海上W油田P110保温油管腐蚀行为的试验研究

目前对P110保温油管在高含CO2气体分压的井筒中的腐蚀情况研究较少;主要考虑CO2分压与温度影响,较少考虑腐蚀介质含水率的影响;腐蚀试验周期一般在120 h以内,较短的试验周期容易造成腐蚀速率测试结果偏高,且目前较少有P110钢腐蚀速率的预测模型.为此,模拟油田腐蚀环境,通过高温高压反应釜动态旋转挂片法进行腐蚀试验,借助SEM形貌观察及XRD物相分析等手段研究了温度、CO2分压、腐蚀介质流速、含水率等因素对P110保温油管腐蚀行为的影响.结果 表明:低温务件下腐蚀产物结构松散,容易脱落,对基体保护效果较差,以全面腐蚀为主;80℃时腐蚀产物膜较厚,含有较多的孔洞与缝隙,局部腐蚀作用明显;高温条件下产物膜由较规则的晶粒组成,致密均匀,对基体有较好的保护作用,为全面轻度腐蚀.腐蚀速率随温度升高先增加后减小,80℃时腐蚀速率出现极值4.73 mm/a;随CO2分压的升高呈线性关系增加;随着腐蚀介质流速的增加指数关系增大;随腐蚀介质含水率的升高呈平方关系增大.基于试验结果,建立了多因素腐蚀速率预测模型,可为工程上P110保温油管腐蚀速率预测提供参考.     

N80油管钢在CO_2/H_2S水介质中的腐蚀研究

油田设施受产出水和CO2/H2S腐蚀严重.以长庆某天然气井产出水为腐蚀介质,采用失重法研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律.结果表明,随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60℃时达到最大;Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,在Cl-含量为30 g/L时腐蚀速率最大;随着pH值的增大,腐蚀速率持续减小,并在pH值为8.0左右时达到最低;随着CO:分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势;随着H2S分压的增大,腐蚀速率先下降后又缓慢升高.     

Cr5Mo钢表面纳米化及退火处理对其流动加速腐蚀性能的影响

为了探讨Cr5Mo钢表面纳米化及纳米化后退火处理对其流动加速腐蚀性能的影响,采用超声喷丸技术对Cr5Mo合金钢进行表面纳米化,采用温度、压力、流速可控密闭流动加速腐蚀试验机,对纳米化及纳米化后退火处理的Cr5Mo钢在含50 mg/L H2S去离子水溶液中的流动加速腐蚀性能进行了研究;采用扫描电镜(SEM)对腐蚀产物膜微观形貌进行了分析。结果表明:Cr5Mo钢表面纳米化后抗流动加速腐蚀性能增强,表面生成的腐蚀产物膜较致密;随着冲击强度的增加,腐蚀产物膜的致密度和完整性变差,耐蚀性能逐渐下降;纳米化后退火处理的试样腐蚀速率呈增大趋势,但随着退火温度的升高而降低,随保温时间的延长先减小后增大,保温时间2 h时腐蚀速率最小。     

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.     

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.     

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。     

30CrMo抽油杆在超临界CO_2环境中的腐蚀行为

目前,对抽油杆材料在超临界CO2环境中的腐蚀研究报道较少。为此,利用高温高压反应釜,开展了30Cr Mo抽油杆材料在超临界CO2环境中的腐蚀模拟试验。通过失重法测量了30Cr Mo在不同CO2压力、温度和含水率条件下的平均腐蚀速率;利用扫描电镜(SEM)和能谱仪(EDS)对比分析了腐蚀产物膜的形态和组成。结果表明:在超临界CO2试验条件下,30Cr Mo腐蚀严重,试样表面出现点蚀或台地腐蚀。随着CO2压力增大,30Cr Mo平均腐蚀速率减小。30Cr Mo腐蚀产物膜随着CO2压力增大更加致密。随着温度升高,30Cr Mo平均腐蚀速率先增大后减小,平均腐蚀速率在80℃达到3.456 mm/a的峰值。当含水率从30%提高到60%时,30Cr Mo平均腐蚀速率从0.083 mm/a迅速增大到1.230 mm/a。研究结果可为油田CO2驱开发过程中抽油杆的使用与腐蚀控制提供支持。     

碱液输储装置用12Cr13钢的热浓碱液腐蚀行为

目前对12Cr13钢在碱液中的腐蚀行为未见研究报道.采用浸泡试验通过调整流速、碱液浓度、浸泡时间等参数研究了12Cr13钢在热浓碱液中的腐蚀行为,以明确不同因素影响碱液腐蚀的规律及碱液腐蚀机理.结果表明:试验范围内12Cr13钢静态下的腐蚀速率大于动态下的,流速增大加速了试样的腐蚀及钝化膜的修复,促进了材料表面钝化膜的生成,降低了腐蚀速率.碱液浓度低(0～20％)时12Cr13钢以钝化为主,腐蚀速率较低,碱液浓度高(＞20％)时由于过钝化溶解,使腐蚀速率显著增大;在45％碱液中12Cr13钢经历着钝化膜的生成、过钝化溶解及钝化膜的修复过程,腐蚀速率随时间增大呈先增大后降低趋势,浸泡7d出现最大腐蚀速率;动态条件下这些过程被加速,腐蚀速率减小,约是静态下的1/2.     

pH值对超级13Cr钢在NaCl溶液中腐蚀行为与腐蚀膜特性的影响

采用全浸泡腐蚀方法,利用扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射(XRD)、失重法、极化曲线和交流阻抗(EIS)等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同pH值NaCl溶液中的腐蚀形貌、腐蚀速率、腐蚀产物及其腐蚀膜层的电性能进行了分析,研究了超级13Cr油管钢在NaCl溶液中的腐蚀行为与腐蚀膜层电性能,结果表明:超级13Cr油管钢在酸性的NaCl溶液中具有较好的抗腐蚀性能,其表面腐蚀膜层具有钝化特性,随着溶液pH值的降低,其腐蚀膜层的钝化性能增强,发生点蚀的倾向性减小,而发生全面腐蚀的倾向性增大,其腐蚀产物为Fe和Cr的氧化物组成。当溶液pH值大于4.5时,腐蚀速率随着溶液pH值的减小而增大;当溶液pH值小于4.5时,腐蚀速率随着溶液pH值的减小而减小。     

H_2S-CO_2高低分压下高硫高盐介质中BNS管线钢的腐蚀速率

为了掌握H2S-CO2高低分压下高硫高盐强腐蚀介质中钢的腐蚀速率,采用全浸挂片法、XRD测试技术对伊朗北阿油田BNS管线钢在温度、压力、Cl-浓度变化下的腐蚀规律进行了研究。结果表明:在H2S-CO2低分压下,BNS管线钢的腐蚀产物为Ca CO3,随着温度的升高,腐蚀速率先减小后增大,随着压力的增加,腐蚀速率减小,随着Cl-浓度的升高,腐蚀速率升高;在高分压下,腐蚀产物主要为Cl-和Fe CO3混合物,随温度的升高,腐蚀速率减小,Cl-浓度对腐蚀速率的影响较为复杂。     

油田水中J55钢的腐蚀行为

油管腐蚀对油田开采产生严重影响,利用电化学阻抗谱和动电位扫描极化曲线研究了油管J55钢在油田水中的腐蚀行为。结果表明:J55钢在油田水中随腐蚀时间的增长腐蚀产物膜电阻增大,腐蚀电流密度减小,腐蚀速率减小;温度从35℃增加到75℃时,J55钢在油田水中的腐蚀速率增大,而温度继续增加至90℃时腐蚀速率减小,75℃时腐蚀速率最大。     

模拟下古气藏工况下抗硫油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

为了更好地理解抗硫油管钢在含硫气田中的腐蚀行为和机理,利用高温高压反应釜装置,结合SEM和XRD分析方法,对N80S和P110S抗硫油钢管在模拟下古气藏环境中CO_2,H_2S共存时的腐蚀行为进行了研究,计算了不同CO_2和H_2S分压比时的腐蚀速率,分析了腐蚀产物特征和成分,探讨了其腐蚀机理。结果表明:2种抗硫油管钢随H_2S含量的增大,腐蚀速率先增大后减小;H_2S微量时抗硫油管钢表面形成了Fe CO3和Fe S等腐蚀物,未见明显的腐蚀坑,随H_2S含量的增大,表面的腐蚀产物为铁的硫化物且存在明显的局部腐蚀。     

压应力对HP13Cr钢电化学腐蚀性能的影响

目前有关压应力下金属材料腐蚀规律的研究较少。以常用的HP13Cr油管钢为对象,测试了其在添加和未添加缓蚀剂的酸化环境中承受不同压应力下的极化曲线及交流阻抗谱,并结合扫描电镜(SEM)观察腐蚀形态来分析其电化学腐蚀性能。结果表明:在酸化环境下,随着压应力水平的增加,HP13Cr钢的自腐蚀电位负移,电化学腐蚀速率增大,耐蚀性能下降;压应力会促进电化学腐蚀,选择适当的缓蚀剂进行表面吸附,可显著降低应力对电化学腐蚀的影响,控制压应力的数值对于缓蚀剂效率发挥具有一定影响。     

超级13Cr马氏体不锈钢在鲜酸中的腐蚀行为

通过不同温度的高温高压鲜酸(15%HCl+1.5%HF+3%HAc+4.5%缓蚀剂)腐蚀试验及极化曲线测量,研究超级13Cr马氏体不锈钢油管材质在鲜酸溶液中的腐蚀行为及其与酸化缓蚀剂的匹配性。结果表明:鲜酸中加入酸化缓蚀剂,超级13Cr的开路电位正移,自腐蚀电流密度显著降低,酸化缓蚀剂主要改变了超级13Cr的阳极过程;在较低温度条件下,超级13Cr与酸化缓蚀剂的匹配性良好;随着鲜酸试验温度的提高,超级13Cr材质的均匀腐蚀速率增大,其在160℃的均匀腐蚀速率为47.08mm/a,接近50.8mm/a;温度低于120℃,超级13Cr未出现明显点蚀,超过160℃,其点蚀程度显著增大;140~160℃应为酸化缓蚀剂缓蚀效果显著降低的突变区。     

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%。     

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。     

铅铋共晶合金的流动速度对CLAM钢腐蚀行为的影响

为了研究中国低活化马氏体(CLAM)钢在不同相对流速铅铋共晶合金(LBE)中的腐蚀行为,本研究对CLAM钢在550℃不同流动速度(0 m/s、1. 70 m/s、2. 98 m/s、3. 69 m/s、4. 77 m/s)的液态LBE中进行了500 h的腐蚀试验。试验后分别对腐蚀试样表面进行SEM、XRD检测以及对试样截面进行SEM-EDS和面扫描检测。结果表明,经过500 h腐蚀试验后的试样表面均形成双层结构的氧化层,外氧化层由Fe_3O_4组成,内氧化层由(Fe,Cr)_3O_4组成。在LBE相对流速从0 m/s增大到2. 98 m/s的过程中,试样表面氧化层的厚度逐渐增大,这是由于相对流速的增大提高了Fe元素的溶解速率和O元素的扩散迁移速率,进而导致试样表面发生严重的氧化腐蚀。而当LBE相对流速从2. 98 m/s继续增大到4. 77 m/s时,CLAM钢表面的氧化层厚度逐渐减小,这是由于随着LBE相对流速的进一步增大,试样表面冲蚀腐蚀程度逐渐加重,外氧化层厚度因遭受一定程度的剥落而急剧减小,进而使得试样表面总氧化层的厚度逐渐减小。本研究结果为未来ADS嬗变系统的实际应用提供了数据支持和参考。     

CO2分压对20#钢在CO2/H2O气液两相塞状流中腐蚀行为的影响

利用失重法、SEM、EDS、XRD和 XPS等分析方法在自主设计的动态腐蚀实验装置上研究了 CO2分压对20#钢在CO2/H2O 气液两相塞状流中腐蚀行为的影响,对腐蚀试样进行了腐蚀速率分析、腐蚀形貌特征观察以及腐蚀产物成分与膜层结构特征分析.结果表明:随CO2分压的增加腐蚀速率增加,0.04 MPa、0.28 MPa下分别达到腐蚀速率最小值(1.1609 mm/a)和最大值(1.8988 mm/a);上管壁腐蚀产物随着CO2分压的增加最终形成颗粒较大的节瘤状产物,下管壁腐蚀产物由球形颗粒形成初始致密的单层膜逐渐转变为由致密的内层膜和具有网状连通裂纹的片状疏松外层膜构成;经 EDS元素分析可知上下壁面的腐蚀产物均由Fe、C、O 三种元素构成,XPS分峰图谱显示C 1 s、O 1 s和Fe 2 p均出现了三个拟合峰位,结合XRD分析可知腐蚀产物的主要组成相有 Fe3C、FeCO3、Fe2O3、Fe3O4、FeOOH.     

CO2分压对20#钢在CO2/H2O气液两相塞状流中腐蚀行为的影响

利用失重法、SEM、EDS、XRD和XPS等分析方法在自主设计的动态腐蚀实验装置上研究了CO_2分压对20#钢在CO_2/H_2O气液两相塞状流中腐蚀行为的影响,对腐蚀试样进行了腐蚀速率分析、腐蚀形貌特征观察以及腐蚀产物成分与膜层结构特征分析。结果表明:随CO_2分压的增加腐蚀速率增加,0.04 MPa、0.28 MPa下分别达到腐蚀速率最小值(1.160 9 mm/a)和最大值(1.898 8mm/a);上管壁腐蚀产物随着CO_2分压的增加最终形成颗粒较大的节瘤状产物,下管壁腐蚀产物由球形颗粒形成初始致密的单层膜逐渐转变为由致密的内层膜和具有网状连通裂纹的片状疏松外层膜构成;经EDS元素分析可知上下壁面的腐蚀产物均由Fe、C、O三种元素构成,XPS分峰图谱显示C 1s、O 1s和Fe 2p均出现了三个拟合峰位,结合XRD分析可知腐蚀产物的主要组成相有Fe_3C、FeCO_3、Fe_2O_3、Fe_3O_4、FeOOH。