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.     

高酸性气田钻井中钻具的选材评价

以高含硫化氢聚合物钻井液为腐蚀介质,考察了温度、流速、pH值、PCO2/P2S分压比对S135和G105高强度钻杆钢的腐蚀影响,并对腐蚀产物形貌和成分进行了分析.结果表明,腐蚀速率随温度的升高而增大,在60～80℃间,腐蚀速率略有下降,温度超过120℃后,腐蚀速率变化不明显;流速对腐蚀速率影响不大;pH值越低,腐蚀越明显;在本试验范围内PCO2/PH2S分压比对腐蚀速率影响不大;气相腐蚀速率高于液相腐蚀速率,这与常规酸性钻井液中液相腐蚀速率高于气相腐蚀速率相反.硫化物应力腐蚀试验表明,钻杆强度越高其临界应力越低.钻杆的抗硫性能依次为G105(C)＞G105(D)＞S135(B)＞S135(A),此方法可为国内在开发高酸性气田时合理选取井下钻具管材提供参考.     

用失重法研究二氧化碳环境中的电偶腐蚀

采用失重法研究了二氧化碳腐蚀环境中碳钢/不锈钢(N80/S31803)电偶对在高温高压下的电偶腐蚀行为,探讨了温度、压力及面积比对电偶腐蚀的影响.结果表明:常压下,随着温度的升高,CO2腐蚀环境中电偶对阳极(N80钢)的腐蚀速率有一个极大值;腐蚀速率的对数值与面积比的对数值呈线性关系.CO2分压为2.5 MPa、阴阳极面积比≤4时,电偶对阳极(N80钢)的腐蚀速率在不同温度下分别存在一个极大值和一个极小值;腐蚀速率都随着面积比的增大而增大.     

CO2和Cl^-共存条件下L245NB钢的腐蚀行为

四川省油气田的天然气中都含有一定量的CO2,为此,借助静态高温高压试验和电感式点腐测试仪,研究了不同CO2分压和不同Cl-浓度条件下L245NB钢的腐蚀行为.结果表明,在试验范围内,随着CO2分压和水中Cl-浓度的升高,L245NB的腐蚀速率相应增大;在40℃、总压为9 MPa、CO2分压大于1.0MPa,以及Cl-浓度大于5%的试验条件下,气相出现了点蚀.最后,还考察了抗CO2腐蚀缓蚀剂CT2-17对L245NB的保护效果.     

模拟油田地层水环境中套管钢的结垢规律及防垢剂的选用

集输系统结垢制约了油田开采,注水管线形成的水垢增大了水流阻力和注水能耗,导致管线出现局部腐蚀。模拟油田地层水环境,研究了pH值、温度、盐含量、CO2分压对套管钢结垢规律的影响,并筛选了合适的阻垢剂以有效防止套管钢的破坏、失效。结果表明:套管钢的结垢速率随pH值增大、温度升高、CO2分压增大而增加,随盐含量增加而减小;具有防腐蚀、阻垢双重作用的阻垢剂能更有效地保护套管钢,减缓或避免其发生腐蚀和结垢。     

温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

为了研究温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响,采用高温高压釜装置,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同温度下(80 ℃,90 ℃,100 ℃,110 ℃)油管钢N80,P110的CO2/H2S腐蚀速率进行了研究,得到不同温度下两种钢的腐蚀速率和腐蚀形貌.研究结果表明,在试验温度范围内,N80钢和P110钢都发生了极其严重的 CO2/H2S腐蚀,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率均先增后降,且在90 ℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率高于N80钢.     

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.     

N80钢在中高温H2S环境中的腐蚀与缓蚀剂评价研究

海上热驱采油中发现伴生H2S,给生产油管带来了腐蚀和安全隐患,为了分析其腐蚀特点,以对其进行腐蚀防护,采用高压釜失重法和扫描电镜,研究了中高温含H2S油井采出水中N80钢的腐蚀行为,并探讨了流速和H2S分压的影响,进而筛选评价了适用的H2S缓蚀剂.结果 表明:在含H2S采出水中N80钢的腐蚀较为严重,80℃时的腐蚀速率最高;随着H2S分压的升高和流速的增大,其腐蚀速率迅速增大.腐蚀后钢表面均存在黑色的硫铁化物,表面产物较疏松、不完整.不同缓蚀剂加入均可抑制腐蚀,其中缓蚀剂CI-S-11的效果最好,其缓蚀率超过85％,可用于现场油管保护.     

高温CO2介质中N80钢的腐蚀行为

目前,对油气田环境中N80钢高温CO₂腐蚀的研究不多。采用高温高压腐蚀失重法研究了N80钢在60³50℃内、CO₂分压为2 MPa的多元热流体水样中的腐蚀状况,对其腐蚀产物形貌及成分进行了观察分析,并探讨了其腐蚀机理。结果表明:100℃时N80钢的二氧化碳腐蚀速率出现极大值,而在200℃左右腐蚀速率有极小值。温度对N80钢CO₂腐蚀产物的形貌和组成有较大影响,80¹00℃的腐蚀产物出现规则晶体,晶体粗大且堆积较疏松,120¹80℃的腐蚀产物晶体排布得越来越致密,200℃以后腐蚀产物发生了变化,CO₂腐蚀的主要产物由FeCO₃变成了Fe₂O₃。     

油气输运条件下X56钢的CO2腐蚀行为研究

油气输运管线工作于苛刻的腐蚀环境中,容易造成严重的破坏.利用SEM,EDS,XPS,XRD,EIS等现代分析技术,在油气输运条件下(温度30～80℃、PCO2 为0.5～2.0 MPa、流速1.4m/s),对油气输运管常用材料X56钢进行了测试分析.失重试验证明:X56钢的腐蚀速率随温度的升高而升高,表现为指数关系;随CO2分压增大而加大,表现为线性关系.SEM,EDS,XPS,XRD分析表明:腐蚀产物晶体主要是由反铁磁性物质FeCO3及(Fe,Ca……)CO3复相物组成,表现为台地浸蚀及孔穴腐蚀,腐蚀产物膜由3层构成.极化曲线表明:在PCO2=0.5 MPa、30～90℃条件下,随温度升高,X56钢的自腐蚀电位Ecorr变负,Icorr升高;温度80℃、PCO2=0.5～2.0 MPa时,自腐蚀电位Ecorr随PCO2的增加而变正,自腐蚀电流Icorr明显增大,且阴极极化及阳极极化有明显的弱极化Tafel区.电化学交流阻抗试验表明,由于腐蚀产物膜的存在,低频区出现了半无限扩散的的Warburg阻抗特征,高频端出现了容抗弧,反应受扩散控制.     

LY6铝合金的局部腐蚀行为研究

探讨LY6合金的局部腐蚀行为对扩大其应用范围意义重大,采用加速腐蚀试验和微观腐蚀形貌观察等方法,研究了经自然时效处理的LY6铝合金在含Cl-的典型环境中的点蚀、晶间腐蚀、应力腐蚀断裂和剥蚀等局部腐蚀行为,并讨论了它们的机理和相互关系.在试验环境下,LY6铝合金对点蚀、晶间腐蚀、剥蚀和应力腐蚀断裂都存在敏感性,合金中S相(Al2CuMg)、θ相(CuAl2)及MnAl6等第二相的存在是发生上述局部腐蚀的根本原因.研究表明,合金的剥蚀是一个从点蚀发展到晶间腐蚀,然后在应力协同作用下发生破坏的过程.恒载荷应力腐蚀拉伸法和断口形貌观察发现,LY6铝合金应力腐蚀断裂是由于阳极溶解作用的结果.     

海水介质中缓蚀剂研究的回顾和展望

介绍了国内外海水介质中缓蚀剂的发展过程，阐述了海水介质中缓蚀剂的研究开发情况，展望了该领域的研究方向。     

金属铀的水蒸气腐蚀行为研究现状

金属铀是一种重要的核材料,在国防工业和能源系统中得到广泛应用,由于其具有高化学活性,当贮存环境中含有微量水蒸气时容易发生腐蚀而影响其使用性能。为深入认识金属铀在含水环境中的腐蚀老化过程,研究人员开展了大量科学研究。围绕腐蚀产物、腐蚀动力学以及腐蚀机理综述了国内外关于金属铀与水反应过程的主要研究成果,从氧化铀缺陷结构、金属铀微观结构对反应过程的影响以及O_2的氧化抑制机理等方面对下一步研究方向进行了展望。     

影响钨酸盐复合海水缓蚀剂缓蚀性能的因素

采用失重法、电化学法对钨酸盐复合缓蚀剂的缓蚀性能及缓蚀机理进行了研究.结果表明,温度30～60℃、pH值为6～10、海水浓缩倍数在0.5～2.0时,添加复合缓蚀剂及不同杀菌剂对已腐蚀的试片缓蚀率变化幅度不大,均有很好的适应性;钨酸盐复合缓蚀剂主要体现的是抑制阳极反应为主的混合型缓蚀作用,24 h后的缓蚀率比40 min后测得的缓蚀率更高.     

新型水溶性缓蚀剂的研究及应用

针对目前油田使用缓蚀剂存在油中溶解度大,缓蚀效果差的问题.采用密闭搅拌法对多种现有缓蚀剂进行了乳化性、水溶性、缓蚀剂效果评价,并在此基础上研制了新型ZYC-1型水溶性缓蚀剂.应用表明,油井及端点投加该缓蚀剂后,在投加量较小的情况下,总铁及腐蚀速率均有明显降低,缓蚀效果显著.     

预氧化对涂层抗低温热腐蚀性能的影响

研究了预氧化处理对ＭＣｒＡｌＹ涂层抗低温热腐蚀性能的影响，结果表明，预氧化形成的氧化铬膜提高了涂层的抗腐蚀性。     

缓蚀剂在HCl-H2S盐水体系中对碳钢的缓蚀作用

利用静态失重法，动电位扫描极化曲线法研究了合成的HGZ缓蚀剂对HCl-H2S盐水体系中碳钢的缓蚀作用，分析了其缓蚀作用机理，结果表明，在HCl-H2S盐水介质中，HGZ对于碳钢是性能优异的缓蚀剂。     

碳钢的土壤腐蚀模拟加速实验

利用土壤腐蚀模拟加速实验箱,进行了Q235碳钢在滨海盐土中的恒温恒含水量、温度交变和含水量交变三种土壤腐蚀模拟加速实验。结果表明:10%(质量分数,下同)含水时,碳钢表面由局部腐蚀逐渐发展为不均匀的全面腐蚀,其余含水条件下,其主要表现为均匀腐蚀。Q235碳钢在70℃的腐蚀速率明显高于50℃,同一温度下,Q235碳钢在10%含水土壤中的腐蚀失重最大。在恒温恒含水量加速实验中,随时间增加其腐蚀电位逐渐升高,在含水量交变和温度交变实验中,腐蚀电位和氧化-还原电位随土壤含水量减小、温度降低而逐渐升高。     

钢铁点蚀坑内腐蚀产物对点蚀扩展的影响

为了探讨钢铁点蚀坑内部生成的腐蚀产物对点蚀生长的影响,使用自制的2种铁微电极,通过电化学三电极体系,使之在阳极极化条件下发生溶解,一定程度上模拟点蚀生长的特征。结果表明:采用微型注射器可以将2种铁微电极表面黑色腐蚀产物沉积层冲洗到模拟点蚀坑外部,消除其对点蚀扩展的影响;通过对比冲洗前后的阳极溶解电流随时间的变化趋势,可以计算该腐蚀产物对模拟点蚀生长速率的影响;借助2种铁微电极的特殊性,提出了对其点蚀内部腐蚀产物影响进行量化的方法,将其用于修正点蚀内部金属离子的扩散系数,在一定程度上可完善点蚀的生长和预测模型。     

Effects of thiosulfate and dissolved oxygen on crevice corrosion of Alloy 690 in high-temperature chloride solution

The crevice corrosion behavior of Alloy 690 was investigated in high-temperature chloride solution containing different concentrations of thiosulfate(S₂O₃^2-) and dissolved oxygen(DO). The S2O32- inhibited corrosion of Alloy 690 through consuming oxygen in aerated chloride solution. In deaerated chloride solution,the S₂O₃^2- was reduced to S° and S^2- and subsequently incorporated into the oxide films, which promoted the pitting corrosion at locations of both TiN inclusions and matrix inside the crevice during the crevice corrosion as well as influenced the composition and thickness of the oxide films. The effect mechanisms of S₂O₃^2- and DO on crevice corrosion in high-temperature chloride solution are discussed.