X70管线钢在含CO2湿气环境下腐蚀产物膜的生长

针对X70管线钢在湿气CO2环境下腐蚀产物膜的生长过程,利用高温高压冷凝反应釜进行不同腐蚀时间的动态模拟冷凝试验,分析腐蚀速率随腐蚀时间的变化规律。通过扫描电镜(SEM)和能谱分析(EDS)考察不同腐蚀时间下腐蚀产物膜的微观形貌和成分。进行湿气温度为25℃的静、动态模拟冷凝试验,对比动、静态条件下腐蚀产物膜的微观形貌,考察流动状态对腐蚀速率和腐蚀产物膜生长的影响。在湿气冷凝腐蚀的特殊腐蚀环境下,探讨不同腐蚀阶段FeCO3形核和长大的关系,建立低温条件下X70钢湿气CO2腐蚀产物膜的成膜机制。结果表明:流动条件下湿气腐蚀速率高于静态条件,且流动条件下的腐蚀产物膜厚度较厚;X70钢低温下湿气腐蚀产物膜总体呈现无定形状态,内部镶嵌有FeCO3颗粒。     

H2S/CO2共存聚合物钻井液中腐蚀产物膜分析

随着酸性气田的不断开采,其钻采环境中的腐蚀机理及井下管材的优选已成为研究的热点.通过室内高温高压腐蚀试验,并结合扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线光电子能谱(XPS),研究S135钻杆钢在H2S/CO2共存聚合物钻井液中气相与液相的腐蚀产物膜成分差异,探讨腐蚀机理.结果表明,S135钻杆钢气相和液相腐蚀速率都随温度升高和CO2分压增大而增加,气相腐蚀较液相严重,呈局部腐蚀形貌,气相腐蚀产物表面凹坑较大,液相腐蚀产物较为均匀且致密性强,以均匀腐蚀为主.气相和液相腐蚀产物膜中都含有C、O、S、Fe、Si五种元素,且腐蚀产物成分差别不大,主要成分为Fe3O4、FeS、α-FeOOH、FeS2,以及少量的Fe7S8和Fe3S4,此外在腐蚀产物膜表面还夹杂有硅酸盐物质.钻杆钢腐蚀主要来源于二氧化碳腐蚀、氧腐蚀、硫化氢腐蚀、单质硫腐蚀以及腐蚀产物膜与钢材本体间电偶腐蚀.     

含Cr低合金钢货油舱上甲板环境腐蚀行为

为了研制货油舱上甲板用低合金耐蚀钢和了解该环境下的腐蚀机理,采用自制的O2-CO2-SO2-H2S湿气腐蚀模拟装置,对不同Cr含量的低合金钢进行腐蚀行为研究.在进行腐蚀试验后,首先测量了腐蚀速率,然后应用SEM对腐蚀产物膜的微观形貌及结构进行分析,并通过EDS和XRD确定腐蚀产物膜的物相组成,采用EBSD手段分析大小角度晶界对腐蚀性能的影响.结果表明:模拟湿气腐蚀的腐蚀产物膜主要由α-FeOOH,γ-FeOOH,S,FeS2,Fe1-xS,FeS组成,且呈分层结构;3%Cr较1%Cr腐蚀速率显著下降;Cr含量上升到3%时,腐蚀产物膜内层出现明显的Cr富集;3%Cr较1%Cr含量实验钢的大角度晶界比例下降.Cr含量在一定范围内的提高有助于低合金钢表现出较好的耐蚀性能.     

新型2Cr1Mo2Ni钢在含二氧化碳油田采出液中的腐蚀行为

为弄清Mo和Ni元素在低Cr钢耐蚀方面所起的作用,炼制了新型2Cr1Mo2Ni钢,研究其在模拟油田采出液中的腐蚀行为,实验条件为80℃,0.8MPa CO2分压.利用扫描电镜和能谱分析研究了2Cr1Mo2Ni钢和3Cr钢的腐蚀产物膜微观形貌和成分,测试了高温高压极化曲线和电化学阻抗谱,分析了腐蚀产物膜的生长过程.实验结果表明,Mo和Ni元素在提高抗CO2腐蚀性能方面的作用不及Cr元素.2Cr1Mo2Ni钢腐蚀164h后,中低频感抗弧消失,腐蚀产物膜开始完全覆盖基体表面;腐蚀240h后,生成的腐蚀产物膜具有较好的保护性.     

X70管线钢在含CO_2湿天然气环境下腐蚀行为

利用高温高压冷凝釜模拟油气田湿天然气CO2腐蚀环境,进行了不同气体温度、湿气-管壁温差的湿气冷凝腐蚀实验,研究了温度对X70钢腐蚀形态、速率的变化规律.利用扫描电镜和能谱仪,分析了腐蚀产物膜的微观形貌和成分,并与高温高压釜中全水相实验结果进行了对比.建立了湿气管道腐蚀预测模型,初步探讨了湿气温度、管壁温度、温差、液膜温度和冷凝率等重要湿气参数对湿气顶部腐蚀的影响.结果表明：在相同管壁温度（5℃）下,湿气温度升高使X70管线钢腐蚀速率升高;在相同的湿气温度（25℃和45℃）下,X70钢的腐蚀速率随管壁温度的升高而略有下降;在20～45℃范围内,腐蚀产物膜与基体的结合较弱,极易从基体剥落,腐蚀形态均为全面腐蚀.     

高温高压CO2/O2共存流体中N80钢腐蚀特性分析

在高温高压釜中进行CO2和O2共存流动液体环境中N80油管钢的腐蚀实验,采用失重法测量腐蚀速率,扫描电镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)测试腐蚀表面形貌和成分的方法,得到N80钢在流动多元热流体中的腐蚀规律与形貌特征.实验结果表明:在CO2和O2共存环境下,N80钢腐蚀以均匀腐蚀为主伴有部分局部腐蚀,腐蚀速率呈现随温...     

高含H2S/CO2介质中X60钢腐蚀产物膜分析

利用高温高压H2S反应釜进行腐蚀模拟实验,研究X60钢在高压H2S/CO2共存条件下的腐蚀规律,并利用扫描电子显微镜和X射线衍射等方法观察用分析了腐蚀产物膜的形貌和组成.在H2S/CO2分压比为1.74、H2S分压0.15～2.0 MPa条件下,腐蚀产物以硫铁化合物为主,未见碳酸亚铁,X60钢腐蚀过程由H2S控制.H2S分压较低时腐蚀产物以四方FeS1-x为主,H2S分压2.0 MPa时则出现六方FeS、六方Fe1-xS和立方FeS2.疏松的富S腐蚀产物及腐蚀产物膜局部剥落促使高H2S分压时X60钢出现明显局部腐蚀,并使全面腐蚀速率随H2S分压升高先升后降.     

低铬钢H2S/CO2腐蚀电化学阻抗谱特征

采用电化学阻抗谱技术研究了4种不同含Cr量的P110钢的H2S/CO2腐蚀电化学特征。结果表明：H2S的存在有利于金属表面成膜,导致低频感抗弧消失。在H2S/CO2环境中腐蚀阻力比纯CO2环境中的腐蚀阻力大,H2S可显著降低腐蚀腐蚀速率。随着含Cr量增加,腐蚀速率出现极小值的H2S浓度升高。高含钢的耐蚀性不一定优于低含铬钢,其耐蚀性能与H2S浓度密切相关。     

X65钢在CO2/H2S介质中的高温高压腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针进行微观结构分析,对90、120、150℃时X65钢在模拟油气田CO2/H2S环境中的腐蚀行为进行研究.结果表明:在实验条件下,X65钢发生严重的CO2/H2S腐蚀.随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势(120℃时为最大值).表面都生成了FeCO3为主的腐蚀产物膜;CO2/H2S腐蚀的协同作用形成了钢表面独特的点蚀和台地腐蚀特征.CO2/H2S腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

集输管道CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀特征

通过高温高压动态反应釜实验模拟油田集输管道腐蚀环境,采用腐蚀失重、X射线衍射、扫描电镜和电化学分析等方法,研究了CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀行为.结果表明:不同原油含水率条件下,X65钢CO2腐蚀形态发生改变.含水率较低(40%~50%)时,原油的浸润作用使X65钢表面发生均匀腐蚀,局部由于原油吸附不均匀出现点蚀特征;含水率在70%~80%之间时,原油对钢表面屏障作用减弱,生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀;含水率为90%时,台地腐蚀破坏区域扩大,腐蚀加重.原油可以明显改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构以及化学成分.在原油的缓蚀作用下,X65钢CO2腐蚀过程的温度敏感点向低温段移动,出现在50℃左右,腐蚀速率降低区间变宽,X65钢耐蚀性增强.     

20#低碳钢腐蚀因素分析

油气田生产系统中钢材的腐蚀严重影响了油田的正常生产。研究认为油气田生产系统中钢材的腐蚀程度取决于钢材所处的环境和钢材的材质。选取一种常用的钢材20#进行腐蚀因素影响分析,考察了温度、CL-1含量、Ca2+和Mg2+含量等因素对腐蚀速率的影响。实验发现上述因素对钢材腐蚀速率和规律影响程度差别很大,在不同的环境下需要考虑的因素也有差异,这为以后钢材防腐蚀提供了一定的理论依据。     

马惠线储罐沉积水中常用管线钢的腐蚀性对比

【目的】通过腐蚀评价进行合理选材,预防新建长输原油管道内腐蚀。【方法】通过腐蚀失重实验,研究X42、X52、X60、X65和X70共5种常用管线钢在马惠线储罐沉积水中的腐蚀行为,并结合SEM和XPS表面分析技术分析其腐蚀产物特性。【结果】随着温度的升高,5种管线钢腐蚀速率先升高后降低,在48℃时腐蚀速率最高。随着流速的增加,腐蚀速率先升高后降低,在流速为0.18m/s时腐蚀速率最大。在静态下,不同钢级管线钢腐蚀速率差别不大,钢级较高的管材点蚀倾向性较高;而在流动的腐蚀环境中,钢级较高的管材耐蚀性相对较高。【结论】综合考虑管线钢的耐腐蚀、耐冲蚀和耐点蚀性能,在马惠线内腐蚀环境中建议选用X60和X65钢。     

油气集输管道的腐蚀速率预测研究进展

中国大多数油气田开发步入中后期,采出介质腐蚀性不断增强,导致油气集输管道频繁发生腐蚀、穿孔及泄漏。系统综述了油气集输管道的腐蚀环境、主要腐蚀类型、关键影响因素以及基于不同方法建立的腐蚀速率预测模型等方面的国内外研究进展。研究结果表明,油气集输管道的腐蚀环境恶劣、腐蚀风险较大,在油-气-水三相复杂流动状态下容易发生氢去极化腐蚀,主要两种腐蚀类型是均匀腐蚀和点蚀。同时,影响集输管道腐蚀的因素与流体介质和运行工况密切相关,导致腐蚀速率预测是一个非线性、多因素参与和交互的复杂问题。目前提出的主要三类腐蚀速率预测模型中,经典理论解析模型应用范围有限、精度欠佳;回归方程模型可以考虑更多的影响因素即提升了应用范围,但对于建立的高度复杂的表达式精度仍不足;但数值计算模型可以解决参数多样、关系交错且不连续的非线性问题,经过优化算法,模型的精度、适应性、可拓展性也会随之提升。进一步,展望了腐蚀速率预测模型的未来重点研究方向。     

X65MS钢在饱和H2S/CO2环境下的腐蚀产物研究

利用高温高压反应釜模拟酸性油气输送环境,研究X65MS管线钢在饱和H₂S/CO₂环境下的腐蚀行为.采用加速腐蚀实验法评测不同浸泡周期下的平均腐蚀速率.借助X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和电子探针(EPMA)等测试技术,分析了不同实验周期下氧化产物膜层的物相组成、表面形貌和截面形貌.结果表明,根据平均腐蚀速率随时间变化曲线的走势与氧化膜层的结构特征,腐蚀过程分为三个阶段.腐蚀过程以H₂S腐蚀为主,氧化产物主要为硫铁化合物(Fe_○xS_○y).随着浸泡时间的增加,铁元素比例减小,富S相比例增大,腐蚀产物膜层厚度增加,结构由疏松逐渐变为均匀、致密,腐蚀产物顺序为马基诺矿(Mackinawite)→过渡相陨硫铁(Troilite)→磁黄铁矿(Pyrrhotite),稳定的磁黄铁矿对X65MS管线钢基体的耐蚀性起到保护作用.     

渗铝钢的抗高温硫化氢腐蚀行为

研究了渗铝和未渗铝Ｑ２３５钢以及１Ｃｒ１８Ｎｉ９Ｔｉ钢受高温硫化氢腐蚀的速率和腐蚀机理。结果表明，渗铝钢有优良的抗高温硫化氢腐蚀的能力。     

温度对油套管用钢腐蚀速率的影响

通过模拟塔里木油田现场环境进行腐蚀试验,研究井下不同井段腐蚀环境下KO110和3Cr110油套管用钢的腐蚀形态以及腐蚀速率,确定表面腐蚀产物的成分.结果表明:在90℃附近两种材料出现腐蚀速率的最大值,KO110为9.9437mm/a,3Cr110为5.9734mm/a;3Cr110在低温下(90℃以下)的腐蚀速率远小于KO110,在90℃以上与KO110的腐蚀速率相当,甚至要高于KO110;KO110局部腐蚀相当严重,3Cr110表现出了良好的抗局部腐蚀性能,在整个温度区间,局部腐蚀很轻微.     

大庆油田采气井管柱CO2腐蚀速度分布规律及影响因素分析

对大庆油田采气分公司升深2-17井CO2腐蚀后的报废油管管柱进行了现场实测,绘出了N80油管管柱CO2腐蚀速度随气井井深分布规律曲线,并对该曲线进行了理论分析;所得结论,对气井油管管柱CO2腐蚀的预测评估,以及采取相应的有效预防措施具有很大的指导作用。     

基于固体钙含量的CO2腐蚀水泥石规律预测

CO₂会腐蚀油井水泥环，导致其强度衰退，使其失去保护套管和封隔油、气、水层的作用，从而缩短油气井寿命，造成巨大经济损失。如果能够预测CO₂在井下的腐蚀深度和腐蚀规律，那么就可以预测油井寿命，进而对水泥环耐腐蚀性能进行改进。然而，目前的CO₂腐蚀深度模型，大多是基于实验数据拟合建立的半经验模型，不具普遍适用性。针对这一问题，根据质量守恒定律结合扩散对流方程及钙离子沉淀速度，建立了CO₂腐蚀深度预测模型。该模型考虑了CO₂的扩散作用以及钙离子的沉淀，具有较强的适用性。通过CO₂腐蚀实验验证了该模型的可靠性，并利用该模型分析了水泥石基质被腐蚀后的变化规律，结果表明，随着腐蚀时间增加，水泥环孔隙度、渗透率增加，孔道迂曲度减小从而导致物质对流扩散加快、腐蚀速率加快；距离腐蚀端面越近孔隙度、渗透率越大，孔道迂曲度越小。     

温度对3%Cr管线钢CO_2腐蚀产物膜的影响

经济型低Cr合金钢具有较好的抗CO2腐蚀性能,利用高温高压反应釜研究了3%Cr管线钢的CO2腐蚀行为,采用X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)和能谱仪(EDS)等对腐蚀产物膜的微观形貌、化学成分以及结构进行分析,探讨了温度对3%Cr管线钢腐蚀产物膜的影响.结果表明,CO2分压0.8 MPa、液体流速1.0 m.s-1时,在40～140℃范围内,3%Cr管线钢均未发生局部腐蚀,其平均腐蚀速率呈先升高后降低的趋势,峰值温度在100℃左右.3%Cr管线钢的腐蚀产物膜具有两层结构:内层膜为致密的富Cr层(Cr富集程度可高达Cr/Fe=8/5),主要由含Cr化合物和非晶态FeCO3构成,并随着温度的升高,Cr富集程度增加,内层膜厚度降低;外层膜则由晶态FeCO3堆积而成.     

油井管接头螺纹腐蚀与防护研究进展

油井管作为油气田开采过程中的基础设施,随着油气田的不断深入开发,油气井的实际开采环境越来越恶劣,其接头螺纹连接处的腐蚀失效问题日益突出和严重.为保障井筒完整性,提高油井管的使用寿命,对几种典型的油井管接头螺纹腐蚀类型进行了介绍,详细分析和综述了其腐蚀机理和影响因素.针对文中介绍的腐蚀类型,对其腐蚀防护技术进行了系统性的...