cr)Fe_2O4、Cu Fe_2O4尖晶石类化合物组成,在腐蚀产物内层生成了硫化物。结论 Super304H钢在650℃和700℃含SO2(1.5%)的模拟烟气中,腐蚀产物不断生成和剥落,导致腐蚀加速。     

Fe_2O_3 H_2S腐蚀产物的XPS研究

模拟含硫原油加工过程中生成的具有高自燃性的腐蚀产物,利用Fe_2O_3与H_2S反应制备硫铁化合物,将硫化反应产物分为两部分,一部分保存在乙醇中,一部分暴露于空气中。用XPS研究硫化产物及其氧化产物中S和Fe的存在形态。结果表明,硫化产物中S主要存在形式是FeS_2;氧化产物中S主要存在形式是硫酸盐,少部分FeS、单质硫及FeSx。硫化产物和氧化产物中Fe的主要存在形式都是Fe_2O_3和FeS_2。     

胜利油田某油井盲管腐蚀穿孔的原因

采用直读光谱仪、金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等对腐蚀穿孔管段宏观形貌、腐蚀产物成分及物相组成等进行了观察和分析,并结合盲管现场服役工况调研,研究了胜利油田某油井盲管发生腐蚀穿孔的原因。结果表明:在现场腐蚀工况条件下,盲管主要发生CO_2腐蚀,而处于射孔范围的盲管管段,容易受流体冲刷导致腐蚀产物破损及脱落,引起局部腐蚀,造成盲管腐蚀穿孔失效。