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.     

油套管钢P110S的腐蚀磨损交互作用

为了持续研究油套管钢的腐蚀磨损行为,揭示其腐蚀磨损机理,采用失重法和电化学法测试了油套管钢P110S在不同浓度氯化钠溶液中的腐蚀磨损行为。结果表明:对以索氏体和贝氏体为基本组织的油套管钢P110S而言,在不同浓度的氯化钠溶液中,腐蚀与磨损呈正交互作用;在所测试的3种浓度(0.01,0.10,1.00mol/L)中,P110S在0.10 mol/L氯化钠溶液中的失重最大;电化学研究显示,腐蚀磨损前随着氯化钠溶液浓度的增加,P110S的自腐蚀电位逐渐降低,在3种浓度氯化钠溶液中腐蚀磨损一定时间后,P110S的自腐蚀电位基本相同;P110S在0.01 mol/L和1.00 mol/L氯化钠溶液中的腐蚀磨损形貌呈现零散的鹅卵形冲击坑,坑底部存在着严重的塑性变形和局部断裂,而在0.10 mol/L的氯化钠溶液中,小的冲击坑遍布试样表面,坑密且浅。     

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.     

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。     

油田注水井的腐蚀风险研究

注水井在输送注入水的同时,可能会引入溶解氧、微生物和结垢等腐蚀性因子,对油井管柱的安全运行带来挑战。通过模拟研究工况环境,开展P110油套管钢在注入水中的高温高压腐蚀评价试验及细菌腐蚀试验,利用失重法测试腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)及能谱仪进行腐蚀形态观察和腐蚀产物分析,研究了油井管在注入水后的腐蚀风险。结果表明:注入水引入的溶解氧、SRB和垢沉积均会导致P110钢腐蚀速率明显增加,且存在一定的局部腐蚀敏感性。     

某注水井P110油管外腐蚀穿孔原因分析

通过对注水井腐蚀穿孔油管进行宏观形貌、材质性能及腐蚀产物成分的分析,结合服役工况调研和油管中性点计算,对注水井P110油管外腐蚀穿孔原因进行了探讨.研究结果表明:全井深油管仅腐蚀穿孔P110油管出现明显局部腐蚀,且失效油管腐蚀形貌呈"溃疡状",同时该失效油管位于中性点以下,处于正弦屈曲状态;穿孔油管材质性能符合标准API SPEC 5CT-2011对P110钢的要求,油管外壁腐蚀产物主要为FeOOH和CaCO3.因此,P110油管在屈曲状态下与套管接触形成缝隙,而后发生缝隙腐蚀失效.腐蚀类型为吸氧腐蚀,腐蚀主控因素为缝隙效应和溶解氧含量,腐蚀机理为闭塞电池的酸化自催化效应.     

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。     

Si对碳钢耐大气腐蚀性能的影响

通过周浸加速腐蚀试验,采用SEM观察腐蚀试样表面和截面形貌,X射线能潽(EDAX)对锈层截面进行分析,X射线衍射(XRD)测定腐蚀产物的物相组成,在利用废钢中残Cu、P的基础上,研究Si对碳钢耐大气腐蚀性能的影响.结果表明,Cu、P能明显提高钢的耐腐蚀性能,而在模拟工业大气条件下Si的加入一定程度上减弱了钢的耐蚀性.     

13Cr油套管钢CO2腐蚀产物膜的能谱分析

利用高温高压釜,模拟油田腐蚀环境条件,采用13Cr油套管钢制备了CO2腐蚀产物膜,借助电子扫描显微镜（SEM）观察了腐蚀膜的表面和横截面形貌,通过X射线能量散射分析（EDAX）、X射线衍射（XRD）和X射线光电子光谱（XPS）等方法测定和分析了腐蚀产物膜的组成,以推测13Cr钢的CO2腐蚀机制。结果表明,13Cr钢在试验条件下以均匀腐蚀形成的CO2腐蚀产物膜具有双层结构;该腐蚀产物膜主要含有Fe、Cr、C和O四种元素;表层主要是粗大松散的FeCO3晶体颗粒堆积而成,内层是细小致密的晶态FeCO3和非晶态的Cr（OH）。微粒构成;内层膜较好的致密性和离子透过选择性是13Cr钢具有较好耐CO2腐蚀性能的主要原因。     

除氧剂的添加对注气井油管管材腐蚀行为的影响

为研究注入水中添加亚硫酸钠除氧剂控制注气井管柱氧腐蚀的有效性,为现场注气井管柱腐蚀防护提供依据,采用高温高压反应釜对注气井油管管材进行腐蚀模拟试验,利用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和能谱仪(EDS)等对试样腐蚀产物膜的成分及结构进行表征,研究了除氧剂添加对管材腐蚀行为的影响,并初步讨论了其腐蚀机理。结果表明:因注氮气驱油工艺引入的溶解氧会对P110与P110S油管管材带来严重的腐蚀风险,并具有较高的局部减薄失效风险; P110与P110S管材的全面腐蚀速率分别达到1.511 mm/a与1.404mm/a,最大减薄速率达到12.085 mm/a与4.240 mm/a;通过在注入水中适量添加除氧剂,P110与P110S管材的全面腐蚀速率分别降低至0.035 mm/a与0.030 mm/a,有效地降低了管材的腐蚀风险。     

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。     

Cl~-浓度对X80管线钢在CO_3~(2-)-HCO_3~-溶液中电化学腐蚀行为的影响

随着高强度管线钢广泛应用于油气管道输送领域,长距离埋地管道腐蚀现象越发明显。为了探究Cl~-与CO_3~(2-)-HCO_3~-共同作用下高强度钢的腐蚀行为,利用动电位极化及交流阻抗技术研究X80钢在不同浓度Cl~-的0.05 mol/L Na_2CO_3+0.10 mol/L NaHCO_3溶液中的电化学特征,并结合金相显微镜对X80钢的腐蚀形貌进行表征。结果表明:X80管线钢在不同浓度Cl~-的0.05 mol/L Na_2CO_3+0.10 mol/L NaHCO_3溶液中,其极化曲线呈现典型的活化-钝化-再活化特征;当Cl~-浓度由0 mol/L增大至0.09 mol/L时,X80钢的腐蚀速率呈现逐渐增大的趋势;当Cl~-浓度为0 mol/L时,试样表面腐蚀反应受阻,腐蚀现象较弱,只有几个小的腐蚀坑存在;当Cl~-浓度为0.09 mol/L时,极化电阻Rp出现最小值,此时X80管线钢的腐蚀现象最严重;溶液中的Cl~-吸附在X80钢表面会加速金属腐蚀反应的进行。     

碳钢与镀锌钢在不同气氛混凝土与模拟液中的腐蚀行为

热镀锌被广泛用于钢筋防锈蚀,为探求不同气体氛围以及不同介质环境中镀锌层对钢基体的电化学保护作用的差异,在N_2、饱和CO_2、空气3种气氛下,运用pH值、电位监测、X射线衍射(XRD)等方法分析碳钢和镀锌钢在普通混凝土及模拟混凝土孔隙液中的腐蚀行为。结果表明:在N_2、饱和CO_2、空气3种气氛下混凝土的pH值最终分别为12.50、7.41、10.06,模拟液的pH值最终分别为12.50、6.05、8.05;在N_2气氛下,介质对最终电位影响不大,碳钢和镀锌钢都表现为较稳定的钝化状态;在CO_2气氛下,碳钢和镀锌钢的电位都剧烈下降,模拟液介质中的碳化情况比混凝土中的严重,其中模拟液中碳钢的电位稳定,而镀锌钢的电位在第9~13 d有一段上升,此时镀锌钢的腐蚀产物主要为碳酸锌;在空气气氛下,镀锌钢在2种介质中电位都呈现上升趋势,与碳钢的电位差值逐渐减少,其在混凝土中波动更为剧烈,表面生成的锌酸钙随着溶液pH值的降低同时存在溶解与生成现象。     

油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀电化学行为的协同影响

为了获得油田水中阴离子及温度对P110钢腐蚀行为影响的协同性,采用动电位极化、电化学阻抗谱及正交试验等方法研究了在不同条件下模拟油田水对P110钢腐蚀电化学行为的影响。结果表明:随HCO_3~-、Cl~-、S~(2-)浓度增大,P110钢在模拟溶液中的腐蚀倾向增大,腐蚀速率先增大后减小;试验条件下,低浓度的各离子均起到了协同促进作用;温度升高,腐蚀速率则先减小后增大,并影响了其腐蚀倾向;随着典型阴离子浓度增大,电荷传递电阻先减小后增大,P110钢的腐蚀活性也呈相同趋势,温度则相反;试验研究范围内,影响最大的因素是HCO_3~-浓度,其次是S~(2-)浓度,影响最小的是Cl~-浓度,且HCO_3~-浓度、S~(2-)浓度、温度之间的相互作用小。     

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。     

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。     

高温高压下超级13Cr不锈钢抗CO2腐蚀性能

为了推进超级13Cr不锈钢在油气田中的应用,用高温高压釜系统模拟了油气田腐蚀环境,研究了超级13Cr不锈钢在动静态环境中高温高压下的CO2腐蚀行为,利用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射仪等对超级130r不锈钢表面腐蚀产物的形貌及成分进行了分析。结果表明：动态腐蚀时超级13Cr不锈钢的腐蚀速率随温度的升高而增大,150℃时最大,此后腐蚀速率随温度的升高而下降;静态腐蚀速率随温度的升高呈上升趋势;动态腐蚀速率高于静态的,动静态平均腐蚀速率均较小,属于轻度或中度腐蚀,在油气田的安全使用范围之内;动静态腐蚀时超级13Cr不锈钢表面均生成均匀、致密的钝化膜层,表现为均匀腐蚀,腐蚀产物成分为不锈钢基本成分,未发现CO2腐蚀产物,超级13Cr不锈钢具有良好的抗高温高压CO2腐蚀性能。