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.     

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。     

J55钢在模拟CO2注入井环空环境中的关键性腐蚀因素

基于实际CO₂驱注井环空环境计算环空参数、测试电化学和进行相关性分析,研究了环境总压、CO₂分压、pH值以及温度对J55钢腐蚀电化学行为的影响。结果表明,CO₂分压和温度是影响J55钢腐蚀速度的关键因素。CO₂分压与电荷转移电阻(R_ct)显著相关,Spearman相关系数为-0.623;CO₂分压的升高使溶液的pH值降低从而促进析氢反应,使腐蚀速率提高。温度与R_ct的相关行显著,Spearman相关系数为-0.692;温度的降低抑制材料的电化学反应活性且阻碍腐蚀产物膜的形成,减缓了J55钢的腐蚀。溶液初始p H值的降低能促进J55钢的腐蚀,但是温度和CO₂分压的影响可将其覆盖。     

13Cr-N80油管钢在不同浓度NaCl溶液中的电偶腐蚀行为

采用电化学方法,研究了超级13Cr-N80油管钢电偶对在不同浓度NaCl溶液中的电偶腐蚀行为,采用SEM分析了电偶对中被腐蚀试样的腐蚀形貌,并利用EDS和XRD分析手段分析了其腐蚀产物。结果表明,在不同浓度NaCl溶液中,13Cr与N80之间均存在明显的电位差,13Cr与N80偶接时均发生了不同程度的电偶腐蚀,电偶对中N80作为阳极被加速腐蚀,而13Cr作为阴极得到保护,超级13Cr-N80油管钢电偶对必须对N80防护后方可偶接使用;随着NaCl溶液浓度的增大,超级13Cr-N80油管钢电偶对的电偶电流密度减小,电偶对中N80的腐蚀程度降低,且其表面的腐蚀产物主要由Fe3O4组成。     

FeMnSi/B10偶对在不同温度3.5%NaCl溶液中的电化学腐蚀行为

B10海水管道与FeMnSi记忆合金管接头连接使用易发生电偶腐蚀。为明确FeMnSi/B10的电偶腐蚀机理，通过电化学测试、腐蚀失重法、SEM、EDS分析了FeMnSi/B10偶对在不同温度的3.5%(质量分数)NaCl溶液中的腐蚀行为、腐蚀形貌和腐蚀产物成分。结果表明：FeMnSi/B10发生电偶腐蚀时，FeMnSi为阴极，B10为阳极。FeMnSi和B10的腐蚀热力学趋势和腐蚀速率均随温度的升高而增加。FeMnSi/B10偶对电偶电流密度在初期急剧下降，随着时间的延长而减慢，最后达到稳定值。当温度从25℃升高至45℃时，偶对的电偶电流密度增大了约1倍，说明FeMnSi/B10偶对的耐蚀性对温度较为敏感。随着温度的升高，B10的腐蚀形式由晶间腐蚀发展为剥蚀。FeMnSi记忆合金的腐蚀产物为Fe₂O₃、Fe₃O₄、FeOOH,B10铜镍合金的腐蚀产物为Cu₂O、Cu₂Cl(OH)₃。     

哈氏C-276合金与16MnR钢在盐酸中的电偶腐蚀行为

石化厂急冷塔中的哈氏C-276合金和16MnR钢易形成电偶对,在塔中HCl气氛下发生腐蚀。测定了哈氏C-276合金与16MnR钢在10%盐酸中的自腐蚀速率、电偶腐蚀速率和稳态极化曲线,探讨了偶接时间、阴阳极面积比、环境温度及腐蚀液流速对阳极电流密度的影响。结果表明:2种金属偶接后,阴极哈氏C-276合金腐蚀速率得到抑制,阳极16MnR钢腐蚀速率急剧增大;2种金属自腐蚀电位相差超过200 mV,电偶电位接近16MnR钢的自腐蚀电位;随偶接时间延长,电偶电流不断衰减,24 h后趋于稳定;阳极电流密度随阴阳极面积比增大、温度升高而增大,但呈非线性增长,一定程度后增长趋势变缓;流动的腐蚀液中的阳极电流密度大于静止腐蚀液中的。     

超级13Cr和P110油管钢在NaCl溶液中电偶腐蚀行为的研究

采用电化学方法研究了超级13Cr-P110钢偶对在NaCl溶液中的电偶腐蚀行为,测试了开路电位、电偶电流和电偶电位,采用SEM、EDS和XRD分别对腐蚀形貌和产物进行了表征。结果表明,超级13Cr和P110钢在NaCl溶液中存在明显的电位差,两者偶接时超级13Cr作为阴极被保护,而P110钢作为阳极被加速腐蚀,该电偶对产生的电偶电流密度会形成严重的电偶腐蚀,随着Sc/Sa的增大,电偶电流明显增大,阳极的腐蚀程度加重,腐蚀产物为氧化物,腐蚀破坏的形式由腐蚀产物疏松转变为腐蚀膜层开裂形成的片层状脱落。     

中东某代表性油田L80-1套管材料的腐蚀行为及腐蚀图版初步研究

为了给中东某代表性油田服役套管材料的选择提供依据,采用浸泡失重试验、正交试验、SEM、XRD等研究了该油田环境中不同CO₂分压、H₂S分压、含水率、浸泡时间等因素对L80-1套管材料腐蚀行为的影响。结果表明：在试验测试参数范围内,对L80-1钢的腐蚀速率影响程度最大的是含水率,其次是CO₂分压,然后是H₂S分压、温度,影响最小的是Cl^-浓度。随着浸泡时间的延长,L80-1钢的腐蚀速率越来越小,膜层越来越致密平整。随着CO₂分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在2.00 MPa时达到最大值。随着H₂S分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率不断增加。L80-1钢在开采前期腐蚀轻微,但一旦产出液中含水率超过30%,其腐蚀速率将迅速升高,因此开采中后期须采取防腐措施。基于腐蚀行为研究的基础数据,绘制了几种套管钢的CO₂-H₂S腐蚀图版。腐蚀图版表明在中东典型油田腐蚀环境中,L80-...     

海上油气田油套管用材110Cr13S适用性研究

为评价110Cr13S油套管钢在海上油气田开发工程中的适用性,采用暴露腐蚀试验、原位电化学测试、应力腐蚀测试研究了110Cr13S钢在模拟深水油气田井下高温、高压、CO₂与H₂S共存腐蚀环境中的腐蚀行为。利用扫描电镜、能谱仪、电化学工作站、慢应变速率拉伸试验机测试了110Cr13S油套管钢在温度为129.5℃,H₂S分压为358 Pa以及CO₂分压为2.754 MPa条件下的腐蚀形貌、腐蚀产物成分、电化学行为及慢应变速率拉伸曲线。结果表明：在模拟深海油气田井况条件下,110Cr13S钢的平均腐蚀速率为0.004 4 mm/a,试样表面生成了结构致密完整的钝化膜,具有较好的耐蚀性和优异的抗硫化物应力腐蚀开裂性能,110Cr13S油套管钢适用于深水、高温、高压、CO₂与H₂S共存条件下的油气井开发油套管选材。     

铁轨钢与不锈钢在模拟雨水环境中的电偶腐蚀行为

采用电化学测试技术和盐雾腐蚀试验方法，研究了U71Mn铁轨钢与1Cr13、2Cr13、1Cr18Ni9三种不锈钢在模拟雨水环境中的电偶腐蚀行为，以期为解决火车在站位置检测技术提供依据。结果表明：当阴、阳极面积相等时，U71Mn钢与三种不锈钢间的电偶腐蚀敏感性均较高，其中在模拟酸雨环境中，三种电偶对的腐蚀电流较为接近；而在中性环境中，1Cr18Ni9／U71Mn电偶对的腐蚀电流最大。在模拟酸雨环境中，对于大阳极／小阴极焊接结构，不锈钢阴极腐蚀轻微，U71Mn阳极腐蚀严重，但是以自腐蚀为主，电偶腐蚀影响较小。中性雨水环境中铁轨钢上焊接1Cr13不锈钢带，酸雨环境中铁轨钢上焊接1Cr18Ni9不锈钢带，是解决火车在站位置检测的可行性技术途径。     

碱液输储装置用12Cr13钢的热浓碱液腐蚀行为

目前对12Cr13钢在碱液中的腐蚀行为未见研究报道.采用浸泡试验通过调整流速、碱液浓度、浸泡时间等参数研究了12Cr13钢在热浓碱液中的腐蚀行为,以明确不同因素影响碱液腐蚀的规律及碱液腐蚀机理.结果表明:试验范围内12Cr13钢静态下的腐蚀速率大于动态下的,流速增大加速了试样的腐蚀及钝化膜的修复,促进了材料表面钝化膜的生成,降低了腐蚀速率.碱液浓度低(0～20％)时12Cr13钢以钝化为主,腐蚀速率较低,碱液浓度高(＞20％)时由于过钝化溶解,使腐蚀速率显著增大;在45％碱液中12Cr13钢经历着钝化膜的生成、过钝化溶解及钝化膜的修复过程,腐蚀速率随时间增大呈先增大后降低趋势,浸泡7d出现最大腐蚀速率;动态条件下这些过程被加速,腐蚀速率减小,约是静态下的1/2.     

CO2/O2环境下L320钢在不同流速下的腐蚀行为研究

为了确定L320钢在CO₂/O₂环境中不同流速下的腐蚀行为,通过多相流瞬态模拟仿真软件,模拟目标管道的流动状态,确定室内模拟试验的流速范围,选择L320钢进行CO₂/O₂共存体系下不同流速的高温高压动态反应釜试验,采用扫描电镜、X射线衍射仪对腐蚀产物进行微观形貌表征和成分分析。结果表明:温度和压力随着里程的增加呈现下降的趋势;管道气体流速和壁面剪切力随着里程的增加呈现逐渐上升的趋势。基于Pearson相关系数法,确定了流速是影响腐蚀速率的主控因素。随着流速的增加,L320在CO₂/O₂共存条件下的均匀腐蚀速率逐渐增大。CO₂/O₂共存体系的腐蚀产物为Fe 2 O₃、FeOOH、Fe(OH)3、Fe 3 O 4、FeCO₃等。研究结论可为不同流速下的L320钢在CO₂/O₂共存环境中的防护提供借鉴。     

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。     

Ca2+对3Cr钢在CO2环境中腐蚀行为的影响

随着油气开发进入到高含水期，高Ca²⁺、高Cl^-的地层水环境对管柱的安全服役提出了更高的要求。采用高温高压釜模拟井下流态环境，结合电化学研究结果，分析了Ca²⁺浓度和暴露时间对3Cr钢腐蚀行为的影响。结果表明：尽管Ca²⁺的存在会促使溶液酸化，但3Cr钢在含Ca²⁺溶液中的腐蚀速率更多取决于试样表面的膜层质量。当溶液中总Cl^-浓度为128 000 mg/L,Ca²⁺浓度在0～3 600 mg/L的范围内时，3Cr钢在Ca²⁺浓度为1 080 mg/L时平均失重速率最大，为2.2 mm/a。在Ca²⁺含量为180 mg/L的环境中，3Cr钢的失重速率曲线显示3Cr钢的失重速率随时间呈反“V”变化趋势，当腐蚀时间为240 h时，试样的平均失重速率达到最大值。当将3Cr钢放入通入CO₂的含有Ca²⁺的溶液中时，3Cr钢表面形成Fe_x...     

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.     

CO2和H2S腐蚀环境中X65钢的气液界面腐蚀行为

X65碳钢广泛应用于海底集输管道。在集输工艺中,天然气介质复杂,常含有H₂S和CO₂等腐蚀性气体。由于采用湿气输送,形成凝析水造成管道常出现严重的腐蚀穿孔事故。通过高温高压反应釜试验,分析气相、液相以及气液界面腐蚀机理,为X65钢湿气集输管线的腐蚀防控措施制定提供依据。采用X65钢,分别在CO₂,H₂S,Cl^-存在的工况下进行高温高压反应釜试验,每组试验进行7 d的气液界面腐蚀,并结合扫描电镜（SEM）和X射线衍射（XRD）表面分析技术分析腐蚀产物特性。结果表明：随着CO₂和H₂S的注入,在气相、液相以及气液界面3个区域中,局部腐蚀速率均呈现上升趋势。在CO₂和H₂S存在时,液相腐蚀速率>气相腐蚀速率>界面腐蚀速率。在气液界面存在的条件下,X65钢在界面以下形成阳极,界面以上形成阴极,因此液相局部腐蚀速率更快。     

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。     

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。     

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.     

油田水中J55钢的腐蚀行为

油管腐蚀对油田开采产生严重影响,利用电化学阻抗谱和动电位扫描极化曲线研究了油管J55钢在油田水中的腐蚀行为。结果表明:J55钢在油田水中随腐蚀时间的增长腐蚀产物膜电阻增大,腐蚀电流密度减小,腐蚀速率减小;温度从35℃增加到75℃时,J55钢在油田水中的腐蚀速率增大,而温度继续增加至90℃时腐蚀速率减小,75℃时腐蚀速率最大。