模拟塔里木油田环境5Cr套管用钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究5Cr套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,由于Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,5Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;5Cr钢H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。     

稀土合金钢09Cr2AlMoRE的耐CO2腐蚀性评价

为了评价新型材料09Cr2AlMoRE的CO2腐蚀性能,采用高温高压釜模拟该材料的油田CO2腐蚀环境,考察和分析了其CO2腐蚀速率、腐蚀形貌和腐蚀产物膜的化学成分.结果表明,在CO2腐蚀环境中09Cr2AlMoRE主要发生均匀腐蚀,平均腐蚀速率在0.3～1.5mm/a;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3,不同温度下成分略有差异.     

稀土合金钢09Cr2AlMoRE的耐CO_2腐蚀性评价

为了评价新型材料09Cr2AlMoRE的CO2腐蚀性能,采用高温高压釜模拟该材料的油田CO2腐蚀环境,考察和分析了其CO2腐蚀速率、腐蚀形貌和腐蚀产物膜的化学成分。结果表明,在CO2腐蚀环境中09Cr2AlMoRE主要发生均匀腐蚀,平均腐蚀速率在0.3~1.5mm/a;其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3,不同温度下成分略有差异。     

3种低合金钢在60℃饱和CO2的NaCl溶液中的腐蚀电化学行为

为了为石油管材应用的选择提供参考,应用开路电位、动电位极化和电化学阻抗谱（EIS）研究了3种低合金钢（J55钢、低Cr钢和Cr-Al钢）在60℃饱和CO₂的3.5%NaCl溶液中的腐蚀电化学行为。结果表明:含Cr,Al的合金钢（Cr-Al钢）的开路电位较只含Cr的合金钢（低Cr钢）明显正移,而只含Cr的合金钢的开路电位又较不含Al,Cr的J55钢明显正移;Cr-Al钢的自腐蚀电流密度最小,腐蚀速率最低;随着时间的延长,3种低合金钢的腐蚀产物膜电阻均增大,且Cr-Al钢>低Cr钢>J55钢,相应的极化电阻也有相同的趋势。     

Ni-Fe-P化学镀层的制备及其在CO_2和H_2S/CO_2环境中的耐蚀性能

为了改善石油天然气行业含CO2和H2S/CO2的腐蚀液中油套管的耐蚀性,在N80钢表面制备了Ni-Fe-P化学镀层,考察了Ni-Fe-P镀层的形貌、成分及相结构,并研究了其在模拟油田采出水(饱和CO2环境)和含H2S/CO2的腐蚀液中的耐蚀性。结果表明:制备的Ni-Fe-P镀层为非晶态结构的高磷镀层;Ni-Fe-P镀层有较高的抗CO2腐蚀性能;在含H2S的腐蚀液中加入CO2会加速Ni-Fe-P镀层的腐蚀;在含H2S/CO2的腐蚀液中,Cl-加速了Ni-Fe-P镀层钝化膜的破坏。     

L360钢在含H_2S/CO_2溶液中的腐蚀失效形式研究

在模拟NY气田含H2S/CO2地面集输工况环境中,采用高温高压釜进行了L360钢的腐蚀实验,结果表明,均匀腐蚀速率略高于NACE标准0.076mm/a,但应力腐蚀敏感性很低,应力诱导点蚀是L360钢腐蚀的主要破坏形式。应力使金属表面能增大,腐蚀产物膜变得疏松,促进了局部腐蚀的发展。     

管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。     

5种套管在含H2S、CO2模拟腐蚀环境中的耐蚀性比较

根据某油田气井含H2S、CO2气体的腐蚀环境,对5种套管进行了耐蚀性模拟评价,失重法评价发现其平均腐蚀速率相当,为均匀腐蚀,试样表面有少量浅腐蚀坑,腐蚀产物中有FeS等,抗硫套管NT95SS腐蚀速率略低;模拟腐蚀试验前后力学性能几乎无变化,说明短时间内套管在含H2S、CO2模拟腐蚀环境中只发生了表面的均匀腐蚀,尚未引起强度变化.     

油管钢在CO2/H2S介质中的腐蚀行为

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5.126 0 mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物.     

Cr含量对X120级管线钢组织及耐酸性腐蚀性能的影响

运用SEM,TEM和失重法研究了Cr元素对X120级管线钢力学性能及耐CO2/H2S腐蚀性能的影响。力学性能结果表明:四种实验钢显微组织均为回火马氏体,力学性能均达到API 5L标准中X120级别,且随Cr含量增加,板条束数量增加,宽度变窄,使得屈服强度和抗拉强度逐渐增大;钢中析出物主要为(Nb,Ti)(C,N),当Cr含量达到3%(质量分数)时,析出物中发现极少量Cr。腐蚀实验结果表明:在CO2/H2S环境下,四种钢腐蚀产物膜均分为两层,内层主要为CO2腐蚀产物FeCO3,外层是FeS;Cr主要存在于腐蚀产物膜的内层,且随钢中Cr含量的增加,Cr在内层腐蚀产物中的富集量加大;钢中的Cr元素使腐蚀产物膜变得致密且具有离子选择性,阻止腐蚀液中的阴离子到达基体,进而提高钢的耐CO2/H2S腐蚀性能。     

H2S／CO2环境中碳钢的腐蚀电化学行为研究

采用电化学测试方法,结合SEM、EDS等分析技术,研究了在H2S／CO2环境中服役和未服役的碳钢弯管的电化学行为。结果表明：在H2S／CO2环境中服役后的弯管耐H2S／CO2腐蚀性能降低。在CO2体系中,电化学阻抗谱由高频容抗弧和低频感抗弧组成,金属表面局部覆盖疏松多孔且保护性差的FeCO3膜。当腐蚀体系中存在H2S时,低频感抗弧消失,金属表面形成均匀致密的FeS膜,可以显著降低弯管的腐蚀速率。     

高温高压酸性气井油套管钢在超临界CO_2环境下的腐蚀行为

高温高压酸性气井腐蚀环境恶劣,油套管腐蚀、变形、破损等事故频繁发生,严重影响气井安全生产。为了解掌握油套管钢的腐蚀类型、严重程度及耐蚀性能,利用高温高压反应釜在模拟井底实际工况条件下研究了J55、N80、P110、13Cr、S13Cr 5种油套管材质的抗CO_2腐蚀性能,运用失重法、扫描电镜(SEM)和能谱分析等技术,重点分析了腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌和腐蚀产物膜成分。结果表明:在本试验测试范围内,J55、N80、P110钢在90℃时腐蚀速率为最大,然后随温度升高而降低,属于极严重腐蚀;13Cr、S13Cr钢的腐蚀速率随温度的升高不断增大,在150℃达到最大值;5种材料的平均腐蚀速率随CO_2分压的增大呈先上升后下降的趋势;碳钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀+局部腐蚀,含Cr钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀;碳钢CO_2腐蚀产物膜主要成分为FeCO_3,同时夹杂有少量的Fe_3C和铁的氧化物或铁单质;13Cr和S13Cr钢CO_2腐蚀产物膜的主要成分为晶态FeCO_3和非晶态的Cr(OH)_3,此外,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

高温高酸性环境下镍基合金718与异种金属偶接的电偶腐蚀行为

高温/高压高酸性腐蚀环境中镍基合金718常作为可靠的材料使用,但不可避免会与其他金属偶接使用,易产生电偶腐蚀。模拟150℃,H_2S分压1.0 MPa,CO2分压1.5 MPa,Cl~-浓度200 000 mg/L的高温高酸性腐蚀环境,采用高温高压电化学测试技术和浸泡腐蚀模拟试验,研究了镍基合金718分别与低合金钢35Cr Mo、C110和不锈钢13Cr偶接后的电偶腐蚀行为。结果表明:在模拟高温高酸性环境下,3种金属分别与718合金偶接后,均发生了一定程度的电偶腐蚀,其中C110电偶腐蚀速率最大,而不锈钢13Cr的电偶腐蚀速率最小。电偶腐蚀的驱动力是2种金属的自腐蚀电位差,异种金属偶接后的电偶效应与两偶接材料的电位差成正比,而阳极材料自身的极化特性决定了其与耐蚀合金偶接后的电偶腐蚀程度。     

低Cr耐蚀管材的国内外研究进展

低Cr耐蚀管材在冶炼过程中加入少量的Cr和微量合金元素,在成本增加很少的情况下具有良好的抗CO2及H2S腐蚀性能.综述了国内外低Cr耐蚀油套管、集输管线材料的研究现状,详细介绍了低Cr钢抗CO2/H2S均匀腐蚀、局部腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能及影响因素,同时介绍了低Cr钢对缓蚀剂缓蚀效率的影响及使用的经济性,指出了国内研制开发的低Cr耐蚀管材与国外的差距及需要采取的措施,并展望了其在国内油气田的应用前景及发展方向.     

添加Cr对碳钢在CO2水溶液中耐蚀性的影响

通过模拟油田腐蚀环境的试验研究，发现在普通API SPEC N80钢中添加少量Cr不仅可大大降低在CO2腐蚀环境中材料的平均腐蚀速率，而且抑制了局部腐蚀的发生。SEM分析表明含Cr钢表面形成的腐蚀产物的结构和成分与N80钢相差很大，腐蚀形貌也有本质区别。含Cr钢试样表面形成的Cr（OH)3膜稳定性好，而且表面膜中Cr含量高达14％（质量分数），这种膜对腐蚀介质具有良好的屏蔽作用，从而提高了材料的抗腐蚀性能。     

模拟下古气藏工况下抗硫油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

为了更好地理解抗硫油管钢在含硫气田中的腐蚀行为和机理,利用高温高压反应釜装置,结合SEM和XRD分析方法,对N80S和P110S抗硫油钢管在模拟下古气藏环境中CO_2,H_2S共存时的腐蚀行为进行了研究,计算了不同CO_2和H_2S分压比时的腐蚀速率,分析了腐蚀产物特征和成分,探讨了其腐蚀机理。结果表明:2种抗硫油管钢随H_2S含量的增大,腐蚀速率先增大后减小;H_2S微量时抗硫油管钢表面形成了Fe CO3和Fe S等腐蚀物,未见明显的腐蚀坑,随H_2S含量的增大,表面的腐蚀产物为铁的硫化物且存在明显的局部腐蚀。     

耐蚀油套管管材的国内外研究现状

世界油气田中大约1/2含有H2S和CO2气体,针对CO2/H2S腐蚀所采取最安全的防护措施是使用耐蚀油套管材料。本文综述了国内外抗腐蚀油套管管材的研究现状,详细介绍了低碳钢、低合金钢、低碳3-5wt.%Cr钢、13Cr和超级13Cr不锈钢的冶金成分、组织结构及抗CO2/H2S腐蚀,特别是抗硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能。指出了耐蚀油套管管材在CO2/H2S油气田应用的不足之处及在以后研发过程中有待解决的问题。