超级13Cr油管在不同完井液中的应力腐蚀开裂敏感性

通过慢应变速率试验(SSRT),结合能谱分析(EDS)和扫描电子显微镜(SEM)观察等手段,研究了超级13Cr不锈钢油管在三种油田常用磷酸盐完井液中的应力腐蚀开裂(SCC)敏感性。结果表明:超级13Cr不锈钢油管在120℃、三种磷酸盐完井液环境中均存在一定程度的SCC敏感性,且其在三种磷酸盐完井液中的腐蚀程度由弱到强依次为1号磷酸盐完井液2号磷酸盐完井液3号磷酸盐完井液。材料SCC敏感性的增加源于材料腐蚀的加剧和断裂韧性的下降。     

超级13Cr完井管柱的腐蚀失效原因

通过对某失效超深、超高温高压气井超级13Cr完井管柱的内表面腐蚀检测,结合室内腐蚀试验,分析管内表面状态、酸化缓蚀剂等对完井管柱腐蚀的影响,探讨该气井管柱的腐蚀失效原因。结果表明:超级13Cr完井管柱内壁均匀腐蚀轻微,随井深增大、温度升高,管柱内壁点蚀严重程度增强,在6 000 m左右,最大点蚀深度高达645μm;酸化缓蚀剂与超级13Cr完井管柱不完全匹配,且管柱内壁存在吸附单质铜膜,膜的覆盖不致密会导致较为严重的点蚀;完井管柱内壁氧化皮去除不彻底,且存在表面缺陷,促进了点蚀的萌生及应力腐蚀开裂(SCC)裂纹的形核与发展,严重影响到管柱的结构完整性,最终导致管柱腐蚀失效。     

钛合金油管在苛刻井下环境中的抗腐蚀性能研究

通过失重腐蚀试验和应力腐蚀开裂(四点弯曲法)试验,研究了TC4钛合金在地层水和完井液环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和SCC性能。结果表明:在地层水CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金为轻微腐蚀,温度升高,均匀腐蚀速率变化不大,温度达到220℃时,均匀腐蚀速率仅为0.0012 mm/a,且试样表面无局部腐蚀,表明该合金具有良好的抗地层水CO_2均匀腐蚀和局部腐蚀性能;在完井液CO_2腐蚀环境中,TC4钛合金的均匀腐蚀速率高达0.4247 mm/a,该合金发生明显的点蚀和选择性溶解腐蚀;在地层水CO_2腐蚀和完井液CO_2腐蚀环境中SCC试验均未发现裂纹,具有良好的抗SCC性能。     

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。     

H2S 分压对 13Cr 不锈钢在 CO2注气井环空环境中应力腐蚀行为的影响简

利用高压下的电化学实验及U型弯浸泡实验结合微观分析手段,研究了13Cr不锈钢在不同H2S分压下CO2注气井环空环境模拟液中的电化学特征及应力腐蚀规律。结果表明:油套管钢的刺漏现象以及环境中硫酸盐还原菌的存在使得环空环境成为复杂的高压H2S-CO2-Cl-环境,13Cr不锈钢在该种环境下具有明显的应力腐蚀敏感性。随着H2S分压的升高,13Cr不锈钢击破电位下降,应力腐蚀敏感性增强,这主要因为H2S分压的增大对不锈钢表面膜(钝化膜及腐蚀产物膜)的破坏作用加强。当H2S分压达到0.20 MPa时,13Cr不锈钢发生明显的应力腐蚀,断口表现为由沿晶应力腐蚀裂纹(IGSCC)和穿晶应力腐蚀裂纹(TGSCC)组成的混合断口,应力腐蚀受阳极溶解和氢致开裂共同控制。     

经济型抗H2S＋CO2腐蚀油管BG110S-2Cr开发

根据Cr元素对低合金钢力学性能的影响规律,在3Cr系列经济型抗H2S和（或）CO2腐蚀钢种基础上,成功开发出110kpsi（758MPa）钢级经济型抗H2S＋CO2腐蚀油管BG110S-2Cr。试验表明,大生产BG110S-2Cr油管具有优良的抗H2S应力腐蚀开裂（SSC）性能。与常规P110油套管相比,在模拟油田典型腐蚀介质中其CO2腐蚀速率降低了一半以上。     

热处理工艺对超级13Cr不锈钢在饱和CO2油田地层水中腐蚀行为影响

采用金相显微镜、XRD、电化学实验和慢应变速率拉伸等实验方法,研究了不同热处理工艺对超级13Cr不锈钢在饱和CO₂油田地层水中腐蚀行为的影响。结果表明,超级13Cr不锈钢经620 ℃回火处理后产生逆变奥氏体,二次回火处理会增加材料中逆变奥氏体的含量。不同热处理工艺下的超级13Cr不锈钢在饱和CO₂的油田地层水溶液中的极化曲线均存在明显钝化区间。与供货态相比,回火工艺使超级 13Cr 不锈钢耐蚀性下降,但二次回火能够提高材料的耐蚀性。超级 13Cr耐蚀性与逆变奥氏体含量有关。淬火试样应力腐蚀开裂(SCC) 敏感性最高。淬火试样、550 和 690 ℃回火试样的 SCC 机制为氢致开裂。620 ℃回火及二次回火试样因逆变奥氏体的存在,SCC敏感性降低,其开裂机制为混合断裂机制。     

含铬油套管钢材在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀规律

目的 研究不同含铬材质钢在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀行为，优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法 以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验，采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS)，揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征，并建立高CO2与微量H2S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果 在高分压比条件下均发生了由CO2主导的腐蚀反应，腐蚀产物以FeCO3为主，加入微量H2S后低Cr材质产物膜的附着力较低，出现了疏松脱落现象，FeS优先成膜，含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象，膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.965 3、1.736 1、1.159 2 mm/a，均处于极严重程度，且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖，腐蚀较轻，13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖，未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂，应力腐蚀敏感性较低。结论 含铬钢具有良好的抗腐蚀性能，基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”，有效降低了防腐成本，研究结果对CO2和微量H2S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。     

TP110TS和P110钢在CO_2注入井环空环境中应力腐蚀行为比较

利用U形弯试样浸泡实验和电化学测试技术研究了两种油套管钢在CO_2注入井环空环境中的应力腐蚀开裂行为。结果表明,TP110TS钢和P110钢在注入井环空环境(大量CO_2-微量H_2S)下存在一定的应力腐蚀敏感性,其应力腐蚀机制为阳极溶解和氢脆协同作用机制。在CO_2-H_2S环境下,咪唑啉类缓蚀剂的浓度对TP110TS和P110油套管钢的应力腐蚀产生不同的影响,添加足量的缓蚀剂对P110钢的应力腐蚀行为产生较好的抑制效果;但当添加量不足时,缓蚀剂会增加P110钢发生应力腐蚀的倾向性。而TP110TS钢的应力腐蚀敏感性随着缓蚀剂浓度的增加而减小,相对更适用于添加缓蚀剂的CO_2-H_2S环境。     

汽轮机转子钢的应力腐蚀敏感性

模拟了核电汽轮机低压转子的运行工况,对25Cr2Ni2MoV、26NiCrMoV10-10和30Cr2Ni4MoV三种低压转子钢进行慢应变速率试验,研究不同转子钢的应力腐蚀敏感性差异及影响因素,并采用光学显微镜、扫描电镜和能谱仪等对试样的断口形貌、腐蚀裂纹及氧化膜进行微观分析,探讨汽轮机转子钢常用材料的应力腐蚀开裂(SCC)机理。结果表明:在180℃、3.5%NaCl溶液中,25Cr2Ni2MoV转子钢的应力腐蚀敏感性最高;而26NiCrMoV10-10和30Cr2Ni4MoV转子钢的SCC敏感性相近;增加钢中Ni元素含量,降低材料的强度,有利于降低材料的SCC敏感性。应变主导的腐蚀开裂中没有发现腐蚀坑,动态应变直接破坏表面氧化膜,促使裂纹萌生,并向金属内部扩展,呈穿晶开裂形式。     

《中国腐蚀与防护学报》1983—1984年主题索引(按关键词第一字笔划顺序排列)

三划土壤不同湿度,对钢的腐蚀4(2),134四划不锈钢组织结构对2Cr13抗硫化物应力开裂性能的影响 3(1),10C:和M。对局部腐蚀过程的影响3(l),22SUS36,在醛化液中的表面膜3(2),112Cr一人丁n一N,析出相对SCC的影响3(4),25连1 Cr18NigTi,椭圆术研究钝化膜4(1),53奥氏体,在42%人JgCI:中的SCC4(3),257310,氢的渗透行为4(3),179Cr20Ni25的氢脆4(3), 213SUS36,在醛化液中的腐烛及阳极保护4(4),277小孔腐蚀的发生与发展过程4(4),270离子注入Dy十,对水溶液腐蚀约影响4(4),302中尽腐蚀与防护学会第一届第二次理事会3(1),21酸性介质缓蚀剂学术讨…     

超级13Cr不锈钢腐蚀行为研究进展

综述了超级13Cr不锈钢的腐蚀行为,分析了酸化液、温度、CO2分压、Cl-浓度、流速、乙酸和H2S分压等因素对超级13Cr不锈钢腐蚀行为的影响,同时对其腐蚀产物膜特征、耐点蚀性能、应力腐蚀开裂等方面进行了综述。     

宝山钢铁股份有限公司超级13Cr油套管产品家族又添新军

继成功开发API 5CT L80-13Cr马氏体型13Cr不锈钢油套管后,宝山钢铁股份有限公司产销研团队再接再厉,又相继开发出适用于不同井况环境的高钢级、高抗CO2腐蚀的B13Cr110、B13Cr110U、B13Cr110S等超级13Cr系列油套管产品,不仅为国内外用户开发开采不同CO2、H2S腐蚀井况的石油天然气井提供了更大的油套管选材空间,而且极大地提升了国内高合金油套管生产的技术水平。     

LC4铝合金的应力腐蚀研究

用Ⅱ型试样以慢拉伸方法研究了拉伸速度和极化电位对LC4铝合金应力腐蚀开裂行为的影响。采用应力腐蚀开裂面积A_(SCC)、应力腐蚀最大抗拉强度σ_(SCC)及其所对应的应变ε_(SCC)作为衡量应力腐蚀开裂敏感性的参数。结果表明,随拉伸速度降低,应力腐蚀开裂敏感性升高,但用σ_(SCC)来表现应力腐蚀开裂的敏感性不如A_(SCC)明显。阳极极化使抗拉强度下降;阴极极化时。若极化电位较小,则抗拉强度略有升高,强阴极极化抗拉强度则又会降低,说明应力腐蚀包含氢脆和阳极溶解两种机制。断口形貌观察发现,开路、阴极极化和充氢时的断口形貌相同,阳极极化则与其不同,表明开路时的应力腐蚀开裂是以氢脆为主的。     

L80油管钢实际腐蚀状况评估及室内电化学和应力腐蚀研究

重点关注了吉林油田中更换的L80油套管的腐蚀行为,通过SEM和体式显微镜对其表面形貌和腐蚀产物进行了分析,同时采用电化学测试和慢应变速率拉伸实验对模拟油井采出液环境中试样的电化学性能和应力腐蚀开裂风险进行了评估。结果表明,在吉林油田服役一段时间后,L80套管钢的外壁腐蚀比较轻微,主要以均匀腐蚀为主,仅有少量的腐蚀产物在表面附着;而L80套管的内壁腐蚀程度相对严重,有一层致密的腐蚀产物覆盖在基体表面,且在产物膜下出现了一定程度的局部腐蚀和点蚀坑,伴随着一些细小的微裂纹。室内研究表明,服役环境中的水分增加、CO_2和H_2S的产生均能加速其电化学过程,从而加速L80钢在油田采出液中的腐蚀。然而,这些因素对其应力腐蚀敏感性影响较小。L80钢在模拟油田采出水环境中具有较好的耐应力腐蚀开裂性能,说明其作为油井中的油套管材料具有较小的应力腐蚀开裂风险。     

不锈钢气相管焊接热影响区应力腐蚀开裂研究

针对一起SUS304L不锈钢化工气相管焊接热影响区(HAZ)应力腐蚀开裂(SCC)的失效综合分析，发现该不锈钢SCC为穿晶应力腐蚀开裂而不是常见的不锈钢HAZ的晶间应力腐蚀，认为SUS304L不锈钢在此服役环境中对SCC无法免疫。根据材料发生SCC失效微观特征与使用环境的关系，给出了选材和焊接加工的建议。     

超级13Cr管材在低H2S高CO2环境中的开裂敏感性研究

目的针对IS15156标准中对超级13Cr-110马氏体不锈钢使用条件的限制,及不同研究者对其开裂条件的不同观点,研究超级13Cr-110马氏体不锈钢在不同温度、不同低H_2S分压条件下的开裂敏感性。方法通过模拟我国西部酸性油田低H_2S高CO_2环境,利用高温高压设备,进行了三点弯曲试验,并结合失重法测试腐蚀速率。结果在硫化氢分压为6kPa时,超级13Cr-110马氏体不锈钢腐蚀速率随温度降低而减小,80℃时仅0.0031mm/a,但应力腐蚀开裂敏感性增加。在210℃条件下,当硫化氢分压从6kPa升至165kPa时,腐蚀速率变化不明显。同时,超级13Cr-110马氏体不锈钢的开裂敏感性降低,但长周期实验依然会发现裂纹。结论通过对裂纹及断口形貌分析发现,超级13Cr-110马氏体不锈钢在低H_2S分压条件下的开裂类型为氢脆型硫化物应力腐蚀开裂,即局部钝化膜遭受破坏,进而发生点蚀,导致氢在应力集中区域聚集,最后发生氢脆。硫化氢分压从6kPa增加到165kPa,局部腐蚀受到抑制,由点蚀导致开裂的敏感性降低。超级13Cr-110马氏体不锈钢不一定能在标准中推荐的硫化氢分压不大于10kPa的条件下使用。     

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。     

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。     

氢压机段间冷却器壳体腐蚀及防腐蚀

中国石油化工集团公司某氯碱厂氢压机段间冷却器(设备号E-904和E-905)材质为0Cr18Ni9,介质为H2,其中含有少量的氯化铵、氯气、二氧化硫和二氧化碳等杂质,工艺操作温度为140℃,操作压力分别为0.7 MPa和1.6 MPa。该设备运行几个周期后,器壁顶部发生腐蚀穿孔泄漏,致使整个装置停运,造成巨大的经济损失。通过对氢压机段间冷却器失效壳体进行检查试验,分析得出失效的主要原因是氯化铵和氯气引起的点蚀和应力腐蚀开裂(SCC)的结论。在Cl-的促进下,还可能存在少量硫化氢引起的穿晶型应力腐蚀开裂SCC,对于冷却器E-904,由于原奥氏体组织基体中…