油田有机缓蚀剂的研究现状和发展趋势

介绍了油田的主要腐蚀类型,对目前油田使用的有机缓蚀剂进行了归类比较,提出了有机缓蚀剂的发展方向。     

J55钢CO2腐蚀产物膜形貌结构研究

在高温高压静态釜中进行了J55油套管钢的CO2腐蚀模拟试验,并对其腐蚀试样进行了磨损试验,得到腐蚀膜不同厚度的层面.用X射线衍射仪(XRD)和电子散射能谱仪(EDS)分析了膜的化学组成;用扫描电镜(SEM)分析了腐蚀产物膜的不同层面形貌、断面形貌以及厚度或表面晶粒大小与温度或CO2分压之间的关系.结果显示,在模拟试验条件下,J55钢所得到深褐色的腐蚀膜断面形貌为双层结构,表层为粗大而较规则的晶粒,内层膜为类似泥浆状的细小晶粒薄层;膜的主要成分为FeCO3,温度>180℃的腐蚀膜也未检测到各种铁的氧化物,在内层膜中检测出少量的Fe3C.膜厚和晶粒大小随着温度变化的极大值均在120℃处,极小值在160℃处,但两者曲线稍有不同.CO2分压对膜厚和晶粒大小的影响较复杂,在CO2分压为6.89MPa时,膜厚和晶粒均达到极大值;另一个极大值晶粒在3.45MPa,膜厚在2.41MPa;在两极大值之间,出现一极小值,晶粒在4.13MPa,膜厚在3.45MPa;在临界压力以上,晶粒大小或膜厚均急剧减小.     

13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

油田生产腐蚀管段的腐蚀原因

文章对中国石油新疆油田公司重油开发公司采油5区一站内的稠油集输管段腐蚀失效原因进行了分析.通过外观观察、化学成分分析、金相组织分析、腐蚀产物形貌和成分分析等手段,最终确定了腐蚀失效管段的腐蚀系所处的高矿化度碱性土壤环境引起的外腐蚀所致,为吸氧腐蚀.建议采用耐温性好的防腐蚀涂料并应优化保温施工工艺.     

模拟油气田环境下抗硫管的腐蚀行为对比

为了对比国产和进口抗硫管在模拟工况低H2S含量环境下的腐蚀性能及抗开裂敏感性,采用高温高压失重法和应力腐蚀开裂四点弯曲加载法,并结合扫描电镜、能谱以及X射线衍射分析技术对80钢级国产钢管、80钢级进口钢管和95钢级进口钢管进行了试验研究,从而为油气田实际选材提供理论依据.结果表明:在低温低H2S分压环境下,材料成分中铬...     

温度对超级13Cr油套管钢在NaCl溶液中腐蚀行为的影响

采用线性极化曲线、阻抗谱电化学技术等分析方法,研究了不同温度下,超级13Cr油套管钢在NaCl溶液中的腐蚀行为。结果表明:60、80和100℃对应的点蚀电位分别:-0.24、-0.27、-0.36 V,随温度升高,超级13Cr的点蚀电位下降,点蚀的尺寸逐渐增大,到100℃时,由点蚀引发了局部腐蚀,腐蚀速率增大;温度升高导致超级13Cr油套管钢在NaCl溶液中的耐腐蚀性降低。     

P110钢在有机盐完井液中的腐蚀行为

模拟油田腐蚀环境考察了有机盐完井液密度、温度、CO2分压、pH值等对P110钢腐蚀行为的影响。结果表明：随完井液密度的增加，P110钢平均腐蚀速率逐渐降低，密度越高，腐蚀产物膜的晶粒越均匀、细小、晶粒间堆积越致密，利于阻止腐蚀介质的侵入；温度越高，腐蚀越严重，低温时试片表面光亮，高温时存在点蚀坑较多的局部腐蚀；随CO2分压增加，平均腐蚀速率先是升高然后降低，在2．0MPa时出现最大值；随pH值增加，P110钢腐蚀速率逐渐下降。认为P110钢在高温（120℃）或低密度（1．05g／cm^3）下存在严重的局部腐蚀，应考虑防腐。     

牙哈YH301井油管腐蚀失效研究

通过理化性能检测评价和采用扫描电镜微观分析方法,对YH301天然气井油管公螺纹根部产生的腐蚀穿孔、公螺纹根部外表面产生的周向环状腐蚀沟槽和油管内外表面产生浅白色结垢层进行分析研究.结果表明,该油管的材质符合API相关标准;腐蚀穿孔首先是点状机械损伤,而后是由外向里引起的严重的局部腐蚀;周向环状腐蚀沟槽是接箍处缝隙腐蚀引起的;油管内的严重结垢是腐蚀穿孔后环空液进入油管内与气相中CO2作用所形成的;油管外表面的结垢是管内部分气相窜入管外与环空液作用所形成的;管体产生的腐蚀产物主要是FeCO2和Fe3O4.     

应力环与慢拉伸加载喷丸强化X80钢的SCC行为

采用应力环静态拉伸和慢应变速率拉伸(SSRT)加载方法,对比研究了喷丸强化对X80管线钢应力腐蚀开裂(SCC)行为的影响,并分析了喷丸强化对SCC行为影响与加载试验方法的内在联系。研究结果表明:由于残余压应力和表层组织细化的作用,喷丸强化能明显提高静态拉伸弹性变形条件下X80钢的抗SCC能力。然而,在慢应变速率拉伸SCC试验条件下,喷丸强化X80钢的SCC敏感性反而高于未处理试样,其原因主要是当加载应力超过屈服强度后喷丸强化X80钢表面的残余压应力严重松弛,而表面加工硬化和粗糙度增加则增强了基材的SCC敏感性。因此,SSRT加速试验方法不适合评价针对工程实际的喷丸处理试件的SCC敏感行为。     

CO_2腐蚀产物膜形态结构与温度和压力的关系

在高温高压静态釜中对3种油套钢N80、P110和J55的CO2腐蚀进行了模拟腐蚀试验。 结果显示,在试验条件下,3种材料腐蚀产物膜的断面形貌显示出双层结构,表层是晶体规整的 结晶状态,表层与基体之间为类似泥浆状的固体薄层;3种材料在模拟采出液中腐蚀产物膜的厚 度和晶粒大小随着温度的变化情形大致相似,在120℃时均达到了最大,而极小值并不相同;膜 厚和晶粒大小的极大值或极小值所对应的温度3种材料均相同;3种材料的腐蚀产物膜厚度或表 面晶粒大小随CO2分压变化规律大致相近,在CO2分压为6.89MPa时,均达到最大,在超临界 压力以上急剧减小,其间出现了2峰1谷,在峰值或低谷处3种材料存在异同;90℃时CO2分压 在超临界状态下3种材料腐蚀产物膜的厚度和晶粒大小均较小。