高CO2分压环境超级13Cr的腐蚀行为

目的：研究超级13Cr 钢在高CO2分压条件下的腐蚀行为并评价其耐腐蚀能力,为存在类似工况的气田选材提供参考。方法模拟东方气田腐蚀环境（141℃,CO2分压27.9 MPa）,通过高温高压腐蚀挂片实验和电化学实验对超级13Cr开展腐蚀行为研究。结果在东方气田高CO2分压腐蚀环境下,挂片腐蚀试验表明,超级13Cr的腐蚀形式为全面腐蚀,其均匀腐蚀速率为3×10-3 mm/a;电化学分析表明,13Cr不锈钢的自腐蚀电位（-0.785 V）和点蚀电位（-0.301 V）较超级13Cr不锈钢的（-0.580 V,-0.139 V）有明显负移,而自腐蚀电流密度和维钝电流密度明显更大。结论高CO2分压条件下,超级13Cr可满足气田油套管使用要求,超级13Cr不锈钢的耐蚀性能和抗点蚀敏感性均强于13Cr不锈钢。     

超级13Cr钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析,研究温度变化对超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明,随着温度的升高：超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率呈微上升的趋势,气相环境中试样的均匀腐蚀速率大于液相,但均远小于0．1mm／a,局部腐蚀严重。在温度为150℃的气相环境中,超级13Cr钢最大局部腐蚀速率可达2．1379mm／a,其7天实验的最大局部腐蚀坑深度可达41μm。XPS检测结果显示,超级13Cr钢表面钝化膜主要成分是非晶态的Cr2O3。     

13Cr系列不锈钢在模拟井下介质中的CO2腐蚀研究

根据某油田不同井况条件,配制不同井下模拟溶液,用高温高压釜研究了4种不同成分的13Cr马氏体不锈钢在不同温度、Cl^-浓度和CO₂分压下的腐蚀行为,对腐蚀性能进行了评价,用SEM,EDS,XRD和XPS等方法对腐蚀产物的形貌与成分进行了观察分析。结果表明,随着温度的升高及Cl^-浓度和CO₂分压的增大,13Cr系列不锈钢的腐蚀速率均相应增大,腐蚀速率由高到低的排序为13Cr-0>13Cr-1>M13Cr>S13Cr;其腐蚀产物膜的形貌与结构也有明显差异。     

超出海上油套管选材图版的防腐设计实验研究

目的：东海A气田开发储层流体中CO2分压约1.85 MPa,温度在150℃左右。井下腐蚀环境已超出中海油选材图版的应用范围,因此应进行防腐模拟实验研究,为优选油套管材质提供依据。方法应用失重法在高温高压动态反应釜中进行高温高压动态腐蚀模拟测试,选择油气田开发中高防腐油套管常用的普通13Cr、超级13Cr、22-25Cr双相不锈钢3种材质试样,测试不同材质油套管井下的腐蚀速率。结果 CO2分压2.0 MPa下,130℃时3种材质均未发现局部点蚀,温度升至150℃时,超级13Cr和22-25Cr双相不锈钢表现为均匀腐蚀,普通13Cr材质出现了点蚀,点蚀速率为0.6413 mm/a,明显超过了腐蚀控制线;150℃下,随着CO2分压的增加,腐蚀速率增加,但分压达到约2.0 MPa后,腐蚀速率增加减缓,并且出现下降趋势。结论从井底开发储层到地面,温度逐步降低,根据实验结果,东海 A 气田开发设计组合油套管的方式防腐,深部温度高于130℃位置的油套管应用超级13Cr材质,上部温度低于130℃位置的油套管应用普通13Cr材质,以降低成本。     

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。     

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。     

渤中19-6气田封隔器金属材料的腐蚀适应性评价

在模拟渤中19-6气田井下工况环境中对35CrMo碳钢、42CrMo碳钢、HS110抗硫钢、13Cr不锈钢、13Cr超级不锈钢(13CrS)、2205双相不锈钢等6种金属材料进行了腐蚀试验,研究其腐蚀行为。通过失重法计算金属的腐蚀速率,采用扫描电镜(SEM)观察金属腐蚀形貌,采用X射线光电子能谱仪(XPS)分析腐蚀产物成分。结果表明：HS110抗硫钢、35CrMo碳钢、42CrMo碳钢、13Cr不锈钢、13Cr超级不锈钢、2205双相不锈钢的腐蚀速率依次降低,且所有钢在液相中的腐蚀速率高于其在气相中的腐蚀速率。渤中19-6气田封隔器的中心管推荐选用13Cr超级不锈钢和2205双相不锈钢,卡瓦等功能性部件推荐选用42CrMo碳钢。     

超级13Cr不锈钢在气液两相环境下的腐蚀行为研究

采用高温高压釜试验系统,研究了超级13Cr不锈钢在气液两相环境中的腐蚀行为。结果表明,气相时超级13Cr钢的腐蚀速率在150℃时达到最大,液相时在130℃附近时即达到最大,且气相腐蚀速率大于液相;两相环境中超级13Cr均发生了不同程度的点蚀,气相环境中的点蚀较液相严重,气相环境下水膜与材料表面气/液交界形成浓差腐蚀电池是局部腐蚀发生的主要原因。     

超级13Cr不锈钢在海洋油气田环境中腐蚀行为灰关联分析

采用动电位极化曲线测量了超级13Cr不锈钢在不同海洋油气田环境因素下的腐蚀速率;利用灰关联法分析了Cl-浓度、S2-浓度、pH值和温度与超级13Cr不锈钢腐蚀行为之间的关系。结果表明:海洋油气田环境中,影响超级13Cr不锈钢腐蚀行为的主要环境因素按关联度大小依次为:Cl~-浓度(0.8223)温度(0.7704)pH值(0.7646)S2-浓度(0.7595)。通过改进层次分析法对海洋环境中环境因素对超级13Cr腐蚀速率进行权重分析,权重从大到小依次为:Cl~-浓度(0.3905)温度(0.2761)pH值(0.1953)S2-浓度(0.1381)。海洋油气田环境中高浓度Cl~-和高温环境是造成超级13Cr不锈钢腐蚀失效的主要原因。     

油管钢在模拟超临界CO2中耐蚀特性的研究

目的研究普通碳钢P110、3Cr、普通马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr钢在某油井超临界CO_2环境中的耐蚀特性。方法模拟该高温高压高含CO_2且含Cl–油井的腐蚀环境,采用高温高压反应釜对上述四种油管钢进行挂片实验,借助高精度天平、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)从平均腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌和化学成分及腐蚀机制方面分析其抗均匀腐蚀与抗点蚀特性。结果在CO_2分压达12 MPa,110℃,Cl–质量浓度为16 542 mg/L的典型环境,P110,3Cr油管钢的平均腐蚀速率分别为5.625,2.992 mm/a;13Cr为0.155 mm/a,有点蚀发生,HP2-13Cr则为0.003 mm/a,且为均匀腐蚀,HP2-13Cr能满足模拟腐蚀环境的使用要求。结论在上述超临界CO_2环境,碳钢P110与3Cr在基体表面不存在Cr的富集,耐蚀性差;马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr因基体表面能生成致密的钝化膜,则表现出相对优良的耐蚀性,但两者的合金元素Ni,Mo含量不同,造成了对两者抗均匀腐蚀与抗点蚀性能的显著差异。     

不同温度下超级13Cr在Cl~-/CO_2环境中的腐蚀行为

模拟油田现场Cl~-/CO_2腐蚀环境,对超级13Cr不锈钢在不同温度下的耐均匀腐蚀及点蚀的性能进行了研究。利用金相、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法对试样进行了分析。结果表明,温度升高,超级13Cr均匀腐蚀速率增大,温度升高到150℃时,均匀腐蚀由轻微腐蚀转变成中度腐蚀。在Cl~-/CO_2腐蚀环境中,超级13Cr不锈钢极易发生点蚀,且温度升高,点蚀程度先加重后减弱,在120℃时,点蚀坑数量最多,尺寸最大,点蚀最严重。XRD结果显示,所有温度条件下材料均无CO_2腐蚀产物FeCO_3产生,超级13Cr不锈钢依靠表面形成的钝化膜抵抗CO_2腐蚀。     

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。     

铁基非晶合金和13Cr不锈钢在超临界CO2环境的腐蚀行为

非晶合金由于其独特的结构、优异的耐磨耐蚀性能在海洋及CO₂地质封存领域展现出广阔的应用前景,有望成为超临界CO₂环境下钢构件的耐蚀涂层材料,但关于非晶合金在该环境下的腐蚀行为鲜有报道。利用高温高压反应釜对SAM2X5铁基非晶合金与13Cr马氏体不锈钢在温度80℃,压力10 MPa的模拟环境下进行腐蚀行为对比研究。通过XRD、DSC、CLSM、SEM、XPS以及电化学Mott-Schottky测试等方法对两种材料的微观结构、腐蚀形貌以及表面膜成分及结构进行表征与分析。研究结果表明：在高温高压的超临界CO₂环境下进行168 h腐蚀试验后,13Cr不锈钢表面发生严重的点蚀,而铁基非晶合金表面无点蚀发生;非晶合金表面膜除Fe和Cr外,富含大量的Si元素,会促进形成稳定致密的钝化膜;13Cr不锈钢表面膜为p型半导体,非晶合金表面膜为n型半导体,13Cr不锈钢钝化膜载流子密度远高于铁基非晶合金。证实了在该环境下铁基非晶合金的耐蚀性能远优于13Cr不锈钢。     

渤海凝析油气藏探井转开发井防腐技术研究

目的 探究海上凝析油气藏CO2和H2S共存情况下,深探井转开发井回接生产时套管的腐蚀行为,控制井筒腐蚀风险,指导海上油气田可转开发井的深探井防腐设计和油套管材质优选。方法 基于现场所取储层流体样品的组分分析,确定储层井流物的组分以及其物化性质,然后针对可能选用的不同防腐等级的套管材质试片,采用室内高温高压腐蚀评价釜来进行腐蚀试验,最后根据腐蚀速率以及腐蚀形貌微观形态（SEM）结果,优选海上油气田探井转开发井生产套管的防腐材质。结果 同构造邻井中油气样CO2和H2S共存,所含CO2的物质的量分数为6.57%,H2S质量浓度为46.31 mg/m3,并且储层温度高达171.9 ℃,储层测试时虽不含水,但是探井转生产井后期不排除出水可能,出水后油套管腐蚀风险高。现场工况下,共进行了3Cr不锈钢、13Cr不锈钢及超级13Cr不锈钢材质的腐蚀评价试验,三种套管材质腐蚀速率分别为2.8844、0.0749、0.0182 mm/a。结论 常规3Cr不锈钢套管材质的腐蚀速率超过腐蚀控制线,综合考虑油气井后期开发出水等风险,推荐使用13Cr以上的防腐材质,能够有效降低探井转开发井后期回接生产时的生产套管腐蚀风险,目前已应用于渤海油气田4口探井转开发井的7寸尾管选材中,取得了良好的防腐效果。     

2Cr13不锈钢在含乙酸的CO2饱和的NaCl溶液中的腐蚀行为

采用极化曲线、电化学阻抗谱等电化学测试方法,和扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）、X射线衍射（XRD）等物理检测方法,研究了乙酸（HAc）对2Cr13不锈钢在60℃下CO₂饱和的3%NaCl溶液中腐蚀行为的影响,并讨论了腐蚀机理。研究表明,HAc能够直接在电极表面还原,并能促进腐蚀产物FeCO₃的形成和溶解,HAc的存在同时加速了金属上的阴极反应和阳极反应,极大促进了2Cr13不锈钢的局部腐蚀和全面腐蚀的发生。     

温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀行为的影响

模拟高温高压腐蚀环境,通过扫描电镜和能谱分析,研究不同温度下的Cr13不锈钢的耐CO2腐蚀性能。结果表明,随着温度升高,Cr13不锈钢CO2腐蚀速率在150℃达到最大以后下降;温度的变化也导致表面腐蚀产物成分和结构的变化,影响腐蚀产物对金属基体的保护效果。     

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。     

超级13Cr不锈钢在超深超高压高温油气井中的腐蚀行为研究

通过模拟油田超深超高压高温油气井腐蚀环境,研究超级13Cr马氏体不锈钢管材抗均匀腐蚀、点蚀及电偶腐蚀性能。结果表明:随着Cl-浓度的增加,超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率在气相腐蚀环境中逐渐增大,在液相中变化不大,且气相的均匀腐蚀速率要大于液相的腐蚀速率。但不论在液相还是在气相腐蚀条件下,均匀腐蚀速率均远小于0.1 mm/a,局部腐蚀严重。在温度为150℃的气相环境中,超级13Cr钢的最大局部腐蚀速率可达2.1379 mm/a,其7天实验的最大局部腐蚀坑深度可达41μm。在电偶腐蚀试验中,不论是小试样模拟试验还是实物试验,P110作为阳极,腐蚀加剧,腐蚀速率增大,在电偶处发生明显局部腐蚀。超级13Cr马氏体不锈钢作为阴极被保护,腐蚀减缓,腐蚀速率减小。     

13Cr不锈钢腐蚀性能的研究现状与进展

针对13Cr不锈钢油套管材料在油田各种环境下所面临的腐蚀问题,介绍了其腐蚀性能研究现状,分析了在高温高压环境及酸化环境下的腐蚀行为,简要说明了13Cr不锈钢几种常见的局部腐蚀类型,并提出了今后13Cr不锈钢及其腐蚀行为研究的重要方面,以期为油田油套管选材提供重要参考。     

温度对Cr13不锈钢在含CO_2溶液中电化学腐蚀的影响

利用高温高压电化学测试技术,研究了温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀机理的影响.研究表明:90～120℃温度范围内,Cr13不锈钢以点蚀为主,电极反应由活化控制;随着温度的升高,点蚀敏感性逐渐降低,150℃时发生全面腐蚀,而电极反应主要受扩散控制.