高流速、高盐、高CO2湿气条件下X60管线钢顶部的腐蚀行为

为明确X60管线钢在高流速、高含盐、高含CO2湿气条件下的顶部腐蚀行为和规律,采用高速湿气环路系统对X60管线钢进行湿气顶部腐蚀模拟评价试验.通过腐蚀前后试样的失重量评估X60管线钢湿气顶部腐蚀的情况,并采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)以及X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段,研究了不同含水率和不同Cl-浓度对X60管线钢湿气顶部腐蚀行为的影响.结果表明:在1 MPa CO2、气体流速10 m/s、Cl-含量分别为130 000,170 150 mg/L,含水率分别为0.03％和0.05％的工况下,X60管线钢试样表面均有结晶盐粒分布,即在较长服役周期下存在结垢风险.在Cl-含量为130 000 mg/L时,高含水率能促进X60管线钢的腐蚀;当Cl-含量增至170 150 mg/L时,含水率的升高反而抑制X60管线钢的顶部腐蚀.     

CO2复合汽驱工艺管道的选材研究

针对CO2复合汽驱工艺的特点,研究地面集输工艺管道材料的适用性.采用理化检验、高温高压釜浸泡、腐蚀产物分析等方法,对碳钢(20和L245NS)和不锈钢(304L和316L)开展相关试验研究.结果 显示:在温度100 cC、总压0.6 MPa、CO2气体含量0.48 MPa、H2S气体含量0.0012 MPa条件下,2种碳钢均腐蚀明显,表面附着了一层聚集性颗粒状的腐蚀产物,腐蚀产物的主要元素组成为C、O、S、Cl和Fe,物相主要组成为FeS和FeCO3,腐蚀程度为严重程度;而2种不锈钢腐蚀轻微,表面腐蚀产物较少,腐蚀程度为轻度.建议CO2复合汽驱工艺管道优先选用304L或316L不锈钢,若要选择20钢或L245NS等碳钢时需配套加注缓蚀剂,且缓蚀率达到70％以上.     

J55膨胀套管在油气田开采环境中的CO2腐蚀及其电化学行为

目前,对石油工业中常用的J55套管膨胀前后的CO2腐蚀规律研究不多。模拟油气田开采环境,采用经典失重法研究了J55套管的平均腐蚀速率及其电化学行为,分析了温度、CO2分压、Cl-浓度等因素对膨胀前后J55套管腐蚀速率的影响。结果表明:J55套管的平均腐蚀速率基本都随着采出液温度、CO2和Cl-浓度的升高而增加;当温度为90℃,CO2分压为2.0 MPa,Cl-浓度为42.83 g/L时,J55套管膨胀后的平均腐蚀速率最大达到4.183 9 mm/a,高于膨胀前的3.700 4 mm/a;膨胀前后J55套管的腐蚀产物均为FeCO3,其阻抗谱中出现了2个时间常数,膨胀后J55套管的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率更快。     

X65钢在高温高压CO2酸性溶液中的腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,研究了X65钢在四种不同高温条件下及1 MPa分压的饱和CO2的NACE酸性溶液中的腐蚀行为。结果表明:(1)在所研究的温度范围内,X65钢在CO2腐蚀介质中表现出高的腐蚀速率;随着温度的升高,腐蚀速率呈先下降再升高的趋势,90℃时最小;(2)表面生成了FeCO3为主的腐蚀产物膜;(3)CO2腐蚀的作用形成了钢表面点蚀、坑蚀、台地腐蚀特征;(4)Cl-为点蚀的"激发剂",并且在点蚀坑内富集,导致局部Cl-浓度差不同,促进点蚀发生;(5)CO2腐蚀是各种因素相互作用的结果。     

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。     

高温高压下Cl-浓度、CO2分压对13 Cr不锈钢点蚀的影响

为了研究CO2分压、Cl-浓度对13Cr油井管钢点蚀行为的影响,用电化学方法模拟塔里木油田环境进行了腐蚀试验.结果表明,在模拟条件下,13Cr钢的再钝化能力较差;Cl-是造成13Cr钢发生孔蚀的主要原因,在较高Cl-浓度下,点蚀诱发敏感性增强,EIS图谱的低频端出现典型的点蚀诱导期和发展期特征;随着CO2分压的增大,促使孔蚀的发生和发展,蚀孔内的阳极反应电流密度加强,溶液黏度加大,从而使蚀孔内的扩散传质过程受阻.     

J55钢CO2腐蚀产物膜形貌结构研究

在高温高压静态釜中进行了J55油套管钢的CO2腐蚀模拟试验,并对其腐蚀试样进行了磨损试验,得到腐蚀膜不同厚度的层面.用X射线衍射仪(XRD)和电子散射能谱仪(EDS)分析了膜的化学组成;用扫描电镜(SEM)分析了腐蚀产物膜的不同层面形貌、断面形貌以及厚度或表面晶粒大小与温度或CO2分压之间的关系.结果显示,在模拟试验条件下,J55钢所得到深褐色的腐蚀膜断面形貌为双层结构,表层为粗大而较规则的晶粒,内层膜为类似泥浆状的细小晶粒薄层;膜的主要成分为FeCO3,温度>180℃的腐蚀膜也未检测到各种铁的氧化物,在内层膜中检测出少量的Fe3C.膜厚和晶粒大小随着温度变化的极大值均在120℃处,极小值在160℃处,但两者曲线稍有不同.CO2分压对膜厚和晶粒大小的影响较复杂,在CO2分压为6.89MPa时,膜厚和晶粒均达到极大值;另一个极大值晶粒在3.45MPa,膜厚在2.41MPa;在两极大值之间,出现一极小值,晶粒在4.13MPa,膜厚在3.45MPa;在临界压力以上,晶粒大小或膜厚均急剧减小.     

元素S对镍基合金718在含H2S和CO2盐溶液中腐蚀行为的影响

目前就元素S对高酸性油气井中常用的金属材料镍基合金718腐蚀行为影响的研究较少。在模拟高温、高含H2S/CO2和高Cl-浓度的腐蚀环境中,通过高温高压腐蚀模拟试验,结合失重测量、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)等技术手段研究了元素S对镍基合金718腐蚀行为的影响。试验表明:在205℃,CO2分压3.5 MPa、H2S分压3.5 MPa、Cl-浓度200 g/L环境下,1 g/L元素S的加入加剧了镍基合金718的腐蚀,增加了应力腐蚀开裂的敏感性。点蚀主要源于Cl-参与的歧化反应,而均匀腐蚀是高温下的单质S直接或间接与金属发生反应导致的。开裂的成因是单质S的加入加速了点蚀坑的形成和发展,导致多个点蚀坑连通构成长条状的腐蚀坑,最终形成裂纹导致开裂。     

CO2饱和NaCl溶液中Cl-浓度对2Cr13不锈钢腐蚀行为的影响

Cl-对金属及合金有强烈的点蚀作用,易引起局部腐蚀失效,造成严重的经济损失。探究其腐蚀机理有利于预防Cl-对金属的腐蚀。通过极化曲线、交流阻抗等电化学测试方法,结合扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等检测手段,研究了60℃下CO2饱和NaCl溶液中Cl-浓度对2Cr13不锈钢腐蚀行为的影响,并讨论了其腐蚀机理。结果表明:在CO2饱和NaCl溶液中,Cl-存在多种影响作用,如腐蚀催化、增大H+活度、降低CO2溶解度等;随着Cl-浓度的增大,2Cr13不锈钢的再钝化能力变差,点蚀诱发敏感性增强,腐蚀速度呈现先增大后减小的变化趋势,NaCl浓度为60 g/L时,2Cr13不锈钢的腐蚀速率最大。     

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.     

油田套管P110钢腐蚀的影响因素

油田油套管腐蚀大,影响因素较多,为了提高管道的使用寿命,给油气田的防腐蚀提供理论依据,采用动、静态高温高压釜对油井套管P110钢进行了失重法腐蚀试验,利用SEM,EDS和XRD技术对P110钢的动、静态CO2腐蚀行为进行了研究.结果显示,CO2腐蚀产物膜的主要成分是FeCO3和Fe3C;在每种条件下,温度、CO2分压、Cl-浓度对P110钢的腐蚀速率都有其临界值.     

饱和CO2溶液中Cl-浓度对马氏体不锈钢应力腐蚀敏感性的影响

为了明确Cl-浓度的变化对超级13Cr马氏体不锈钢耐蚀性能的影响规律,利用电化学动电位测试技术对比分析了Cl-浓度对超级13Cr腐蚀电位的影响关系;采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)试验方法和应力-应变曲线(σ-ε)、扫描电镜(SEM)等分析手段,研究了饱和CO2环境下在一定慢应变速率条件下Cl-浓度的变化对超级13Cr马氏体不锈钢的抗拉强度、延伸率、应力腐蚀敏感指数(ISSRT)的影响,并结合断口形貌分析了材料的断裂特征.结果 表明:在Cl-浓度≤60 g/L的饱和CO2溶液中,超级13Cr相对于空气中强韧性变化不大,属于韧性断裂模式;随着Cl-浓度的增大,材料的断裂寿命和伸长率均逐渐降低;材料断裂模式由韧性断裂逐渐转变为韧性-脆性混合断裂模式;当Cl-浓度增大到90 g/L时,断口侧面开始出现二次裂纹;当Cl-浓度≥120 g/L时,材料点蚀电位明显降低,点蚀敏感性增大,同时断口侧面出现点蚀现象,进一步促进了应力腐蚀开裂.     

镁锂合金碱性条件下腐蚀的EIS分析

为了研究镁锂合金在碱性条件下的腐蚀行为,测试了镁锂合金在不同pH值0.4 mol/L NaCl溶液中的电化学阻抗谱、pH=9和pH=14条件下不同浓度的NaCl溶液中的电化学阻抗谱及在不同体系的碱性NaCl溶液中腐蚀100 h过程中的电化学阻抗谱,并对电化学阻抗谱进行了拟合、分析.结果表明:溶液的Cl-和pH值显著影响着腐蚀速率,当Cl-浓度相同时,溶液的pH值越大电化学反应电阻越小;当pH相同时Cl-浓度越高电化学反应电阻越小,并且随Cl-浓度的增加pH值对腐蚀速率的影响逐渐减弱;镁锂合金在低Cl-浓度高pH值的条件下腐蚀0~100 h的电化学阻抗谱中随腐蚀时间的增加,高频弧和低频弧均扩张,在低Cl-浓度低pH值及高Cl-浓度任意pH值条件下低频弧变化显著,先扩张后收缩,腐蚀100 h时镁锂合金在Cl-浓度较低的溶液中无论pH值如何,其腐蚀速率远远小于在Cl-浓度较高的溶液中的腐蚀速率.     

川气东送天然气管道材料CO2腐蚀机理研究

为明确川气东送X70天然气管道材料的CO2腐蚀机理问题,采用实验室试验的方法,研究了该条管道材料在天然气环境中的CO2腐蚀行为,为了解管道的腐蚀状况并制定相应的防腐蚀方案奠定基础.研究表明:川气东送X70天然气管道材料处于输送温度在60℃以下时,随着温度的升高,腐蚀速率加快,此时产生的腐蚀行为属于均匀腐蚀;天然气流速为6 m/s以下时随着流速的增加,腐蚀速率加快,另外,流速越高,腐蚀速率的增加越快,且随着流速的增加,腐蚀行为将从均匀腐蚀转化为局部腐蚀;CO2分压为3.5 MPa以下时,随着CO2分压的加大,腐蚀速率加快,另外,在高CO2分压状态下,X70管道将会产生严重的点蚀.     

316L不锈钢在氯离子环境中的腐蚀行为

为了研究316L不锈钢在含Cl-环境中的腐蚀行为,采用浸泡和电化学相结合的方法,研究了其在不同Cl-浓度溶液中不同浸泡时间的腐蚀行为,采用扫描电镜(SEM)观察了腐蚀形貌.结果表明:316L不锈钢在含Cl-环境中的点蚀程度与Cl-浓度密切相关,随着Cl-浓度的增加,点蚀程度先增大后减弱,当Cl-浓度为3％时,点蚀最严重,当Cl-浓度超过3％时,点蚀减缓;316L不锈钢在NaCl溶液中钝化膜的形成是缓慢的,膜结构具有不完整性,为点蚀的孕育、萌生提供了结构条件,而点蚀一旦形成,在自催化作用下继续发展;316L不锈钢在含Cl-体系中的腐蚀行为是Cl-浓度与溶解氧含量两因素共同作用的结果,溶液中Cl-含量的增加一方面为加速腐蚀提供了物质条件,促进腐蚀;另一方面减少了介质中溶解氧的含量,抑制了腐蚀,两者的综合作用使腐蚀得以控制.     

油气输送管线钢在CO_2酸性溶液中的腐蚀行为

通过在NACE酸性溶液(5%NaCl+0.5%CH3COOH)中进行饱和CO2浸泡腐蚀试验,研究了3种油气输送管线钢在30℃、60℃和90℃条件下的CO2腐蚀行为。结果表明:这3种管线钢在90℃条件下的腐蚀速率比30℃、60℃条件下的高一个数量级。30℃时,试样表面无明显点蚀特征;60℃条件下试样表面出现大量点蚀,其余部分平整,点蚀周围富集Cl-;而90℃条件下试样表面不仅有严重的台地腐蚀而且出现线蚀槽及腐蚀沟,局部腐蚀严重。3种钢的CO2腐蚀受到钢的成分、显微组织等冶金因素的影响。     

CO2对钻具的腐蚀及控制

与含CO2油气层接触的钻井液会对钻具造成腐蚀.针对用于钻水平井的PRD钻井液,采用静态挂片失重法,研究了温度、CO2分压和钻井液pH值对N80钢腐蚀的影响,筛选并评价了抑制CO2腐蚀的缓蚀剂.结果表明,PRD钻井液对N80钢的腐蚀速率随CO2分压的增大和温度的升高而增大,随pH值的增大而减小.在CO2分压为0.1～1.5 MPa范围内,温度低于100℃时,N80钢的腐蚀速率较小,温度在100～140 ℃时腐蚀速率明显增大.筛选的咪唑啉硫代磷酸酯类缓蚀剂JLB能有效抑制CO2腐蚀,在CO2分压为1.5MPa和温度120 ℃下,加入量为0.5%时,可使N80钢的腐蚀速率由0.206 mm/a降至0.072 mm/a.调节钻井液的pH值在8以上和添加JLB缓蚀剂是控制CO2对钻具的腐蚀的有效措施.     

X80钢在伊川土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、阳极极化曲线、光学显微镜、扫描电镜(SEM)及X射线衍射(XRD)等方法研究了X80钢在伊川土壤模拟溶液中的腐蚀行为.结果表明,X80钢在模拟溶液中的腐蚀行为与HCO3-、CO32-、SO42-和Cl-离子的浓度有关.随HCO3-或CO32-浓度增加,X80钢的阳极溶解电流密度都呈现出先增加后减小的趋势;X80钢钝化的临界HCO3-或CO32-浓度分别为0.008 mol/L或0.005 mol/L.在低于临界HCO3-或CO32-浓度下,SO42-和Cl-浓度的增加都促进了X80钢的阳极活性溶解;而在高于临界HCO3-或CO32-浓度下,X80钢的钝化性能随SO42-或Cl-浓度的增加而减弱.在90 d浸泡期内,X80钢在模拟溶液中的腐蚀形态为全面腐蚀;其腐蚀速率随浸泡时间的增加而呈逐渐增大的趋势.     

长宁页岩气集气管道内腐蚀穿孔原因探究

页岩气集输系统输送介质复杂,易造成管线内腐蚀穿孔泄漏,严重影响页岩气田正常开发与生产.通过对长宁页岩气田穿孔腐蚀管道及输送介质取样分析,发现气质中CO2摩尔分数为0.44％,水质中检测出高含SRB(硫酸盐还原菌)(1.1×105个/mL)、Cl-(21 913.14 mg/L);采用SEM、XPS、EDS等微观分析仪器分析了集气管内腐蚀产物,其中含有FeCO3(9.31％)、FeS(3.54％)、FeS2(19.09％);得出造成长宁页岩气生产管线腐蚀的主要原因是CO2、SRB细菌以及Cl-的协同腐蚀作用,CO2溶于管壁表面的液膜,产生酸性腐蚀环境,CO2与Fe发生电化学腐蚀反应,形成点蚀坑,并产生Fe2+;SRB细菌将水质中的SO42-转变为H2S,与Fe2+结合生成FeS、FeS2,并在Cl-的促进作用下,快速造成管道腐蚀穿孔.     

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.