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模拟塔里木油田环境中低Cr钢的H2S/CO2腐蚀行为 总被引:1,自引:0,他引:1
通过高温高压腐蚀试验,运用SEM、XRD、EDS等分析技术.研究了普通P110与3Cr110钢在模拟塔里木油田现场环境中的CO2/H2S腐蚀特征.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,这两种材料的腐蚀产物为FeCO3,3Cr110表现出良好的抗CO2均匀腐蚀及局部腐蚀能力,其平均腐蚀速率显著小于普通P110;模拟CO2/H2S腐蚀条件下,两种材料的均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境下的均匀腐蚀速率,表面腐蚀产物为FeS,H2S腐蚀占主导作用,Cr元素在低Cr钢腐蚀产物膜中的富集,其腐蚀产物Cr(OH)3改善了腐蚀产物膜的稳定性,显著提高了低Cr钢的抗均匀腐蚀及局部腐蚀能力. 相似文献
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《材料热处理学报》2014,(Z2)
利用高温高压H2S/CO2腐蚀模拟实验及SEM,XRD等分析技术研究了H2S和CO2共存环境下温度和CO2/H2S分压比对BG90SS抗硫钢管腐蚀行为的影响。结果表明:在60~120℃的范围内,温度的变化对BG90SS油管钢的腐蚀速率的影响并不明显。在60℃和90℃条件下腐蚀由H2S控制,在120℃条件下腐蚀由H2S和CO2共同控制。CO2/H2S分压比低于14时,BG90SS的腐蚀速率变化不明显,分压比在14~28的范围内,腐蚀速率迅速升高,分压比高于28以后,腐蚀速率缓慢增加。随着CO2/H2S分压比的提高,腐蚀由H2S控制转变为H2S和CO2共同控制。 相似文献
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采用高温高压釜试验,辅以失重法、X射线衍射、扫描电镜和电子能谱分析,对90℃时油管钢P110在模拟油井采出液中的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,在本试验条件下,油管钢P110的腐蚀速率高达5.1260mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物。 相似文献
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含H2S/CO2环境中缓蚀剂对不同油管钢的缓蚀作用 总被引:3,自引:0,他引:3
选用一种自制缓蚀剂TG500(主要成分为咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯),对不同油管钢在含H2S/CO2腐蚀介质中进行试验。结果表明:TG500可明显降低溶液对N80、SM80SS、KO80SS油管钢的腐蚀速率,即使在较高的CO2/H2S分压下,缓蚀效率仍可达95%以上;油管钢中的合金元素Cr、Ni对于降低油管钢的腐蚀速率具有明显作用,但对于提高缓蚀剂的缓蚀效率无明显作用。 相似文献
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N80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 总被引:1,自引:0,他引:1
用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线衍射能谱(XRD)对N80抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl-条件下的腐蚀行为进行了研究.结果表明,在本实验条件下,腐蚀反应以H2S腐蚀为主;在膜的形成过程中FeS腐蚀产物膜优先形成,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N80抗硫钢局部腐蚀倾向加大. 相似文献
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低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展 总被引:1,自引:0,他引:1
介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO_2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素(如Cr含量、温度、p H值、流速等)对低Cr油套管在含甜性气体(仅含CO_2)环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体(H2S)环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂(SSC)的性能。探寻了低Cr钢的抗CO_2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr(OH)3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO_2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO_2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。 相似文献
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低Cr经济型抗腐蚀油套管的开发与腐蚀试验研究 总被引:1,自引:0,他引:1
介绍了CS80-3CrSS经济型抗腐蚀油套管的研发及应用情况;在模拟油田CO2腐蚀环境下,研究了不同腐蚀影响因素对N80Q钢和CS80-3CrSS钢的作用规律,利用扫描电镜研究了N80Q钢和CS80-3CrSS钢腐蚀产物膜的特征;CS80-3CrSS钢的管体和接箍均通过抗SSC试验。结果表明:CS80-3CrSS经济型抗腐蚀油套管产品各项性能指标良好,适用于中/轻度CO2腐蚀环境或CO2、H2S共存腐蚀环境下的油气田。 相似文献
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H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响 总被引:12,自引:1,他引:12
1974-),男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗
Tel:0379-4231846〓E-mail:FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗
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采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值.
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渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状 总被引:2,自引:2,他引:0
随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。 相似文献
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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。 相似文献
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通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。 相似文献
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目的:研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜(SEM)、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。 相似文献
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