13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

N80钢在油田采出液中腐蚀行为的静态和动态模拟研究

模拟研究了井下环境N80钢在油田采出液(主要是CO2水溶液)中的静态和动态腐蚀行为。用光学显微镜、SEM、XRD对N80钢表面腐蚀产物膜的表面形貌、横截面形貌、结构及成分进行了分析。探讨了N80钢点蚀的形成和发展原因。讨论了井下采出液中各种离子对腐蚀行为的影响，结果表明，N80钢表面腐蚀产物膜的形貌及其结构对金属的进一步腐蚀有严重影响。腐蚀产物膜疏松、不完整或损坏、脱落时，会诱发局部点蚀而导致严重的穿孔破坏，点蚀坑会在腐蚀产物膜下产生，这也是N80钢在实际应用中被破坏的主要形式。试验中，N80钢在静态条件下的平均腐蚀速率略高于动态条件下的平均腐蚀速率，而其局部腐蚀在动态条件下则比静态时严重的多，这和试样表面腐蚀产物膜的破坏有关，动态条件下由于流体剪应力的作用，部分腐蚀产物膜破坏和剥落，造成了严重的局部腐蚀。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

铬铝合金化对CT80钢抗CO2腐蚀性能的影响

为了提高CT80连续管在CO2腐蚀环境中的耐蚀性能,通过在CT80钢的基础上改变Cr、Al合金元素的含量,并利用真空冶炼技术制备出了铬铝合金钢,采用电化学极化试验、浸泡腐蚀试验对试验钢进行了耐蚀性能评价。结果表明,Cr、Al两种合金元素经过合理的组合匹配,可以有效地提高CT80钢在高矿化度、饱和CO2腐蚀环境下的耐腐蚀性能,为该环境下的油气管材设计提供了理论依据。     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为

为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90 ℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。     

N80钢在CO_2/H_2S高温高压环境中的腐蚀行为

利用交流阻抗和极化曲线 ,在模拟含CO2 /H2 S的高温高压环境中实时监测了N80油管钢的腐蚀行为 ,辅以扫描电镜和X 衍射分析 ,探讨了CO2 和H2 S对油管钢的联合腐蚀作用。研究结果表明 :在 1 18MPaCO2 和 0 0 1MPaH2 S混合气体腐蚀环境中 ,N80钢以H2 S腐蚀为主 ,与CO2 腐蚀相比较 ,加入H2 S后腐蚀的阴、阳极反应加快 ,腐蚀产物膜具有较强的保护性 ,阻碍了反应物质的传输 ,使均匀腐蚀速率下降 ;硫化物的缺陷会导致局部腐蚀的发生 ,但FeCO3和CaCO3等二次产物的紧密填充 ,使得局部腐蚀受到一定程度的抑制。     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

5Cr套管钢在不同CO2分压下高温高压腐蚀特性研究

为了研究5Cr套管钢在不同CO₂分压下的腐蚀特性,进行了5Cr套管钢高温高压腐蚀失重和高温高压电化学试验,并采用XRD、SEM和EDS等手段对其腐蚀产物进行微观分析。结果表明,在高温高压腐蚀环境下随着CO₂分压从低到高,其表面点蚀坑的深度和直径均无明显变化,而点蚀速率则出现逐渐减小的趋势;其腐蚀产物膜由Cr(OH)₃、FeCO₃和CaCO₃共同组成,且随着CO₂分压的升高Cr的富集量逐渐增加;在电化学测试中,随着CO₂分压的不断升高,5Cr套管钢表现出半钝化特征,产物膜逐渐增厚且致密,且极化电阻逐渐增大,阳极反应受到抑制,电化学反应阻力增大,其抗局部腐蚀能力不断提高。     

N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃时,CO2分压180 psi和H2S分压2 psi的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阴极过程进行了研究.结果表明,阴极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化.2 h和12 h后交流阻抗谱呈现单容抗特征,腐蚀以H2S腐蚀为主;36 h和72 h后出现Warburg阻抗特征,分析认为这是由腐蚀产物膜引起的.     

N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阳极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阳极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃,CO2分压241 kPa(180 psi)和H2S分压13.8 kPa(2 psi)的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阳极过程进行了研究.结果表明,阳极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化:2 h后为两个容抗弧,反应受活化控制;12 h后高频区出现双电层容抗弧,低频区不仅出现Warburg阻抗,还有一个容抗弧叠加,说明阳极过程不只是受离子扩散穿过腐蚀产物膜控制,还有一个附加的电极过程;36 h和72 h后只出现Warburg阻抗,此时反应受离子扩散穿过腐蚀产物膜控制.     

Influence of H2S Content on CO2 Corrosion Behaviors of N80 Tubing Steel

Abstract

The corrosion behaviors of N80 steel in pure CO₂ and at different partial pressure ratios of CO₂/H₂S were tested by high-temperature and high-pressure autoclave. At 90°C, with the additional H₂S to pure CO₂, the surface corrosion condition improved greatly and the corrosion rates were lower than in pure CO₂ condition. With the increase of partial pressure ratio, the corrosion rate reached a peak value at pCO₂/pH₂S = 100 and then declined. The corrosion products of the samples in different conditions were analyzed by scanning electron microscopy (SEM), energy-dispersive spectroscopy (EDS), and X-ray diffraction (XRD) methods. The inner film is finer and denser than the outer scale.     

N80钢防砂管腐蚀穿孔原因分析

为了分析西部某油田N80钢防砂管表面腐蚀穿孔及断裂的原因,对防砂管进行了宏观检查、壁厚测量、磁粉探伤、理化检验及扫描电镜（SEM)观察等综合分析。结果表明,该防砂管腐蚀穿孔的主要原因是基管（碳钢）和护管（不锈钢）浸泡在同一电解质（井下采出液）中,由于碳钢与不锈钢之间存在电位差,导致相互之间发生电偶腐蚀,使得电位较低的基管（碳钢）首先发生腐蚀,最终腐蚀穿孔而断裂。