13Cr不锈钢的CO2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下,13Cr不锈钢中1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2腐蚀行为.结果表明,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为2Cr13＞1Cr13＞HP13Cr.当温度为150℃时,3种材料的平均腐蚀速率达到最大.CO2分压和流速增大,材料的平均腐蚀速率随之增大.当Cl-浓度为10×10-6～10 000×10-6时,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大,当Cl-浓度超过10 000×10-6后,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降.     

13Cr不锈钢的CO_2腐蚀行为研究

试验研究了在模拟现场环境下 ,13Cr不锈钢中 1Cr13、2Cr13、HP13Cr在高温高压下的CO2 腐蚀行为。结果表明 ,3种材料平均腐蚀速率的对比结果为 2Cr13>1Cr13>HP13Cr。当温度为 15 0℃时 ,3种材料的平均腐蚀速率达到最大。CO2 分压和流速增大 ,材料的平均腐蚀速率随之增大。当Cl-浓度为 10× 10 -6～ 10 0 0 0× 10 -6时 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而增大 ,当Cl-浓度超过 10 0 0 0× 10 -6后 ,平均腐蚀速率随着Cl-浓度的增大而稍有下降。     

原油动态腐蚀评价

实验原油酸值较高,为3.46mgKOH/g,硫质量浓度较低为2928mg/L,氮质量浓度为4624mg/L,因此该原油在加工过程中高温部位主要表现为环烷酸腐蚀,同时低温部位和氮有关的腐蚀会明显加剧。高温动态腐蚀评价结果表明:该海上原油由于酸值较高,腐蚀性能较强,对于Cr5Mo和20g在330℃、液体冲刷速率25m/s条件下,腐蚀速率高达7mm/a以上,因此加工该种类型原油时上述两种材料应避免使用;Ocr13和OCr18NilOTi与Cr5Mo和20g相比耐蚀性能有很大的提高,但二者在300℃左右存在腐蚀速率拐点,高于此温度点Ocr13和Ocr18NilOTi的腐蚀速率急剧增加;316L在实验温度范围内耐蚀性稳定,腐蚀速率在0.1mm/a左右;加工该种类型的原油在实际应用中可以考虑确定一温度点,高于此温度点,使用00Cr17Ni14Mo2及其以上的材料;低于此温度点可以选择18-8型不锈钢代替316型不锈钢。     

文昌油田套管钢电偶腐蚀与缓蚀剂研究

文昌油田套管设计中采用了13Cr-L-80和N-80两种钢材。实验研究了两种钢材在完井液(盐含量高达30％的溶液)中的电偶腐蚀并筛选了缓蚀剂。在pH=6．5的隐形酸类完井液中，13Cr-L-80的开路腐蚀电位明显较N-80为正，二者相差数百毫伏；在65℃下不同钢材耦接时，13Cr-L-80钢的腐蚀速率(0．182mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．381，0．396mm／a)为小，N-80钢的腐蚀速率(0．929mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．573，0．592mm／a)为大，表明发生了电偶腐蚀。从9种商品中筛选出的缓蚀剂JC-6，在加量15g／L时使13Cr—L一80和N．80耦接时60℃腐蚀速率分别降至0．012和0．165mm／a，降低率93．4％和82．2％；JC-6与PA复配物使耦接钢材腐蚀速率进一步降低，质量比为90：10的复配物(代号JCP-6)在加量15g／L时使70℃腐蚀速率分别降至0．013和0．069mm／a，降低率88．5％和96．5％。极化曲线表明JCP-6对于两种钢材均为阴极型缓蚀剂。JCP-6与完井液、海水配伍，温度升高(10～80℃)使配伍性变好(溶液浊度减小)，pH改变(1．7～7．5)对浊度影响小。JCP-6为成膜型缓蚀剂，简略讨论了缓蚀机理。图5表3参5。     

减压环境下的腐蚀实验研究

通过减压蒸馏模拟实验装置,以某企业的减压塔侧线油为实验介质,实现侧线油在相应的减压、高温环境下的腐蚀环境模拟实验。模拟实验结果发现:在减四、减五和减底段的条件下腐蚀速率较高,在减二液相条件下碳钢、06Cr13和022Cr19Ni10材质的试片腐蚀速率小于0.25 mm/a,减三段液相条件06Cr13和022Cr19Ni10材质的试片腐蚀速率小于0.25 mm/a,减四、减五和减底段液相条件下,022Cr19Ni10不锈钢腐蚀速率小于0.25 mm/a。且在减二、减三、减四、减五和减底段各条件下,汽液交界处腐蚀速率均高于液相。利用减压蒸馏模拟实验装置对减四线、减五线油进行了减压分馏实验,结果发现侧线油中的环烷酸出现浓缩,酸值可浓缩至原值的4倍。     

钻井液抗氧缓蚀剂CT2—13在川东气田的应用

现场钻井液对钻具具有较强的腐蚀作用,腐蚀速率达到1mm/a以上。缓蚀剂CT2－13是一种性能优良的钻井液抗氧缓蚀剂,与现场钻井液配伍 性好,可将钻具腐蚀速率控制在0.3mm/a以下。缓蚀剂CT2－13适用于聚合物、聚合物低固相、聚磺钻井液中溶解氧腐蚀防护,可应用于深井作业。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

新型硫脲类酸化缓蚀剂的合成与性能评价

以硫脲、苯甲醛、苯乙酮为原料,经曼尼希反应缩合,制备新型酸化缓蚀剂SK-17.采用正交试验,确定了最佳合成工艺条件:醛酮胺物质的量比为1.6∶ 1.2∶1,反应温度100℃,反应时间8h,体系pH为2.采用静态腐蚀速度法对缓蚀剂SK-17进行评价,在SK-17加量1％,40℃和4h下,N80钢片在15％盐酸和土酸(12％ HCl+ 3％ HF)中的腐蚀速率分别为1.020和0.875 g/(m2·h),说明SK-17具有优异的缓蚀性能.通过电化学方法检验,主剂是以抑制阳极腐蚀过程为主的酸化缓蚀剂.主剂在N80钢片上的吸附符合Langmuir等温吸附,吸附是自发过程,且同时存在物理吸附和化学吸附.     

超级13Cr油套管在含H2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H₂S/CO₂共存环境、高含Cl^-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H₂S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01 mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26 mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80% AYS和90% AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。     

天然气深冷装置CO_2腐蚀研究

大庆油田某深冷装置运行7年,三级压缩出口管线腐蚀失效破裂,造成较大的经济损失。采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等设备及技术手段,观察分析了腐蚀产物的形貌和成分,管道腐蚀主要为CO_2腐蚀。随着油田的持续开发,油田伴生气中的CO_2含量上升,使深冷装置三级压缩出口的CO_2分压超过0.21 MPa,管道处于重度腐蚀区域。采用高压动态模拟实验,研究了20#碳钢、316L不锈钢、5Cr低合金钢、16Mn低合金高强钢等4种管材在装置运行条件下的腐蚀速率,结果表明,20#钢的腐蚀速率为1.016 68 mm/a,316L不锈钢的腐蚀速率为0.002 13 mm/a;4种材料耐蚀性能由高到低的排序为316L不锈钢、5Cr低合金钢、16Mn低合金高强钢、20#钢,采用316L不锈钢可以降低天然气深冷装置的CO_2腐蚀速率。     

吸收塔顶0Cr13短管开裂原因分析及解决办法

对中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司3.50 M/a重油催化裂化装置吸收塔顶两处材质为0Cr13的短管开裂原因进行分析.根据0Cr13不锈钢特点及其焊接性能,分析了贫气组分、贫气中硫化氢在一定条件下对0Cr13材质的影响、硫化氢对金属的腐蚀和影响.进一步通过吸收塔0Cr13接管的微观组织分析,确定短管开裂主要原因为短管材质硬度远远超过标准,Cr元素含量低于标准要求为造成开裂的内部原因,硫化氢腐蚀和焊接残余应力是短管开裂的外部原因,提出了控制0Cr13短管产生裂纹的关键措施.     

糠醛-糠醛酸-水体系中6种材料耐蚀性能

采用电化学测试技术研究了碳钢、1Cr13、30 4不锈钢、Cr5Mo、0 8Cr2AlMo和 0 8CrCuAlMoTi这 6种材料在糠醛 糠醛酸 水体系中的腐蚀行为。结果表明 ,在糠醛中添加 5 0～ 80ml氧化剂双氧水时 ,30 4不锈钢耐蚀性能最佳 ,1Cr13和碳钢的腐蚀较为严重 ,而Cr5Mo、0 8Cr2AlMo和 0 8CrCuAlMoTi的耐蚀性能介于其中。扫描电镜观察发现 ,碳钢发生全面腐蚀 ,1Cr13发生晶间腐蚀。电子能谱分析和电子探针测试表明 ,碳钢的腐蚀产物主要是FeO ,1Cr13的腐蚀产物主要是FeO和Cr2 O3。缓蚀剂乙醇胺在糠醛体系中对 6种材料都有缓蚀效果。     

甲酸盐对套管/油管腐蚀速率评价方法与影响因素

由于目前还没有关于甲酸盐腐蚀速率评价标准,借鉴国内外金属腐蚀速率评价方法,提出甲酸盐对石油钻完井用的套管/油管腐蚀速率评价方法。实验采用金属挂片失重法,使用CGF-Ⅱ高温高压静态腐蚀仪,研究了甲酸盐种类、甲酸盐生产工艺、pH值、钢材材质、密度、缓冲剂等因素对腐蚀速率的影响。结果表明,甲酸钠对TP140钢材腐蚀速率是甲酸钾的2倍多,因为甲酸钠中Cl元素含量（0.619%）大于甲酸钾（0.024 3%）;由于生产工艺不同,甲酸钾A中S元素含量（0.18%）大于甲酸钾B（0.047 7%）与C（0.04 6%）,因而前者的腐蚀速率远高于后2者;酸性条件下甲酸盐对钢材腐蚀程度较为严重,现场应用的甲酸盐盐水需使用碳酸钠/碳酸氢钠或碳酸钾/碳酸氢钾进行缓冲;TP140在甲酸钾盐水中的腐蚀速率是BG13Cr、JFE13Cr中腐蚀速率的20倍,表明甲酸钾对不锈钢的腐蚀速率远低于对碳钢的腐蚀速率;因为高浓度的HCOO-离子才对钢材腐蚀有一定保护作用,所以TP140钢材在1.20 g/cm3甲酸钾盐水中的腐蚀速率是1.40~1.57 g/cm3甲酸钾盐水的2倍多,因此在使用低密度甲酸盐体系时需加入缓蚀剂。上述实验结果为石油钻完井过程中使用甲酸盐水时的防腐工作提供了实验依据。      

钡盐蒸发器1Cr18Ni9Ti列管失效分析

通过宏观和微观观察与分析 ,对制钡盐蒸发器的 1Cr18Ni9Ti奥氏体不锈钢列管开裂原因进行了讨论。认为列管开裂起源于内壁的点蚀坑 ,裂纹的扩展方式为腐蚀疲劳和应力腐蚀开裂。指出消除加工过程的残余应力可防止SCC的发生 ,同时可选用双相钢 ,Cr5Mo、ND钢或 0 8Cr2AlMo做为列管材料。     

油田三元复合驱溶液浓度及pH值对油管钢腐蚀特性研究

为了研究不同材质油管钢在ASP三元复合驱溶液中的腐蚀特性,采用1Cr18Ni9Ti不锈钢、T10、T20、Q235、45钢油管钢,通过室内静态浸泡试验,研究了不同材质油管钢在不同浓度及p H值三元复合驱采出液中的腐蚀情况,同时采用SEM和EDS等方法对腐蚀产物进行微观形貌观察和元素定量分析,确定了腐蚀产物成分及腐蚀形态。研究结果表明,不同浓度的ASP三元复合驱溶液对5种油管钢腐蚀性一般,1Cr18Ni9Ti不锈钢耐蚀性能最好,45钢最差;随着三元复合驱溶液p H值的升高,5种油管钢的腐蚀速率逐渐减小,并趋于平稳。     

钢板成分及热处理工艺对中Cr钢耐CO2腐蚀性能的影响

为了研究不同Cr含量及热处理工艺对钢板耐CO2腐蚀性能的影响,采用挂片失重法结合金相和EBSD分析,研究了Cr含量以及不同热处理工艺对低C、中Cr钢在CO2驱油服役环境下的腐蚀性能的影响,并分析了几种Cr含量钢的可焊接性。试验结果显示,在当w（Cr）=3%～9%时,随着Cr含量的提升,试样的耐均匀腐蚀能力逐步增强;其中轧态的腐蚀速率从0.243 mm/a降低到0.087 mm/a,降低了64%;在一定热处理工艺下,几种不同Cr含量的钢种都具有较好的焊接性。研究表明,由于Cr含量的提升使得钢的基体表面形成更加致密的保护膜,阻碍了腐蚀的进一步发展;对于Cr7.5钢,轧态下的耐均匀腐蚀能力最强,回火态的其次,正火态最差,耐蚀性能的差异是由于轧态组织中单位面积内晶界的长度最小、而正火态晶粒长度最大所造成的。     

流速和硫含量对原油中环烷酸腐蚀性的影响

 设计了一种现场腐蚀旁路试验方法,该方法不仅可以直接研究实际生产原油中环烷酸对材质的腐蚀性,还可以实现变流速试验。采用该装置研究了原油流速和硫含量对其中环烷酸腐蚀性的影响规律。结果表明,在试验条件下,随原油流速的增加,10#碳钢和Cr5Mo的腐蚀速率均成线性增大,321不锈钢的腐蚀速率基本不变;在各个流速情况下321不锈钢的耐腐蚀性最优,Cr5Mo其次,10#碳钢最差。在硫质量分数不大于0.86％时,硫含量对原油中环烷酸腐蚀性的影响较小;当原油中硫质量分数大于0.86％时,随着硫含量的增加,10#碳钢和Cr5Mo的腐蚀速率显著减小, 321不锈钢的腐蚀速率均很小;在各个硫含量情况下321不锈钢的耐腐蚀性最优,Cr5Mo其次, 10#碳钢最差。     

H_2S-CO_2-Cl~-腐蚀环境单井集输管材选择

塔河油田腐蚀环境为H2S-CO2-Cl-体系,单井集输管道材质以20号钢为主,腐蚀穿孔严重。通过对BX245-1Cr、20号钢两种管材的室内实验和现场应用分析,采用了扫描电镜和激光共聚焦显微镜对BX245-1Cr与20号钢的腐蚀情况进行对比分析。室内实验分析表明,BX245-1Cr材质抗腐蚀能力优于20号钢,均匀腐蚀速率相比降低33.07%,点腐蚀速率相比降低30.05%。现场应用测试分析表明,BX245-1Cr点腐蚀速率明显低于20号钢点腐蚀速率,相比降低35.89%。通过对两种管材经济对比分析,选用管径为76 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.44×104RMB$/km,选用管径为89 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.34×104RMB$/km。     

22Cr双相不锈钢耐均匀腐蚀性能的研究

通过在高温高压釜装置中进行不同材料的均匀腐蚀试验，采用失重法计算研究了22Cr双相不锈钢耐均匀腐蚀性能。结果表明，22Cr双相不锈钢具有很好的耐均匀腐蚀性能且其耐均匀腐蚀的性能优于常规的1Cr18Ni9Ti，304，316和Cr13不锈钢。     

雅克拉气田集气管线内腐蚀分析及材质选用

塔里木盆地雅克拉气田井流物具有高含CO₂、高含Cl^-、低含H₂S、低pH值的特点,投产1年多后,集输管线距井口150 m处相继出现爆管、穿孔、管壁减薄等腐蚀现象。随着气田开发时间的延长,气井含水量上升,腐蚀环境进一步恶化,腐蚀也逐渐从井口方向延伸至进站端。为此,分析了气田集气管线腐蚀环境、腐蚀规律特征、腐蚀影响因素（温度、CO₂分压、pH值、Cl^-含量、多相流流态及流速、水蒸气冷凝率）,确定了集气管线腐蚀主要是CO₂腐蚀,同时冲击流流态下高速气流的冲刷和Cl^-的存在加剧了腐蚀进程。同时,对集气管线的管材进行了筛选,不同材质耐腐蚀性能分析表明：集气管材抗腐蚀性能由强到弱排序为22Cr、316L、玻璃钢、13Cr、1Cr13、06Cr13、3Cr、16Mn、L360;弯头抗腐蚀性能由强到弱排序为1Cr13、16Mn渗氮、15CrMo、16Mn。最后从技术可行、经济合理的角度分析认为：集气管材宜选用316L+20号钢的双金属管材和富含环氧树脂内衬高压玻璃管材,弯头宜选用1Cr13和16 Mn渗氮高压直角弯头。