低Cr钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为研究

目的研究低Cr钢(3%～9%)在60℃的CO_2/H_2S环境中的腐蚀行为。方法将三种低Cr钢(3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)加热到900℃之后,保温40min,进行水冷。对热处理之后的钢试样(依次编号3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)进行高温高压CO_2/H_2S腐蚀模拟实验,通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物膜的微观形貌和成分以及物相组成进行分析。结果 3Cr、5Cr、9Cr钢的腐蚀速率分别为0.0443、0.0372、0.0060 mm/a,且腐蚀速率随着Cr含量的增加而降低。3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H钢的腐蚀速率分别为0.1527、0.0445、0.0070mm/a,其腐蚀速率也是随着Cr含量的增加而降低。其中,3Cr-H钢的腐蚀速率是3Cr钢的3.4倍,耐蚀性能变化明显。5Cr-H钢的腐蚀速率是5Cr钢的1.19倍。9Cr-H钢的腐蚀速率与9Cr钢相比,几乎没有差别。六种材料的腐蚀产物均为FeS化合物,并没有发现典型的FeCO_3晶体(CO_2腐蚀产物)。3Cr、5Cr、3Cr-H、5Cr-H钢的腐蚀产物均为双层膜结构,9Cr、9Cr-H钢的腐蚀产物为单层膜结构。结论热处理未影响腐蚀速率随Cr含量的变化趋势,基体中Cr含量越高,腐蚀产物膜中的Cr富集量越大,从而有助于降低其腐蚀速率。热处理对3Cr钢的显微组织及其腐蚀行为影响最为显著,不仅加剧了其均匀腐蚀,而且促进了点蚀的发生,这是因为热处理后,显微组织中析出第二相含Cr的碳化物,使部分区域出现了贫Cr的现象。     

西部油田某井油管腐蚀失效分析

采用化学成分分析、金相显微镜、扫描电子显微镜、X射线能谱分析仪和电化学方法等手段对西部某油田油管腐蚀失效件进行了检测分析。结果表明,井下油管管体外壁发生严重点蚀主要因素是酸化过程残酸反排阶段的残酸液和地层水中的高浓度氯离子,同时CO2和H2S也促进了腐蚀发生。油管管体相对于结箍发生了更严重的点蚀,主要是因为油管管体和结箍在材质、金相组织以及耐蚀性上均存在差异。     

高温高压气井管柱腐蚀现状及未来研究展望

高温、高压、高腐蚀性介质引起的管柱腐蚀问题已成为国内外高温高压气井井筒完整性的巨大威胁和挑战。首先分析了我国塔里木盆地高温高压气井管柱服役工况环境、作业生产工艺、管柱受力情况以及腐蚀现状,重点回顾了国内外高温高压气井增产改造阶段酸化液引起的腐蚀、氯离子/硫化氢/环空保护液引起的应力腐蚀开裂、管柱接头缝隙腐蚀3种主要的失效形式,同时结合文献研究和现场失效案例分析总结了管柱腐蚀机理和规律。最后总结了高温高压气井管柱未来5大研究方向:基于生命全周期选材评价、15Cr和17Cr新管材、特殊管材酸化缓蚀剂、环空保护液应力腐蚀开裂敏感性、全尺寸管柱腐蚀实验方法。     

泄漏报警技术在油气田地面管道中的应用

通过对5种常用的管道泄漏报警技术原理和优缺点的对比分析,选择较优的次声波法和分布式光纤法应用于西部某油田管道的泄漏检测报警中,现场测试结果表明:次声波法可检测到的最小泄漏孔径为3mm,响应时间不大于1min,定位精度小于50m;分布式光纤法的响应时间不大于10s,定位精度小于20m。     

A1、Cr元素对Mg2Ni储氢合金的协同改性研究：（Ⅱ）对电化学储氢性质的影响

采用烧结-机械球磨二步法制备了Mg2Ni、Mg1.7Al0.3Ni、Mg2Ni0.8Cr0.2、Mg0.8Al0.2Ni0.8Cr0.2储氢合金材料，研究了Al、Cr元素的加入对Mg2Ni储氢合金电化学储氢性质的影响。研究结果表明，适量Al元素的加入能改善储氢合金电极的电化学储氢性质，cr元素的加入能较好地改善循环稳定性，Al元素和cr元素同时加入会产生协同改性作用。认为Al、Cr元素协同改性作用的机理是：Cr元素的加入使得元素在合金化过程中避免形成A13Ni2非吸氢相，而形成Mg3A1Ni2吸氢相，因此储氢合金容量没有下降反而增加；A1元素能降低合金电极腐蚀的原因是形成了保护性表面氧化物Al2O3，Cr元素能大幅度提高合金电极吸傲氢循环稳定性的原因是由于cr原子半径比Ni原子半径大，发生取代后会引起晶格参数增大，增强了储氢合金抗粉化能力。     

从技术视角看北溪管道泄漏事件

穿越波罗的海从俄罗斯输送大量天然气到德国的北溪管道,是目前世界上输送能力最大、长度最长、管径最大的海底天然气管道,技术含量高,对我国天然气资源的引进及管道建设与运行具有重要参考价值。介绍了北溪管道的概况,着重从技术角度分析了其断裂和泄漏的原因以及修复的可行性,讨论了其对中俄天然气合作的影响,并就中俄油气管线建设关键技术研究提出了建议。     

高钢级油井管在高温高压气井全生命周期环境中的腐蚀行为及寿命预测

采用高温高压腐蚀测试系统研究了140ksi高钢级油井管在高温高压气井全生命周期单环境和连续多环境中的腐蚀行为.结果表明,140ksi高钢级油井管在全生命周期单环境和连续多环境中的腐蚀速率均呈现为CR鲜酸＞CR残酸＞CR地层水＞CR凝析水的趋势,其中连续多环境中腐蚀行为表现出一定的"遗传效应".地层水腐蚀介质中,140k...     

“石油管材及装备材料腐蚀与防护” 专题序言

正石油天然气工业历来是最受腐蚀问题困惑的工业领域之一,且几乎涵盖所有腐蚀类型,每年因腐蚀问题造成巨大损失。"11·22"中石化东黄输油管道因腐蚀失效导致重大管道爆炸事故给石油天然气工业的安全生产和运行再次敲响了警钟。过去,腐蚀与防护研究在石油天然气行业中属于"非主流",近年来,随着我国新《环境保护法》和《安全生产法》的颁布实施,腐蚀导致的石油管材及装备的"跑、冒、滴、漏"问题不仅直接关系到油气经济效益,     

快速激光熔覆Ni/不锈钢堆焊层组织及耐蚀性能研究

目的提高CT90钢耐腐蚀性能的同时,大幅度提升激光熔覆效率。方法用快速激光熔覆在CT90连续油管表面堆焊一层Ni/不锈钢涂层。用扫描电子显微镜(SEM)及能谱(EDS)研究涂层组织结构特征,用电化学工作站测试涂层耐全面腐蚀和点蚀的能力,通过SEM分析试样表面腐蚀形貌。结果一次扫描后,CT90连续油管表面制备了一层约200μm厚的316L/Ni堆焊层,堆焊层由约50μm厚的扩散区与150μm厚的涂层区组成。堆焊层致密程度较高,其孔隙率仅约为0.4%,稀释率约为1.7%。熔覆层晶粒主要以柱状晶的方式垂直于熔覆层/基体界面生长,表面存在少量等轴晶区和板条形貌的晶粒。与涂层区晶粒内部相比,涂层区晶界处的Cr含量降低约1.2%。熔覆316L/Ni堆焊层后,CT90连续油管的自腐蚀电位升高约0.55 V,自腐蚀电流密度降低约95%,点蚀电位约为0.34 V。电化学测试后,CT90试样表面腐蚀严重,而熔覆层大部分区域仍保持测试前形态,少量区域发生局部腐蚀,腐蚀区域呈现蜂窝形貌。结论快速激光熔覆在保证熔覆层低孔隙率、高致密度、低稀释的同时,还显著提升了激光熔覆的生产效率。涂层能够显著提升CT90钢耐全面腐蚀及局部腐蚀的能力,使得CT90钢的腐蚀形式发生变化。